RU2380529C2 - Method of production wells recovery rate increase at late stages of oil field production - Google Patents
Method of production wells recovery rate increase at late stages of oil field production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2380529C2 RU2380529C2 RU2008116528/03A RU2008116528A RU2380529C2 RU 2380529 C2 RU2380529 C2 RU 2380529C2 RU 2008116528/03 A RU2008116528/03 A RU 2008116528/03A RU 2008116528 A RU2008116528 A RU 2008116528A RU 2380529 C2 RU2380529 C2 RU 2380529C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- production
- reservoir
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 41
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 31
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000003325 tomography Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 30
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 21
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 17
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 12
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 8
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 8
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 8
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 7
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 4
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 3
- 238000012958 reprocessing Methods 0.000 claims 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 15
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефтепродуктов и может быть использовано для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии освоения.The present invention relates to the field of oil production and can be used to increase the efficiency of oil field development at a late stage of development.
Известно, что на поздней стадии происходит постепенное падение продуктивности добывающих скважин, обусловленное не только истощением запасов в коллекторе, но также необратимым снижением проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), вызванным смыканием флюидопроводящих каналов из-за значительного превышения горного давления над пластовым, которое в процессе разработки имеет тенденции к постепенному падению. [1]It is known that at a late stage, a gradual decrease in the productivity of producing wells occurs, caused not only by depletion of reserves in the reservoir, but also by an irreversible decrease in permeability of the bottom-hole formation zone (BWP), caused by the closure of fluid-conducting channels due to a significant excess of rock pressure over the reservoir, which development has a tendency to gradual decline. [one]
Известен способ нестационарной (периодической) закачки воды в пласт для стабилизации продуктивности добывающих скважин в условиях постепенного смыкания флюидопроводящих каналов («Методическое руководство по совершенствованию циклического заводнения в различных геолого-физических условиях» ОАО «Татнефть», 2006 г.) [2].There is a method of non-stationary (periodic) injection of water into the reservoir to stabilize the productivity of producing wells in the conditions of gradual closure of fluid-conducting channels (“Methodological Guide to Improving Cyclic Waterflooding in Various Geological and Physical Conditions” of OAO Tatneft, 2006) [2].
При нестационарном режиме периоды закачки чередуются с периодами ее остановки. При подаче импульса давления (закачки) в пласт он движется по флюидопроводящим каналам (межблоковым трещинам), приобретая постепенно колоколообразную форму.In non-stationary mode, the pumping periods alternate with the periods of its stop. When a pressure impulse (injection) is applied to the formation, it moves along the fluid-conducting channels (interblock cracks), gradually acquiring a bell-shaped shape.
В момент прохождения по трещине переднего фронта импульса давления вода устремляется из трещин в нефтенасыщенные блоки, тем самым повышая в них поровое давление.At the moment of passage of the leading edge of the pressure pulse through the crack, water rushes from the cracks into oil-saturated blocks, thereby increasing the pore pressure in them.
При прохождении по межблоковым трещинам заднего фронта импульса давления режим репрессии сменяется режимом депрессии, что вызывает активный «подсос» нефти из блоков в трещины. Процесс «подсоса» облегчается тем обстоятельством, что поровое давление в блоках оказывается выше давления в трещинах в момент прохождения по ним заднего фронта импульса давления [3].When a pressure impulse passes through interblock cracks, the repression mode is replaced by a depression mode, which causes an active “suction” of oil from the blocks into the cracks. The process of "suction" is facilitated by the fact that the pore pressure in the blocks is higher than the pressure in the cracks at the moment the trailing edge of the pressure pulse passes through them [3].
Таким образом, прохождение каждого последующего импульса давления по межблоковым трещинам сопровождается движением по ним чередующихся порций двухфазной жидкости: вода - нефть, вода - нефть и т.д.Thus, the passage of each subsequent pressure impulse through interblock cracks is accompanied by the movement of alternating portions of a two-phase fluid along them: water - oil, water - oil, etc.
Причем продолжительность порции извлеченной из блоков нефти, как правило, больше продолжительности порции воды [4].Moreover, the duration of the portion of oil extracted from the blocks is usually longer than the duration of the portion of water [4].
Однако известный способ циклической закачки не может обеспечить проблему полной компенсации отбора закачкой, так как объем закачиваемой в пласт воды в этом случае существенно ниже, чем при стационарном режиме закачки. В силу этого обстоятельства применение циклической закачки не может полностью предотвратить процесс постепенного смыкания каналов (трещин), хотя существенно его замедляет. В результате смыкания флюидопроводящих трещин горная порода становится более монолитной, что сопровождается ростом в ней внутренних напряжений.However, the known method of cyclic injection cannot provide the problem of complete compensation for selection by injection, since the volume of water injected into the reservoir in this case is significantly lower than in the stationary injection mode. Due to this circumstance, the use of cyclic injection cannot completely prevent the process of gradual closure of channels (cracks), although it substantially slows it down. As a result of the closure of fluid-conducting cracks, the rock becomes more monolithic, which is accompanied by an increase in internal stresses in it.
