RU1825392C - Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти - Google Patents
Способ разработки сложнопостроенной залежи нефтиInfo
- Publication number
- RU1825392C RU1825392C SU915016284A SU5016284A RU1825392C RU 1825392 C RU1825392 C RU 1825392C SU 915016284 A SU915016284 A SU 915016284A SU 5016284 A SU5016284 A SU 5016284A RU 1825392 C RU1825392 C RU 1825392C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- oil
- wells
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Сущность изобретени : разработка сложнопостроенных водонефтегазовых, не- донэсыщенных нефтью, частично насыщенных нефтью, частично выработанных з пс. жей путем закачки вытесн ющего агента через ствол нагнета ельнои скважины н нефтеносную по разрезу зону и отбора нефти через ствол добывающей скважины также из нефтеносной по разрезу зоны с проведением меропри тии по ограничению притока на забои добывающей сколжины воды и газа из водо и газоносных зон, а также оттока воды в эти зоны из нагнетательных скважин. Устанавливаю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, гидродинамически св занных через водо- и/или газоносные по разрезу зо ны, и провод т в добывающих и нагнетатедьных скважинах этой совокупности работы по ограничению св зи стволов нагнетательных и добывающих скважин с водо- и/или газоносными по разрезу зонами . СО с
Description
Изобретение относитс к разработке нефт ных месторождений и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности .Задачей изобретени вл етс повышение эффективности нефтеизвлечени из недр путем увеличени коэффициента нефтеизвлечени и снижени отбора попутной балластной воды за счет увеличени фильтрационного сопротивлени газоносной и/или водоносной (по разрезу) зон, через которые гидродинамически св заны нагнетательные и добывающие скважины.
Предложенное техническое решение предусматривает закачку вытесн ющего агента через ствол нагнетательной скважины в нефтеносную по разрезу зону и отбор нефти через ствол добывающей скважины из нефтеносной по разрезу зоны, проведение меропри тий по ограничению притока на забой добывающей скважины воды и/или газа из водо- и/или газоносных по разрезу зон и оттока нагнетаемого агента в водо- и/или газоносные по разрезу зоны до начала или в процессе эксплуатации скважин . Отличаетс от прототипа тем. что на обьекте разработки устанавливают совокупность скважин, гидродинамически св занных через водо- и/или газоносные по разрезу зоны, а меропри ти по ограничению притока на забои скважин и оттока нагнетаемого агента провод т в добывающих
ioo
Ю СЛ OJ Ю
ю
со
и/или нагнетательных скважинах этой совокупности путем ограничени св зи стволов нагнетательных и/или добывающих скважин с водо- и/или газоносными по разрезу зонами.
Установив совокупность нагнетательных и добывающих скважин, гидродинамически св занных через водо- и/или газоносные зоны, работы по ограничению св зи стволов с зонами провод т только в этой совокупности, Тем самым устран етс непроизводительна утечка реагента в посторонние зоны пласта и в максимально возможной степени увеличиваетс фильтрационное сопротивление водо- и/или газоносных зон. Последнее обусловлено большим удельным весом призабойных зон скважин в общем фильтрационном сопротивлении потоку от нагнетательной скважи- ны к эксплуатационной (70-80%). Следовательно, ограничение св зи стволов скважин с водо- и/или газоносными зонами обеспечивает увеличение фильтрационного сопротивлени этих зон почти на пор док и рыравнивает их по этому параметру с нефт ными зонами. За счет уменьшени неоднородности фильтрационных потоков сокращаетс отбор балластной воды и увеличиваетс коэффициент не фтеизвлечени .
Реализуют предложенное техническое решение следующим образом.
Общеприн тыми методами проектируют дл залежи систему заводнеки . Схему воздействи и плотность сетки скважин выбирают по результатам технико-экономических расчетов. Бур т скважины, провод т в них комплекс геофизических исследований (ГИС), с помощью которого определ ют ем- костно-фильтрационные параметры продуктивных прослоев. По полученной информации стро т геолого-статистический разрез (ГСР). С его помощью или традиционными геологическими методами определ ют принадлежность продуктивных пропластков к морфологически единым комплексам пород. С их помощью, зна положени ВНК и/или ГНК, а также планируемые интервалы перфорации в скважинах, без труда определ ют св занные по коллектору зоны между нагнетательными и добывающими скважинами. В процессе эксплуатации они и будут гидродинамически св занными зонами, т. е. вл ютс объектами воздействи из стволов скважин. В насто щее врем отсутствуют надежные методы изол ции водо- и/или газоносных зон в необсаженных скважинах. В обсаженных такое воздействие возможно путем предварительного вскрыти этих зон,закачки в них реагента и последующей изол ции
интервалов перфорации. Если в гидродинамически св занной зоне св зь по коллектору между нефтеносной и водо- и/или газоносной зонами имеетс только в добывающей скважине, меропри ти по изол ции провод т в ней, если така св зь имеетс только в нагнетательной скважине, то меропри ти по изол ции провод т только в последней, а если св зь имеетс во всех
0 скважинах, меропри ти по изол ции провод т одновременно в добывающей и нагнетательной скважинах. В варианте без изол ции требуетс периодическа подкачка реагента во вскрытые интервалы пласта.
