RU2295028C1 - Method for extracting deeply immersed hydrocarbon formations - Google Patents
Method for extracting deeply immersed hydrocarbon formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2295028C1 RU2295028C1 RU2005125500/03A RU2005125500A RU2295028C1 RU 2295028 C1 RU2295028 C1 RU 2295028C1 RU 2005125500/03 A RU2005125500/03 A RU 2005125500/03A RU 2005125500 A RU2005125500 A RU 2005125500A RU 2295028 C1 RU2295028 C1 RU 2295028C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- reservoir
- water
- pressure
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке глубокопогруженных нефтегазовых месторождений больших объемов, имеющих природные условия смесимости газа с пластовой нефтью.The present invention relates to the oil and gas industry and may find application in the development of deeply submerged oil and gas fields of large volumes, having natural conditions for the miscibility of gas with reservoir oil.
Известны способы разработки залежей нефти, включающие законтурную, приконтурную и площадную закачку воды с целью поддержания пластового давления на уровне давления насыщения нефти газом. Такие способы приобрели в мировой практике традиционный характер.Known methods for developing oil deposits, including bypass, near-surface and areal injection of water in order to maintain reservoir pressure at the level of pressure of oil saturation with gas. Such methods have acquired a traditional character in world practice.
Известен, например, способ разработки нефтегазовых и газоконденсатных залежей, включающий закачку воды в центральную область газовой шапки, причем воду закачивают до достижения в зоне газонефтяного контакта давления смешиваемости газа газовой шапки с нефтью и поддерживают это давление в процессе добычи. При разработке нефтяной залежи одна или несколько нагнетательных скважин расположены в центральной части газовой шапки, а эксплуатационные скважины - в нефтенасыщенной области. Основное условие разработки - поддержание на границе газ - нефть давления смесимости. При этом давление на забое добывающих скважин может составлять 85-95% от минимального давления смесимости, а забойное давление нагнетательных скважин превышать минимальное давление смесимости на величину, необходимую для создания рабочего перепада давлений между зонами отбора и закачки (патент РФ №2012782 С1, опубл. 15.05.1994).There is, for example, a method for developing oil and gas and gas condensate deposits, which includes pumping water into the central region of the gas cap, the water being pumped until the miscibility of the gas cap with oil is reached in the gas-oil contact zone and maintain this pressure during production. When developing an oil reservoir, one or more injection wells are located in the central part of the gas cap, and production wells are located in the oil-saturated region. The main condition for the development is the maintenance of the miscibility pressure at the gas-oil interface. The pressure at the bottom of production wells can be 85-95% of the minimum miscibility pressure, and the bottomhole pressure of injection wells can exceed the minimum miscibility pressure by the amount necessary to create a working pressure drop between the extraction and injection zones (RF patent No. 20112782 C1, publ. 05/15/1994).
К недостаткам этого способа относятся:The disadvantages of this method include:
- низкий охват залежи вытесняющим агентом в неоднородных пластах;- low coverage of the reservoir displacing agent in heterogeneous formations;
- высокие затраты на нагнетание вытесняющего агента;- high costs for pumping the displacing agent;
- консервация от потребителя значительных объемов нефти и газа.- Conservation from the consumer of significant volumes of oil and gas.
Известен также способ разработки нефтегазовых залежей, при котором эксплуатацию добывающих скважин осуществляют при режимах заданных газовых факторов, определяемых из условия обеспечения естественного газлифта или/и требуемой степени интенсификации добычи нефти, или/и дополнительной добычи газа и конденсата из газоконденсатной шапки в качестве товарных продуктов. Предлагаемый режим заданного газового фактора предполагает, что допускается контролируемое поступление в скважину газа из газовой шапки. При этом нефтегазовая залежь разрабатывается при режиме истощения пластовой энергии или, предпочтительно, с поддержанием пластового давления, например, путем заводнения (патент РФ №2107810 С1, опубл. 27.03.1998).There is also known a method of developing oil and gas deposits, in which the exploitation of wells is carried out under the conditions of predetermined gas factors, determined from the conditions for providing natural gas lift and / or the required degree of intensification of oil production, and / or additional production of gas and condensate from the gas condensate header as commercial products. The proposed regime of a given gas factor suggests that a controlled flow of gas from the gas cap into the well is allowed. In this case, the oil and gas reservoir is developed under the mode of depletion of reservoir energy or, preferably, maintaining reservoir pressure, for example, by flooding (RF patent No. 2107810 C1, publ. 03/27/1998).