Чтобы восстановить естественную флюидопроводность горной породы, находящейся в таком напряженном состоянии, необходимо вызвать релаксацию возникших в ней напряжений, приводящую к возникновению вторичных флюидопроводящих каналов, сопровождаемому лавинообразным растрескиванием горной породы на микроблоки. [5]In order to restore the natural fluid conductivity of a rock in such a stressed state, it is necessary to cause relaxation of the stresses arising in it, leading to the appearance of secondary fluid conducting channels, accompanied by avalanche-like cracking of the rock into microblocks. [5]
Известен способ разработки углеводородных залежей с комплексным физическим воздействием на пласт (пат. RU №2291954, публ. 27.05.2007 г.) [6].There is a method of developing hydrocarbon deposits with complex physical effects on the reservoir (US Pat. RU No. 2291954, publ. 05.27.2007) [6].
Способ включает нагнетание вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, исследование естественной трещиноватости геологической среды пласта, инициирование и создание дополнительных каналов массопереноса в скважины. Согласно изобретению при исследовании естественной трещиноватости выявляют по площади залежи зоны повышенной трещиноватости, напряженности пластовой среды. В указанных зонах или вблизи них выбирают добывающие скважины или бурят дополнительные. Инициируют и создают волновые каналы массопереноса на продуктивных интервалах данных скважин в пластах путем последовательной подачи импульсов физических энергий в пласт. Одновременно осуществляют запись поступающих из пласта сигналов акустической эмиссии и/или электромагнитных эмиссионных сигналов, их фрактальный анализ, построение объемных аттрактов состояния структуры геологической среды в режиме реального времени с непрерывным компьютерным мониторингом по напряженности, флюидонасыщенности, давлению флюида, изменению состояния залежи и развитию каналов энергомассопереноса в пласте по группам скважин. На основе мониторинга по фазе максимальной локальной неустойчивости состояния залежи назначают момент времени подачи каждого последующего импульса и изменяют его энергетические и частотные параметры вплоть до появления отклика среды (Прототип).The method includes injection of displacing agents into injection wells and selection of formation fluid through production wells, investigation of the natural fracture of the formation geological environment, initiation and creation of additional mass transfer channels to the wells. According to the invention, in the study of natural fracturing, zones of increased fracturing, and tension of the formation medium are identified by the area of the deposit. In these areas or near them, production wells are selected or additional ones are drilled. Initiate and create wave channels of mass transfer at the productive intervals of these wells in the reservoirs by sequentially supplying pulses of physical energies to the reservoir. At the same time, acoustic emission signals and / or electromagnetic emission signals from the formation are recorded, their fractal analysis is performed, volumetric attracts of the state of the structure of the geological medium are constructed in real time with continuous computer monitoring of tension, fluid saturation, fluid pressure, change in the state of the reservoir and the development of energy and mass transfer channels in the reservoir by groups of wells. Based on monitoring of the phase of maximum local instability, the state of the reservoir designates the timing of each subsequent pulse and changes its energy and frequency parameters until the response of the medium appears (Prototype).
Недостаток известного способа заключается в следующем.The disadvantage of this method is as follows.
Основу известного способа составляет изучение состояния пластовой среды: трещиноватости, напряженности с целью выбора объектов воздействия на нее физической энергией для получения вторичной трещиноватости и разрушения связей в породе. Выбор объектов осуществляется согласно этому принципу, при этом не учитывается зональное распределение остаточных запасов. Определение трещиноватости не всегда дает исчерпывающую картину состояния залежи на поздней стадии разработки, поскольку падение добычи пластовой жидкости связано и с истощением запасов и с изменением физико-механических свойств породы [1].The basis of the known method is the study of the state of the reservoir medium: fracturing, tension in order to select objects of influence on it with physical energy to obtain secondary fracturing and breaking bonds in the rock. The selection of objects is carried out according to this principle, while the zonal distribution of residual reserves is not taken into account. Determination of fracturing does not always give an exhaustive picture of the state of the reservoir at the late stage of development, since the decline in reservoir fluid production is associated with depletion of reserves and a change in the physical and mechanical properties of the rock [1].
Кроме того, известный способ очень сложен в применении, так как требует использования различного оборудования, требующего замену и прерывания технологических режимов.In addition, the known method is very difficult to use, since it requires the use of various equipment that requires replacement and interruption of technological conditions.