5 В подавл ющем большинстве скважин воздействие на водо- и/или газоносные зоны до начала эксплуатации скважин не провод т . В этом случае воздействие на них осуществл ют через интервалы перфорации
0 нефт ной зоны. В силу большого различи водоносной, газоносной и нефтеносной зон по фильтрационному сопротивлению, закачиваемый реагент поступает в первую очередь в газоносные и водоносные зоны. В
5 зависимости от геолого-физических условий пласта используют те или иные известные закрепл ющие составы дл изол ции газовых и вод ных зон: АСВ, ГТИ-3, ВТС-1, ВТС-2. BVC. ГОС, АКОР, АКОР-БЮО, ВГС0 1, ВГС-2, ПДС и т. д.
В качестве примера рассмотрена разработка участка из 12 скважин водонефтегазо- вой залежи пласта АСю Л нторского месторождени Западной Сибири. Исход5 ные геолого-физические параметры пласта и технологические ограничени : глубина залегани - 2075 м; абсолютна отметка ВНК - 2048, ГНК - 2033 м; эффективна толщина зоны газовой - 7,6, нефт ной 6,4, вод ной 0 5.7 м; коэффициент песчанистости - 0.47, расчлененности - 7.39, пористости - 25%, проницаемости - 0,414 мкм , начальной нефтенасыщенности - 0,68, начальной газонасыщенности - 0.70, насыщенности газо5 вой шапки нефтью - 0.03. удельной продуктивности - 3.2 т/cyr МПа м; начальные температура пласта - 61.5°С, пластовое давление - 21.4 МПа, давление насыщени - 13.4 МПа; в зкость в пласто0 вых услови х нефти - 5.56. воды - 0.5, газа - 0.025 тПА с; плотность в поверхностных услови х нефти - 0.915, воды - 1.017 т/м , газосодержание - 52.5 м3/т; система размещени скважин - площадна обращенна
5 дев титочечна , плотность сетки - 16 га/скв, вскрыто 1 /3 нефт ной зоны в ее центре; давление на усть х скважин нагнетательных - 12. добывающих - 1.5 МПа; обводненность при отключении скважин - 0.995. Определение технологических показателей разработки проведено с использованием физически содержательной математической модели трехмерной трехфазной фильтрации. По результатам расчетов было установлено, что по сравнению с известным способом применение предложенного технического решени в рассмотренных геолого-физических услови х привело к возрастанию коэффициента нефтеизвлече- йи на 3.4 пункта, балластный отбор воды понизилс в 1.7 раза, себестоимость дополнительной добываемой нефти несколько ниже себестоимости добычи нефти при разработке аналогичной чистонефт ной залежи с применением метода заводнени .
Claims (1)
- Формула изобретени Способ разработки сложнопостроен- ной залежи нефти путем закачки вытесн ющего агента через ствол нагнетательнойскважины в нефтеносную по разрезу зону и отбора нефти через ствол добывающей скважины из нефтеносной по разрезу зоны с проведением меропри тий по ограничению притока на забой добывающей скважи- ны воды и/или газа из водо- и/или газоносных по разрезу зон и оттока нагнетаемого агента в водо- и/или газоносные по разрезу зоны до начала или в процессе эксплуатации скважин, отличающийс тем. что устанавливают совокупность скважин , гидродинамически св занных через водо- и/или газоносные по разрезу зоны,а меропри ти по ограничению притока назабой скважин и оттока нагнетэемоГо агента провод т в добывающих и/или нагнетательных скважинах этой совокупности путем ограничени св зи стволов нагнетательных и/или добывающих скважин с водои/или газоносными по разрезу зонами.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU915016284A RU1825392C (ru) | 1991-12-16 | 1991-12-16 | Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU915016284A RU1825392C (ru) | 1991-12-16 | 1991-12-16 | Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1825392C true RU1825392C (ru) | 1993-06-30 |
Family
ID=21591421
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU915016284A RU1825392C (ru) | 1991-12-16 | 1991-12-16 | Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1825392C (ru) |
-
1991
- 1991-12-16 RU SU915016284A patent/RU1825392C/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Совершенствование систем разработки нефт ных месторождений Западной Сибири (авторы: Бадь нов В.А., Батурин Ю.Е., Ефремов Е.Н. и др. Свердловск: Средне-Уральское кн. изд-во, 1975, с. 158 -167. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличени нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, с. 165-175. Р.Д. 39-0147035-214-86. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечени нефти из недр. М.: 1986. 254 с * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5339904A (en) | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections | |
RU2334095C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2364717C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
RU2578134C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами | |
RU2515651C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2097536C1 (ru) | Способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи | |
RU1825392C (ru) | Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти | |
US2828819A (en) | Oil production method | |
RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
RU2108451C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2347893C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2217582C1 (ru) | Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2600255C1 (ru) | Способ доразработки нефтяной залежи | |
RU2153064C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2236567C1 (ru) | Способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи | |
RU2027848C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовых залежей | |
Tóth et al. | A prospect geothermal potential of an abandoned copper mine | |
RU2090742C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2196885C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа | |
RU2170345C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2148158C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии | |
RU2164590C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
REG | Reference to a code of a succession state |
Ref country code: RU Ref legal event code: MM4A Effective date: 20091217 |