Недостатком описанного способа является невозможность на практике сохранения постоянным газового фактора в условиях прорыва газа газовой шапки. Газовый фактор не может являться критерием для установления режимного состояния эксплуатационной скважины, так как газовый фактор динамичен во времени и зависит от многих факторов как пластовых режимов, так и поверхностных условий - промыслового транспорта добываемой продукции из скважин. При этом эксплуатация скважин в таком режиме приведет к полному прекращению дренирования запасов нефти (на что указывают и модельные исследования).The disadvantage of the described method is the impossibility in practice of keeping the gas factor constant in the conditions of a gas cap gas breakthrough. The gas factor cannot be a criterion for establishing the operational state of a production well, since the gas factor is dynamic in time and depends on many factors of both reservoir conditions and surface conditions - field transport of produced products from wells. At the same time, the operation of wells in this mode will lead to a complete cessation of drainage of oil reserves (as indicated by model studies).
Известен и принят за прототип способ разработки нефтяной залежи, включающий двухэтапное разбуривание добывающими скважинами с уплотнением сетки скважин на втором этапе. На первом этапе разбуривают залежь с плотностью сетки добывающих скважин 2000-3000 га/скв. и отбирают нефть при фонтанной эксплуатации скважин в первой половине этапа и циклической фонтанно-насосной эксплуатации во второй половине этапа до достижения пластового давления 0,75-0,80 давления насыщения, на втором этапе уплотняют сетку добывающих скважин до 80-12 га/скв. и отбирают нефть через добывающие скважины при насосной эксплуатации до достижения пластового давления 0,50-0,60 давления насыщения. На втором этапе возможен отбор нефти до достижения пластового давления 0,30-0,40 давления насыщения (патент РФ №94032641 А1, опубл. 27.07.1996).Known and adopted as a prototype method for the development of oil deposits, including two-stage drilling with production wells with a densification of the grid of wells in the second stage. At the first stage, a deposit with a grid density of production wells of 2000-3000 ha / well is drilled. and oil is selected during flowing operation of wells in the first half of the stage and cyclic fountain-pumping operation in the second half of the stage until the reservoir pressure is 0.75-0.80 saturation pressure, in the second stage, the grid of production wells is compacted to 80-12 ha / well. and oil is taken through production wells during pump operation until a formation pressure of 0.50-0.60 saturation pressure is reached. At the second stage, the selection of oil is possible until the reservoir pressure is 0.30-0.40 saturation pressure (RF patent No. 94032641 A1, publ. 07.27.1996).
К общим недостаткам известных способов относятся:Common disadvantages of the known methods include:
- высокие затраты на обустройство месторождений и проведение закачки вытесняющего агента;- high costs for the development of deposits and injection displacing agent;
- низкий охват неоднородных коллекторов залежей нефти вытесняющим агентом;- low coverage of heterogeneous reservoirs of oil deposits displacing agent;
- суммарный объем добычи газа, как углеводородного сырья, ограничен природным фактором - растворимостью газа в пластовой нефти.- the total volume of gas production as a hydrocarbon feed is limited by a natural factor - the solubility of gas in reservoir oil.
Недостатком способа, принятого за прототип, является то, что нефтеотдача залежи имеет невысокий уровень и не позволяет окупить затраты на промышленное освоение залежи.The disadvantage of the method adopted for the prototype is that the oil recovery of the reservoir is low and does not allow to recoup the costs of industrial development of the reservoir.
Задачей изобретения является повышение технологической и экономической эффективности разработки глубокопогруженных залежей нефти за счет:The objective of the invention is to increase the technological and economic efficiency of the development of deep-seated oil deposits due to:
- увеличения коэффициента извлечения углеводородов (более высокой степени выработки запасов нефти и газа, растворенного в нефти);- increase the hydrocarbon recovery ratio (a higher degree of development of oil and gas reserves dissolved in oil);
- значительного снижения затрат на их извлечение;- a significant reduction in the cost of their extraction;
- безусловного улучшения экологической обстановки недр, преимущественно, за счет исключения заводнения пласта.- unconditional improvement of the ecological situation of the subsoil, mainly due to the exclusion of water flooding.
Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки глубокопогруженных залежей углеводородного сырья, включающем разбуривание залежи добывающими скважинами и отбор нефти через них до снижения пластового давления ниже давления насыщения, согласно изобретению определяют количество углеводородной массы залежи, разделяют ее по запасам на две равные доли (верхнюю и нижнюю), каждую из выделенных долей залежи разбуривают вертикальными и/или горизонтальными скважинами и ведут разработку путем реализации трех основных режимных состояний:The problem is achieved in that in the method for developing deep-seated hydrocarbon deposits, including drilling the reservoir with producing wells and taking oil through them to reduce reservoir pressure below the saturation pressure, according to the invention, the amount of hydrocarbon mass of the reservoir is determined, it is divided into two equal parts by reserves (upper and lower), each of the selected shares of the deposit is drilled with vertical and / or horizontal wells and is being developed by implementing three main operating regimes Toyan:
- упруго-водонапорного режима с расходом запаса упругой энергии пластовых систем и насыщающих их жидкостей до давления насыщения нефти газом;- elastic-water pressure mode with the flow of elastic energy of reservoir systems and their saturating liquids to the pressure of saturation of oil with gas;
- смешанного режима фильтрации флюидов - нефти, газа и воды с постепенным наращиванием охвата нефтенасыщенных коллекторов режимом растворенного газа в условиях снижения пластового давления на 50-90% ниже давления насыщения и вторжения вод водонапорного бассейна;- a mixed regime of fluid filtration - oil, gas and water with a gradual increase in the coverage of oil-saturated reservoirs with a dissolved gas regime under conditions of reservoir pressure reduction by 50-90% below the saturation pressure and invasion of the water of the water basin;
- глубокого развития режима растворенного газа с вторжением воды водонапорного бассейна с трехфазной фильтрацией пластовых флюидов - газа, нефти и воды.- deep development of the dissolved gas regime with the invasion of water in the water basin with three-phase filtration of formation fluids - gas, oil and water.
Глубокопогруженные залежи углеводородов имеют существенное превышение начального пластового давления над давлением насыщения нефти газом (от 34,0 до 40,0 МПа), как показатель весьма высокого запаса упругой энергии, обеспечивающего жидкофазную фильтрацию пластовых флюидов. Таким образом, природные режимы пластовых систем таких объектов могут быть отнесены к четко выраженным упруго-водонапорным режимным состояниям.Deeply submerged hydrocarbon deposits have a significant excess of the initial reservoir pressure over the oil saturation pressure of gas (from 34.0 to 40.0 MPa), as an indicator of a very high reserve of elastic energy, which provides liquid-phase filtration of formation fluids. Thus, the natural regimes of reservoir systems of such objects can be attributed to clearly expressed elastic-water-pressure regime states.
Залежью углеводородов именуется категория залежей нефти, отличающихся высоким содержанием растворенного газа. К этой категории относятся залежи, в которых теплотворные способности пластовой нефти и растворенного в ней газа достигают близких значений, т.е. показатель отношения теплотворной способности пластовой нефти к теплотворной способности растворенного в ней газа соответствует значениям от 0,3 и более, т.е. газонасыщенность пластовой нефти - от 300 нм3/м3 и более.Hydrocarbon deposits refer to the category of oil deposits characterized by a high content of dissolved gas. This category includes deposits in which the calorific values of reservoir oil and gas dissolved in it reach close values, i.e. an indicator of the ratio of the calorific value of the reservoir oil to the calorific value of the gas dissolved in it corresponds to values of 0.3 or more, i.e. gas saturation of reservoir oil - from 300 nm 3 / m 3 or more.
Перевод газа, растворенного в нефти (или чисто природного), в физическую субстанцию - аналог нефти - осуществляется путем использования коэффициента (являющегося отношением теплотворных способностей газа и нефти), равного значению 1,035×10-3.The translation of gas dissolved in oil (or purely natural) into a physical substance - an analogue of oil - is carried out by using a coefficient (which is the ratio of the calorific value of gas and oil) equal to 1.035 × 10 -3 .
Расчетная формула оценки углеводородной массы таких залежей имеет вид:The estimated formula for evaluating the hydrocarbon mass of such deposits is:
Vу=Vн+Vг×1,035×10-3, м3,V y = V n + V g × 1,035 × 10 -3 , m 3 ,
где Vу - запасы углеводородов (или количество добытых углеводородов), м3;where V y - hydrocarbon reserves (or the amount of hydrocarbons produced), m 3 ;
Vн - запасы нефти (или добыча нефти) при стандартных поверхностных условиях, м3;V n - oil reserves (or oil production) under standard surface conditions, m 3 ;
Vг - запасы газа, растворенного в нефти, (или добыча газа), нм3.V g - reserves of gas dissolved in oil (or gas production), nm 3 .