Задачей заявляемого способа является упрощение технологии воздействия на продуктивный пласт и повышение его эффективности.The objective of the proposed method is to simplify the technology of impact on the reservoir and increase its effectiveness.
Указанная задача решается тем, что в способе повышения продуктивности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, включающем циклическое нагнетание вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, воздействие на продуктивные интервалы данных скважин в пластах путем последовательной подачи импульсов упугой энергии в пласт, предварительно осуществляют оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов и выбор нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья, и оценку степени монолитизации (смыкания трещин) горной породы, например, методом межскважинного просвечивания (сейсмотомографии), затем обеспечивают подачу импульсов упругой энергии на пласт в очаговых скважинах до момента появления положительной реакции в добывающих скважинах (например, в виде роста их продуктивности) и осуществляют оценку образования вторичной трещиноватости по динамике поведения данных сейсмотомографии, далее повторяют оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов и выбор следующих нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья, и оценку вблизи них степени монолитизации горной породы и последующее проведение циклического нагнетания вытесняющих агентов в выбранных скважинах, и отбор пластовой жидкости из добывающих скважин с контролем процесса отбора этой жидкости, с последующим воздействием импульсами упругой энергии на пласт в очаговых скважинах, причем очаговые скважины выбирают в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов.This problem is solved in that in a method for increasing the productivity of producing wells at a late stage of oil field development, which includes cyclic injection of displacing agents into injection wells and selection of formation fluid through production wells, the impact on the productive intervals of these wells in the formations by sequentially supplying pulses of refractory energy to layer, pre-evaluate the density distribution of the residual reserves of raw materials with the construction of maps of the zonal distribution of of the residual reserves and the selection of injection wells that meet the condition of the maximum zonal distribution of the residual reserves of raw materials, and the assessment of the degree of monolithization (closing of the cracks) of the rock, for example, by the method of cross-hole transmission (seismotomography), then they provide elastic energy pulses to the formation in the focal wells until the occurrence of a positive reaction in producing wells (for example, in the form of an increase in their productivity) and assess the formation of secondary fracture in dynamics the behavior of seismic tomography data, then repeat the estimation of the distribution density of residual reserves of raw materials with the construction of maps of the zonal distribution of the density of residual reserves and selecting the following injection wells that meet the condition for the maximum zonal distribution of residual reserves of raw materials, and assessing the degree of monolithization of the rock near them and subsequent cyclic injection of displacing agents in selected wells, and the selection of reservoir fluid from producing wells with control of the selection process e th liquid, followed by exposure of the elastic energy pulses to the reservoir wells in the source, the wells are selected in focal areas, and the contour enclosing the flexure zone pericline or other abrupt changes in slope of the fall productive formations.
При этом циклическую закачку воды ведут до момента снижения продуктивности добывающих скважин ниже минимального уровня, определяемого показателем рентабельности и моментом стабилизации на максимальном уровне данных сейсмотомографии, а повторную обработку пласта импульсами упругой энергии в очаговых скважинах производят при условии достижения минимального уровня амплитудно-временных параметров геологической среды, регистрируемых с помощью сейсмотомографии.In this case, a cyclic injection of water is carried out until the productivity of producing wells decreases below the minimum level determined by the profitability indicator and the moment of stabilization at the maximum level of seismic tomography data, and the reservoir is reprocessed with pulsed elastic energy in the focal wells provided that the minimum level of amplitude-time parameters of the geological environment is reached recorded using seismotomography.
Суть способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
На месторождении предварительно осуществляют оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов и выбор нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья.The field is preliminarily evaluated for the density distribution of residual reserves of raw materials with the construction of maps of the zonal distribution of the density of residual reserves and the choice of injection wells that meet the condition for the maximum zonal distribution of residual reserves of raw materials.
Затем осуществляют воздействие на залежь с остаточными запасами с помощью циклической закачки воды через нагнетательные скважины с осуществлением контроля за изменением продуктивности добывающих скважин. При этом циклическую закачку воды ведут до момента снижения продуктивности добывающих скважин ниже минимального уровня, определяемого показателем рентабельности, и момента стабилизации на максимальном уровне данных сейсмотомографииThen carry out the impact on the reservoir with residual reserves by cyclic injection of water through injection wells with monitoring changes in the productivity of producing wells. In this case, a cyclic injection of water is carried out until the productivity of producing wells decreases below the minimum level determined by the profitability indicator, and the moment of stabilization at the maximum level of seismotomography data
Для воздействия упругими колебаниями на пласт среди добывающих скважин выбирают очаговые скважины в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов. Обрабатывают выбранный участок залежи с помощью одной из известных волновых технологий до момента проявления положительной реакции (начала прироста продуктивности) в добывающих скважинах и момента стабилизации на минимальном уровне амплитудно-временных параметров, регистрируемых сейсмотомографией [7-9]. По данным сейсмотомографии также определяют момент начала образования вторичной трещиноватости пласта под действием волновой технологии.To influence elastic vibrations on the formation, among the producing wells, focal wells are selected in places and along a contour covering the zones of flexures, periclines, or other sharp changes in the steepness of fall of productive formations. The selected area of the deposit is processed using one of the known wave technologies until a positive reaction (the beginning of productivity growth) manifests itself in production wells and when stabilization is achieved at the minimum level of amplitude-time parameters recorded by seismotomography [7-9]. According to seismic tomography, the moment of the beginning of the formation of secondary formation fracture under the influence of wave technology is also determined.
Затем возобновляют циклическую закачку в соседних выбранных нагнетательных скважинах, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья, с осуществлением контроля за изменением продуктивности добывающих скважин на участке циклической закачки и процессом монолитизации горной породы в межскважинном пространстве с помощью сейсмотомографии.Then, cyclic injection is resumed in neighboring selected injection wells that meet the condition of maximum zonal distribution of residual reserves of raw materials, with monitoring of changes in the productivity of production wells in the cyclic injection section and the process of rock monolithization in the interwell space using seismotomography.
При снижении продуктивности добывающих скважин ниже заданного предельно низкого уровня вновь выбирают очаговые скважины в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов, и обрабатывают их с помощью волновой технологии. Повторную обработку пласта импульсами упругой энергии в очаговых скважинах производят, начиная с момента достижения минимального уровня амплитудно-временных параметров геологической среды, регистрируемых с помощью сейсмотомографии.When the productivity of producing wells decreases below a predetermined extremely low level, focal wells are again selected in places and along a contour covering the zones of flexures, periclines, or other sharp changes in the steepness of fall of productive formations, and they are processed using wave technology. Re-treatment of the formation with elastic energy pulses in the focal wells is carried out, starting from the moment of reaching the minimum level of the amplitude-time parameters of the geological environment, recorded using seismotomography.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Предварительную оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов производят на основе материалов, полученных в результате геологических и промыслово-геофизических исследований нефтяных скважин и комплексных исследований свойств горных пород (лабораторных анализов керна, пластовых жидкостей и газов) для установления двухфакторных парных корреляционных связей между величинами плотности остаточных запасов сырья и влияющих на нее коллекторских, фильтрационно-емкостных, структурно-литологических и промысловых параметров, с вычислением величины коэффициентов корреляции для каждой из установленных двухфакторных связей согласно заявки на изобретение №2006128689 «Способ оценки текущих и прогноза плотности распределения остаточных запасов сырья на любой стадии разработки нефтяных месторождений с коллекторами терригенного типа» (Публ. 20.02.2008 г.). По результатам определения величины плотности остаточных запасов сырья осуществляют построение карт зонального распределения плотности остаточных запасов. По картам выбирают место для выбора (заложения) нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья, и осуществляют через них воздействие на залежь с остаточными запасами с помощью циклической закачки воды с обеспечением контроля за изменением продуктивности добывающих скважин и процессом стабилизации показаний сейсмотомографии (амплитудно-временных параметров). Циклическую закачку производят согласно «Методического руководства по совершенствованию циклического заводнения в различных геолого-физических условиях» (ОАО «Татнефть», 2006 г.) [2]. При этом циклическую закачку воды ведут до момента снижения продуктивности добывающих скважин ниже минимального уровня, определяемого показателем рентабельности, и момента стабилизации на максимальном уровне данных сейсмотомографии.A preliminary assessment of the distribution density of the residual reserves of raw materials with the construction of maps of the zonal distribution of the density of residual reserves is carried out on the basis of materials obtained as a result of geological and field-geophysical studies of oil wells and comprehensive studies of rock properties (laboratory analyzes of core, formation fluids and gases) to establish two-factor paired correlation between the values of the density of residual reserves of raw materials and the collector filter affecting it capacitive, structural, lithological and field parameters, with the calculation of the correlation coefficients for each of the established two-factor relationships according to the application for invention No. 2006128689 “Method for assessing the current and forecasting the density distribution of residual reserves of raw materials at any stage of development of oil fields with terrigenous reservoirs” (Publ. 02/20/2008). According to the results of determining the density of residual reserves of raw materials, maps of the zonal distribution of the density of residual reserves are constructed. On the maps, a place is chosen for the selection (laying) of injection wells that meet the condition of the maximum zonal distribution of residual reserves of raw materials, and they are applied through them to influence the reservoir with residual reserves by cyclic water injection, providing control over changes in the productivity of production wells and stabilization of seismotomography readings ( amplitude-time parameters). Cyclic injection is carried out in accordance with the “Methodological Guide to Improving Cyclic Flooding in Various Geological and Physical Conditions” (OAO Tatneft, 2006) [2]. In this case, a cyclic injection of water is carried out until the productivity of producing wells decreases below the minimum level determined by the profitability indicator and the moment of stabilization at the maximum level of seismic tomography data.