Выделение новой категории залежей - залежи углеводородов - и определение количества углеводородной массы залежи являются необходимым условием для предлагаемой технологии их разработки с полным использованием природной упругой энергии и энергии растворенного газа.The allocation of a new category of deposits - hydrocarbon deposits - and the determination of the amount of hydrocarbon mass of the deposits are a prerequisite for the proposed technology for their development with the full use of natural elastic energy and energy of dissolved gas.
При разбуривании продуктивного объекта и его вскрытии могут использоваться как вертикальные, так и горизонтальные скважины или смешанная схема. Выбор той или иной категории скважин обосновывается проектным документом путем вариантных технологических и технико-экономических исследований.When drilling a productive object and opening it, both vertical and horizontal wells or a mixed scheme can be used. The choice of a particular category of wells is justified by the design document by means of variant technological and feasibility studies.
Базой вскрытия является объект, запасы углеводородов которого разделены (по вертикали структуры) на две равные доли - верхнюю и нижнюю, которые вскрывают равным количеством скважин (по 50% от общего фонда).The autopsy base is an object whose hydrocarbon reserves are divided (vertically) into two equal parts - the upper and lower, which are opened with an equal number of wells (50% of the total stock).
При вскрытии верхней части запасов с помощью вертикальных скважин (далее ВС) положение фильтра (перфорации) формируют в прикровельной части объекта, длину фильтра выбирают равной 10-15% величины этажа нефтеносности в границе проекции скважины при депрессии на пласт в процессе эксплуатации скважин - не более величины гидростатического напора пластовой жидкости в проекции скважины (в границах верхней части запасов). Режим эксплуатации ведут со снижением пластового давления ниже давления насыщения (ограничением может служить только сохранение фонтанного способа добычи).When opening the upper part of the reserves using vertical wells (hereinafter referred to as VS), the position of the filter (perforation) is formed in the side part of the object, the filter length is selected equal to 10-15% of the oil content floor at the boundary of the projection of the well during depression on the formation during the operation of the wells - not more than the magnitude of the hydrostatic pressure of the reservoir fluid in the projection of the well (within the boundaries of the upper part of the reserves). The operating mode is conducted with a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure (only the conservation of the fountain production method can serve as a limitation).
При вскрытии верхней части запасов с помощью горизонтальных скважин (далее ГС) положение фильтра формируют также в прикровельной части объекта, длину фильтра выбирают равной 5% длины продольной оси структуры при депрессии на пласт в процессе эксплуатации ГС - не более 1/2 величины гидростатического напора пластовой жидкости в проекции ГС (в границах верхней части запасов).When opening the upper part of the reserves using horizontal wells (hereinafter referred to as HS), the filter position is also formed in the side part of the object, the filter length is chosen equal to 5% of the length of the longitudinal axis of the structure when depressed onto the reservoir during the operation of the HS - no more than 1/2 the hydrostatic pressure fluid in the projection of the HS (within the boundaries of the upper part of the reserves).
Режим эксплуатации ведут со снижением пластового давления ниже давления насыщения (ограничением может служить только сохранение фонтанного способа добычи).The operating mode is carried out with a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure (only the conservation of the fountain production method can serve as a limitation).
При вскрытии нижней части запасов с помощью ВС фильтр (перфорацию) располагают так, чтобы верхние дыры перфорации находились на отметке плоскости, делящей запасы углеводородов пополам, длину фильтра выбирают равной 10% величины этажа нефтеносности в проекции скважины при депрессии на пласт в процессе эксплуатации скважин - не более величины гидростатического напора пластовой жидкости в проекции скважины (в границах нижней части запасов). Режим эксплуатации ведут при снижении среднего пластового давления в нижней части залежи только до уровня давления насыщения (ограничением может служить только сохранение фонтанного способа добычи).When opening the lower part of the reserves with the help of the aircraft, the filter (perforation) is positioned so that the upper perforation holes are at the level of the plane dividing the hydrocarbon reserves in half, the filter length is chosen equal to 10% of the oil floor in the projection of the well when depressed onto the reservoir during the operation of the wells - no more than the hydrostatic pressure of the reservoir fluid in the projection of the well (within the boundaries of the lower part of the reserves). The operating mode is carried out with a decrease in the average reservoir pressure in the lower part of the reservoir only to the level of saturation pressure (only the conservation of the fountain method of production can serve as a limitation).