Сейсмотомографию - межскважинное прозвучивание - осуществляют согласно известной технологии, включающей оценку упругодеформационных свойств по значениям скоростей прохождения сейсмических волн в массиве. Метод основан на изучении кинематических (Vp - скорость распространения продольных и Vs - скорость распространения поперечных волн) и динамических (коэффициенты поглощения рассеивания) характеристик волн, возбуждаемых в одной скважине и принимаемых в другой с последующей томографической обработкой данных. (А.Г.Болгаров. Межскважинная сейсмотомография для решения инженерно-геологических задач. /Материалы международной научно-практической конференции.- «Проблемы и перспективы применения современных технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки», 25-27 июня 2001 г., Уфа, ТАУ, 2002, с.182-194; и Аппаратурно-методический комплекс геофизических методов для решения задач инженерной геологии на объектах промышленного и гражданского строительства / А.Г.Болгаров, А.П.Поляков, О.С.Болгарова и др. // Скважинные геофизические технологии на рубеже веков. Уфа, ТАУ, 2000) [11, 12]Seismotomography - interwell sounding - is carried out according to well-known technology, including the assessment of elastic deformation properties by the values of the speed of transmission of seismic waves in the array. The method is based on the study of kinematic (V p is the propagation velocity of longitudinal waves and V s is the propagation velocity of transverse waves) and dynamic (scattering absorption coefficients) characteristics of waves excited in one well and received in another with subsequent tomographic data processing. (A.G. Bolgarov. Cross-hole seismic tomography for solving engineering-geological problems. / Materials of the international scientific-practical conference. - “Problems and prospects of applying modern technologies to increase the efficiency of solving geological exploration problems”, June 25-27, 2001, Ufa, TAU, 2002, p.182-194; and the Hardware and methodological complex of geophysical methods for solving problems of engineering geology at industrial and civil construction / A.G. Bolgarov, A.P. Polyakov, O.S. Bolgarova, etc. / / Downhole geophysical technologies at the turn of the century. Ufa, TAU, 2000) [11, 12]
При снижении продуктивности добывающих скважин ниже некоторого заданного предельно низкого уровня (например по критерию рентабельности), сопровождаемого стабилизацией показаний сейсмотомографии на минимальном уровне, в зоне обработки выбирают очаговые скважины в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов, и в этих скважинах обрабатывают продуктивный пласт с помощью одной из известных волновых технологий, например согласно «Инструкции по технологии повышения нефтеотдачи и интенсификации притока нефти дилатационно-волновым воздействием на породы динамикой работы насоса ШГН» (РД-153-39.0-263-02, ОАО «Татнефть») [10]. При этом очаговые скважины выбирают согласно изобретения №2006134563 «Способ выбора объектов для вибросейсмического (виброударного, дилатационно-волнового) воздействия с невыработанными рентабельными остаточными запасами». Способ предусматривает выбор очаговых добывающих скважин, с целью волновой обработки, в местах и по контору, охватывающему зону флексур, периклиналий (прогибов, поднятий) или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов. Выбранные места, как правило, характеризуются повышенными внутренними напряжениями породы. При волновом воздействии происходит релаксация возникших в ней напряжений, приводящая к возникновению вторичных флюидопроводящих каналов, сопровождаемому лавинообразным растрескиванием горной породы на микроблоки и уменьшением значений данных сейсмотомографии с последующей их стабилизацией на минимальном уровне [5].If the productivity of producing wells decreases below a certain set extremely low level (for example, by the criterion of profitability), accompanied by stabilization of the seismic tomography readings at a minimum level, focal wells are selected in the treatment area in places and along the contour covering the zones of flexures, periclines, or other sharp changes in the steepness of falling productive reservoirs, and in these wells they process the reservoir using one of the known wave technologies, for example, according to the “Instructions for technology enhanced oil recovery and oil stimulation dilatationally wave-influence on the breed of the pump dynamics SRP "(RD-153-39.0-263-02, JSC" Tatneft ") [10]. In this case, focal wells are selected according to the invention No. 2006134563 "Method of selecting objects for vibroseismic (shock, wave-dilatation) exposure with undeveloped profitable residual reserves." The method involves the selection of focal producing wells, for the purpose of wave processing, in places and in the office, covering the zone of flexures, periclines (deflections, elevations) or other sharp changes in the steepness of the fall of productive formations. Selected places are usually characterized by increased internal stresses of the rock. Under the wave action, the stresses arising in it are relaxed, leading to the appearance of secondary fluid-conducting channels, accompanied by avalanche-like cracking of the rock into microblocks and a decrease in the values of seismic tomography data with their subsequent stabilization at a minimum level [5].
Обработку выбранного участка волновым воздействием осуществляют до момента проявления положительной реакции в добывающих скважинах (начало прироста продуктивности).The treatment of the selected area by the wave action is carried out until the manifestation of a positive reaction in the producing wells (the beginning of the increase in productivity).
Затем по известной инструкции возобновляют циклическую закачку в соседних выбранных нагнетательных скважинах, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья (согласно изобретению по заявке №2006128689) с осуществлением контроля за изменением продуктивности добывающих скважин на участке циклической закачки и регистрации динамики поведения амплитудно-временных параметров, регистрируемых сейсмотомографией [11, 12].Then, according to well-known instructions, cyclic injection is resumed in neighboring selected injection wells that meet the condition of maximum zonal distribution of residual stocks of raw materials (according to the invention according to application No. 2006128689) with monitoring the change in productivity of production wells in the cyclic injection section and recording the dynamics of the amplitude-time parameters, recorded by seismotomography [11, 12].
При снижении продуктивности добывающих скважин ниже заданного предельно низкого уровня вновь выбирают очаговые скважины в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов (согласно изобретению по заявке №200613456), и обрабатывают их с помощью известной волновой технологии (РД-153-39.0-263-02, ОАО «Татнефть»). Повторную обработку пласта импульсами упругой энергии в очаговых скважинах производят в течение времени, необходимого для достижения минимального уровня амплитудно-временных параметров геологической среды, регистрируемых с помощью сейсмотомографии.If the productivity of producing wells decreases below a predetermined extremely low level, focal wells are again selected in places and along a contour covering the zones of flexures, periclines, or other sharp changes in the steepness of fall of productive formations (according to the invention according to application No. 200613456), and they are processed using known wave technology (RD-153-39.0-263-02, OAO Tatneft). Re-treatment of the formation with pulses of elastic energy in focal wells is performed for the time necessary to achieve the minimum level of amplitude-time parameters of the geological environment, recorded using seismotomography.
Операции повторяют в вышеописанной последовательности до тех пор, пока положительная реакция добывающих скважин по продуктивности не снизится до некоторого предельно установленного уровня рентабельности, а амплитудно-временные параметры геологической среды стабилизируются на минимальном уровне.The operations are repeated in the above sequence until the positive response of the producing wells in productivity decreases to a certain maximum level of profitability, and the amplitude-time parameters of the geological environment are stabilized at a minimum level.
Заявляемый способ предусматривает применение стандартных методик и средств, не требующих специальной подготовки скважин. Значительно упрощена методика выбора скважин для осуществления циклической закачки и воздействия на пласт волновой технологией.The inventive method involves the use of standard techniques and tools that do not require special preparation of wells. The method of selecting wells for cyclic injection and stimulating the formation with wave technology has been greatly simplified.
Источники информацииInformation sources
1. Т.Д.Гольф-Рахт. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещинных коллекторов. М.: Недра, 1986 г., с.608.1.T.D. Golf-Rakht. Fundamentals of oilfield geology and the development of fractured reservoirs. M .: Nedra, 1986, p. 608.
2. «Методическое руководство по совершенствованию циклического заводнения в различных геолого-физических условиях», ОАО «Татнефть», 2006 г.2. “Methodological guidance for improving cyclic water flooding in various geological and physical conditions”, OAO Tatneft, 2006
3. Ю.А.Гуторов, А.Ю.Гуторов. Физические основы механизма воздействия нестационарного заводнения на продуктивные коллекторы в системе ППД. «Современные технологии в нефтегазовом деле», сборник трудов научно-технической конференции. 30 ноября 2007 г., Уфа, УГНТУ, с.32-43.3. Yu.A. Gutorov, A.Yu. Gutorov. The physical basis of the mechanism of the impact of non-stationary flooding on productive reservoirs in the RPM system. “Modern technologies in the oil and gas business”, proceedings of a scientific and technical conference. November 30, 2007, Ufa, UGNTU, pp. 32-43.
4. В.М.Добрынин. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970 г., с.239.4. V.M. Dobrynin. Deformations and changes in the physical properties of oil and gas reservoirs. M., Nedra, 1970, p.239.