При вскрытии нижней части запасов с помощью ГС фильтр располагают аналогично - на отметке плоскости, делящей запасы углеводородов пополам, длина фильтра - 5% длины продольной оси структуры, депрессия на пласт в процессе эксплуатации - не более 1/2 величины гидростатического напора пластовой жидкости в проекции ГС (в границах нижней части запасов). Режим эксплуатации ведут при снижении среднего пластового давления в нижней части залежи только до уровня давления насыщения (ограничением может служить - сохранение фонтанного способа добычи).When opening the lower part of the reserves with the help of a hydraulic filter, the filter is positioned similarly - at the level of the plane dividing the hydrocarbon reserves in half, the filter length is 5% of the length of the longitudinal axis of the structure, the depression on the formation during operation is not more than 1/2 of the hydrostatic pressure of the reservoir fluid in the projection HS (within the boundaries of the lower part of the reserves). The operating mode is carried out with a decrease in the average reservoir pressure in the lower part of the reservoir only to the level of saturation pressure (preservation of the fountain production method may serve as a limitation).
Конструкции скважин должны обеспечивать полную изолированность ствола эксплуатационной колонны от вскрытых пластов всего пройденного разреза и полное предотвращение фильтрации пластовых флюидов вдоль крепи скважин (предотвращение перетоков флюидов вдоль цементного камня).Well constructions should ensure complete isolation of the production string from exposed formations of the entire passed section and complete prevention of formation fluid filtration along the well support (prevention of fluid overflow along cement stone).
В выделенных частях залежи (верхней и нижней) проводят индивидуальное развитие трех основных режимных состояний.In the selected parts of the reservoir (upper and lower), individual development of the three main regime states is carried out.
В верхней части залежи реализуют развитие упругого режима пластовых систем со снижением пластового давления до давления насыщения с однофазной фильтрацией нефти, затем переходят к развитию глубокого режима растворенного газа с двухфазной фильтрацией нефти и выделяющегося из нефти газа (этап основного периода разработки залежи), на завершающем этапе разработки залежи не исключен переход к трехфазной фильтрации (+ вода) по мере вторжения вод водонапорного бассейна в коллекторы верхней части залежи. В нижней части залежи на этапе основного периода разработки залежи реализуют упруговодонапорный режим выработки запасов углеводородов при однофазной фильтрации нефти с постепенным наращиванием двухфазной фильтрации нефти и воды по мере вторжения вод водонапорного бассейна, а затем переходят к смешанному режиму дренирования (до конца разработки) - упруго водонапорному с частичным развитием режима растворенного газа в объеме нижней части залежи с формированием двух- и трехфазной фильтрации пластовых флюидов.In the upper part of the reservoir, they develop the elastic regime of the reservoir systems with a decrease in reservoir pressure to saturation pressure with single-phase oil filtration, then proceed to the development of a deep regime of dissolved gas with two-phase filtration of oil and gas released from the oil (stage of the main development period of the reservoir), at the final stage development of the reservoir, transition to three-phase filtration (+ water) is not excluded as the water basin invades the collectors of the upper part of the reservoir. In the lower part of the reservoir at the stage of the main development period, the reservoir implements an elastic-water-pressure regime for producing hydrocarbon reserves during single-phase oil filtration with a gradual increase in two-phase oil and water filtration as the water-pressure pool invades, and then switch to a mixed drainage regime (until the end of development) - elastic-water with a partial development of the dissolved gas regime in the volume of the lower part of the reservoir with the formation of two- and three-phase filtration of formation fluids.
При реализации предлагаемых новых режимных состояний дренирования запасов углеводородов глубокопогруженных залежей с истощением пластовой энергии ниже давления насыщения создаются два главных положительных фактора:When implementing the proposed new regimes of drainage of hydrocarbon reserves of deeply submerged deposits with depletion of reservoir energy below the saturation pressure, two main positive factors are created:
- снижение пластового давления на 50-90% ниже давления насыщения явится дополнительным эффектом повышения степени извлечения нефти и, в большей степени, повышения извлечения углеводородов в газовой фазе;- a decrease in reservoir pressure by 50-90% below the saturation pressure will be an additional effect of increasing the degree of oil recovery and, to a greater extent, increasing the extraction of hydrocarbons in the gas phase;
- в условиях массивных залежей с большим этажом нефтеносности будут происходить активные процессы гравитационной сегрегации нефти и выделяющегося из нефти газа с образованием динамичной газовой шапки в сводовой части разрабатываемого объекта.- in the conditions of massive deposits with a large oil content floor, active processes of gravitational segregation of oil and gas released from oil will occur with the formation of a dynamic gas cap in the arched part of the developed facility.