5. Роль неупругой деформации коллекторов в нефтеотдаче пластов. / М.А.Мохов, В.А.Сахаров, Х.Х.Хабибуллин - «Нефтепромысловое дело», М., ВНИИОЭНГ, 2001, №9, с.20-21.5. The role of inelastic deformation of reservoirs in oil recovery. / M.A. Mokhov, V. A. Sakharov, Kh. Kh. Khabibullin - “Oilfield business”, M., VNIIOENG, 2001, No. 9, p.20-21.
6. Пат.RU №2291954, «Способ разработки углеводородных залежей с комплексным физическим воздействием на пласт» (публ. 27.05.2007 г.).6. Pat.RU No. 2291954, “Method for the development of hydrocarbon deposits with complex physical impact on the reservoir” (publ. May 27, 2007).
7. Виброволновое и вибросейсмическое воздействие на нефтяные пласты. / М.А.Мохов, В.А.Сахаров, Х.Х.Хабибуллин. - «Нефтепромысловое дело», М., ВНИИОЭНГ, 2004, №4, с.24-27.7. Vibratory and vibroseismic effects on oil reservoirs. / M.A. Mokhov, V.A. Sakharov, H.H. Khabibullin. - "Oilfield business", M., VNIIOENG, 2004, No. 4, p.24-27.
8. Е.В.Воронова. Результаты применения виброударных и вибросейсмических технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях Урало-Поволжья. «Актуальные проблемы нефтегазового дела», сб. научных трудов в честь 5-летия филиала УГНТУ в г.Октябрьском, Уфа, УГНТУ, 2006 г., с.31-36.8. E.V. Voronova. The results of the application of vibration shock and vibration-seismic technologies to enhance oil recovery in the fields of the Ural-Volga region. “Actual problems of the oil and gas business”, Sat scientific works in honor of the 5th anniversary of the branch of UGNTU in Oktyabrsky, Ufa, UGNTU, 2006, p.31-36.
9. М Технология повышения нефтеотдачи дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты. М.Ю.Ащепков, И.М.Назмиев, М.Т.Ханнанов. - «Нефтепромысловое дело», М., ВНИИОЭНГ, 2001, №1, с.22-27.9. M Technology for enhanced oil recovery by dilatation wave impact on reservoirs. M.Yu.Ashchepkov, I.M. Nazmiev, M.T. Hannanov. - "Oilfield business", M., VNIIOENG, 2001, No. 1, p.22-27.
10. «Инструкция по технологии повышения нефтеотдачи и интенсификации притока нефти дилатационно-волновым воздействием на породы динамикой работы ШГН», РД-153-39.0-263-02, ОАО «Татнефть», 2002.10. “Instruction on technology for enhancing oil recovery and intensifying oil inflow by dilatation-wave action on rocks by the dynamics of the SHGN operation”, RD-153-39.0-263-02, OAO Tatneft, 2002.
11. А.Г. Болгаров. Межскважинная сейсмотомография для решения инженерно-геологических задач. Материалы международной научно-практической конференции. - «Проблемы и перспективы применения современных технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки», 25-27 июня 2001 г.Уфа, ТАУ, 2002, с.182-194.11. A.G. Bulgarians. Cross-hole seismotomography for solving engineering and geological problems. Materials of the international scientific-practical conference. - “Problems and prospects of using modern technologies to increase the efficiency of solving geological exploration tasks”, June 25-27, 2001 Ufa, TAU, 2002, p.182-194.