Запасы нефти с растворенным в ней газом приводят к запасам углеводородов путем приведения нефти и газа к единой теплофизической базе - к отношению их теплотворных способностей (нефть - Тн=8118,0×103 ккал/м3, газ - Тг=8400 ккал/нм3):Oil reserves with gas dissolved in it lead to hydrocarbon reserves by converting oil and gas to a single thermophysical base - to the ratio of their calorific values (oil - T n = 8118.0 × 10 3 kcal / m 3 , gas - T g = 8400 kcal / nm 3 ):
Тг/Тн=1,035×10-3 T g / T n = 1,035 × 10 -3
Тогда начальные балансовые запасы углеводородов (углеводородная масса залежи) определяются как сумма:Then the initial balance reserves of hydrocarbons (hydrocarbon mass of the reservoir) are determined as the sum of:
Qу бал=Qн бал+Qг бал×1,035×10-3,Q y ball = Q n ball + Q g ball × 1,035 × 10 -3 ,
где Qн бал - начальные балансовые запасы нефти,where Q n ball - the initial balance of oil reserves,
Qг бал - начальные балансовые запасы газа, растворенного в нефти.Q g ball - the initial balance reserves of gas dissolved in oil.
Количество углеводородов, добытых на этапе использования запаса упругой энергии, определяются как сумма:The amount of hydrocarbons produced at the stage of using the stock of elastic energy is determined as the sum of:
Qу ур=Qн ур+Qн ур×Г×1,035×10-3,Q y ur = Q n ur + Q n ur × G × 1,035 × 10 -3 ,
где = Qн ур - количество нефти, добываемой при использовании запаса упругой энергии,where = Q n ur - the amount of oil produced when using the stock of elastic energy,
Г - газонасыщенность пластовой нефти.G - gas saturation of reservoir oil.
Прирост нефтеотдачи на этапе развития режима растворенного газа (далее РРГ), исходя из опыта разработки принимается равным 20% от остаточных запасов нефти или рассчитывается применительно к конкретной залежи.The increase in oil recovery at the stage of development of the dissolved gas regime (hereinafter referred to as the RWG), based on the development experience, is assumed to be equal to 20% of the residual oil reserves or is calculated in relation to a specific reservoir.
Количество нефти, добытой на этапе развития режима растворенного газа:The amount of oil produced at the stage of development of the dissolved gas regime:
Qн ррг=(Qн бал-Qн ур)×0.2Q n rrg = (Q n ball -Q n ur ) × 0.2
Количество углеводородов, извлеченных на этапе развития РРГ:The amount of hydrocarbons extracted at the stage of development of the RWG:
Qу ррг=Qн ррг+Qн ррг×Гср×1,035×10-3,Q = Q y RWG RWG n + Q n × r RWG cf. × 1.035 × 10 -3,
где Гср - средний газовый фактор на этапе развития РРГ.where G cf - the average gas factor at the stage of development of the RWG.
Определяется Гср по данным лабораторного эксперимента - дифференциального разгазирования глубинной пробы нефти ниже давления насыщения или допускается аналитическое определение, как отношение:G c is determined according to a laboratory experiment - differential degassing of a deep oil sample below the saturation pressure or an analytical definition is allowed, as the ratio:
где Г(Рпл к) - газовый фактор на конец разработки,where G (R PL to ) is the gas factor at the end of development,
Г - начальная газонасыщенность пластовой нефти,G is the initial gas saturation of reservoir oil,
Ps - давление насыщения нефти газом.P s - pressure of oil saturation with gas.
Тогда средний газовый фактор на этапе развития РРГ будет равен:Then the average gas factor at the stage of development of the RWG will be equal to:
Пример1.Example 1.