12. Аппаратурно-методический комплекс геофизических методов для решения задач инженерной геологии на объектах промышленного и гражданского строительства / А. Г. Болгаров, А.П. Поляков, О.С.Болгарова и др. // Скважинные геофизические технологии на рубеже веков. Уфа, ТАУ, 2000.12. Hardware and methodological complex of geophysical methods for solving problems of engineering geology at industrial and civil construction / A. G. Bolgarov, A.P. Polyakov, O.S. Bolgarova and others // Downhole geophysical technologies at the turn of the century. Ufa, TAU, 2000.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008116528/03A RU2380529C2 (en) | 2008-04-25 | 2008-04-25 | Method of production wells recovery rate increase at late stages of oil field production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008116528/03A RU2380529C2 (en) | 2008-04-25 | 2008-04-25 | Method of production wells recovery rate increase at late stages of oil field production |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008116528A RU2008116528A (en) | 2009-10-27 |
| RU2380529C2 true RU2380529C2 (en) | 2010-01-27 |
Family
ID=41352785
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008116528/03A RU2380529C2 (en) | 2008-04-25 | 2008-04-25 | Method of production wells recovery rate increase at late stages of oil field production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2380529C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485300C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit in fractured reservoirs |
| RU2526922C2 (en) * | 2012-01-17 | 2014-08-27 | Валерий Петрович Дыбленко | Oil deposit development method |
| RU2579029C1 (en) * | 2014-12-10 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of oil field development with regard to restoration of formation background temperature |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114066119B (en) * | 2020-08-06 | 2025-02-07 | 中国石油化工股份有限公司 | Method, device, electronic device and storage medium for evaluating suitability of water injection oil well |
| CN114439437A (en) * | 2020-11-03 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | A method for water flooding and pressure flooding to enhance oil recovery in low permeability reservoirs |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2005105146A (en) * | 2005-02-24 | 2006-08-10 | Александр Сергеевич Трофимов (RU) | METHOD FOR DEVELOPING A HYDROCARBON DEPOSIT |
| RU2281387C2 (en) * | 2004-11-18 | 2006-08-10 | Валерий Сергеевич Юрданов | Method of action application to oil pool fluid during oil production |
| RU2291954C2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-01-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for extracting hydrocarbon deposits including complex physical bed stimulation |
-
2008
- 2008-04-25 RU RU2008116528/03A patent/RU2380529C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2281387C2 (en) * | 2004-11-18 | 2006-08-10 | Валерий Сергеевич Юрданов | Method of action application to oil pool fluid during oil production |
| RU2291954C2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-01-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for extracting hydrocarbon deposits including complex physical bed stimulation |
| RU2005105146A (en) * | 2005-02-24 | 2006-08-10 | Александр Сергеевич Трофимов (RU) | METHOD FOR DEVELOPING A HYDROCARBON DEPOSIT |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Ж. "Нефтяное хозяйство", N7. - М., 1996, с.27-29. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485300C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit in fractured reservoirs |
| RU2526922C2 (en) * | 2012-01-17 | 2014-08-27 | Валерий Петрович Дыбленко | Oil deposit development method |
| RU2579029C1 (en) * | 2014-12-10 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of oil field development with regard to restoration of formation background temperature |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008116528A (en) | 2009-10-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| USRE50568E1 (en) | Method for evaluating and monitoring formation fracture treatment closure rates and pressures using fluid pressure waves | |
| RU2291955C1 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| US20180283153A1 (en) | Methods and materials for evaluating and improving the production of geo-specific shale reservoirs | |
| CN104428691B (en) | Monitoring fractures and the method and system characterized | |
| WO2017035370A1 (en) | Methods and materials for evaluating and improving the production of geo-specific shale reservoirs | |
| RU2380529C2 (en) | Method of production wells recovery rate increase at late stages of oil field production | |
| Gu et al. | Shale fracturing characterization and optimization by using anisotropic acoustic interpretation, 3D fracture modeling, and supervised machine learning | |
| RU2349741C2 (en) | Method of hydrocarbon deposit development with physical effect onto geological medium | |
| Khan et al. | Optimizing completions by enhancing near-field connectivity and mitigating stress shadowing in real-time via acoustic based workflow | |
| CN109339771B (en) | Shale hydrocarbon reservoir pore pressure prediction method and system | |
| RU2268996C2 (en) | Method for hydrocarbon deposit development along with force application to geologic environment | |
| Singer et al. | Re-saturation targets identified from 4D seismic softening responses in the Forties Field | |
| RU2526922C2 (en) | Oil deposit development method | |
| Guanghua | Study on quantitative characterization of forming conditions on oil and gas reservoir in red beds and its accumula⁃ tion probability-taking Boxing area of Dongying depression as an example | |
| CN115586574A (en) | Device and method for predicting formation pore pressure based on prestack inversion longitudinal and transverse wave impedance | |
| RU2797763C1 (en) | Method for accounting for abnormally high formation pressure when constructing geological models of hydrocarbon deposits | |
| RU2822231C2 (en) | Method of searching for coal bed of coal methane deposit | |
| Kurlenya et al. | Determination of the region of vibroseismic action on an oil deposit from the daylight surface | |
| Sayers et al. | Predicting drilling performance in unconventional reservoirs using seismic inversion | |
| Исаев et al. | Integrated approach to determining the effectiveness of the reservoir pressure maintenance system in carbonate reservoirs | |
| Shi et al. | A workflow for the refracturing design of horizontal well with coupled geomechanics and reservoir simulation in tight oil reservoir | |
| RU2243371C1 (en) | Method for predicting stability of well shaft in salt massive | |
| Aleksandrov et al. | Analysis of the Geological Structure of the Sredne-Ugutskoye Oil Field with Regard to an Increase in the Efficiency of its Development | |
| Winter | Application of Acoustic Stimulation on RAG Production and Injection Wells | |
| Qu et al. | Shale-gas geophysics in Sichuan Basin, China: Recent progress and road ahead |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110426 |