Ресурсная база углеводородов регионов Северного Кавказа включает большое количество глубокопогруженных залежей в меловых отложениях, отличающихся уникальными природными характеристиками. Это брахиантиклинали с очень высокими этажами нефтеносности (от 600 до 1000 м и более), со сложной структурной и фильтрационной характеристикой коллекторов, во многом выраженной двойной пористостью, высокой газонасыщенностью пластовой нефти, очень низкой ее вязкостью (десятые доли мПа·с) и аномально высокими пластовыми давлениями.The hydrocarbon resource base of the regions of the North Caucasus includes a large number of deeply submerged deposits in the Cretaceous deposits, which are distinguished by unique natural characteristics. These are brachianticlines with very high levels of oil content (from 600 to 1000 m and more), with complex structural and filtration characteristics of reservoirs, largely expressed by double porosity, high gas saturation of reservoir oil, its very low viscosity (tenths of MPa · s) and anomalously high reservoir pressure.
В качестве примера приводим прогнозные показатели разработки глубокопогруженной залежи углеводородов (далее Г-П.З.У.) Старогрозненского месторождения (залежь углеводородов апта) с переходом к развитию режима растворенного газа.As an example, we cite the forecast indicators for the development of a deeply submerged hydrocarbon deposit (hereinafter G-PZU) of the Starogroznensky field (apta hydrocarbon deposit) with the transition to the development of a dissolved gas regime.
Исходные данные:Initial data:
- начальные балансовые запасы углеводородов в соответствии с подсчетом запасов нефти и газа (в поверхностных условиях) -- initial balance reserves of hydrocarbons in accordance with the calculation of oil and gas reserves (in surface conditions) -
50756,1×103+19977,6×106×1,035×10-3=71432,9 тыс.м3,50756.1 × 10 3 + 19977.6 × 10 6 × 1.035 × 10 -3 = 71432.9 thousand m 3 ,
- начальные извлекаемые запасы углеводородов - 27144,5 тыс.м3, (КИН=0,380),- initial recoverable hydrocarbon reserves - 27144.5 thousand m 3 , (recovery factor = 0.380),
- накопленная добыча нефти при полном расходе запаса упругой энергии над давлением насыщения (КИН=0,465) - 23601,6 тыс.м3,- cumulative oil production at full consumption of elastic energy over saturation pressure (CIN = 0.465) - 23601.6 thousand m 3 ,
- накопленная добыча газа при полном расходе запаса упругой энергии над давлением насыщения (КИН=0,465) - 9289,6 млн.нм3,- cumulative gas production at full consumption of elastic energy over saturation pressure (CIN = 0.465) - 9289.6 million nm 3 ,
- накопленная добыча углеводородов при полном расходе запаса упругой энергии над давлением насыщения (КИН=0,465):- cumulative hydrocarbon production at full consumption of elastic energy over saturation pressure (CIN = 0.465):
ΣQу ур=23601,6×103+9289,6×106×1,035×10-3=33216,3 тыс.м3,ΣQ y ur = 23601.6 × 10 3 + 9289.6 × 10 6 × 1.035 × 10 -3 = 33216.3 thousand m 3 ,
- остаточные балансовые запасы: нефти - 27154,5 тыс.м3, растворенного газа - 10688,0 млн.м3,- residual balance reserves: oil - 27154.5 thousand m 3 , dissolved gas - 10688.0 million m 3 ,
- остаточные балансовые запасы углеводородов - 38216,6 тыс.м3.- residual balance reserves of hydrocarbons - 38216.6 thousand m 3 .
Перспективы разработки залежи при развитии РРГ:Prospects for the development of deposits in the development of the RWG:
- накопленная добыча нефти на этапе развития РРГ:- cumulative oil production at the stage of development of the RWG:
ΣQн ррг=(50756,1-23601,6)×103×0,2=5430,9 тыс.м3,ΣQ n rrg = (50756.1-23601.6) × 10 3 × 0.2 = 5430.9 thousand m 3 ,
- полная накопленная добыча нефти на конец разработки залежи (на этапах использования запаса упругой энергии и развития РРГ):- the total accumulated oil production at the end of the development of the reservoir (at the stages of using the stock of elastic energy and the development of RWG):
ΣQн=(23601,6+5430,9)×103=29032,5 тыс.м3,ΣQ n = (23601.6 + 5430.9) × 10 3 = 29032.5 thousand m 3 ,
- конечный коэффициент нефтеотдачи - 0,572,- the final oil recovery coefficient is 0.572,
- накопленная добыча углеводородов на этапе развития РРГ:- cumulative hydrocarbon production at the stage of development of the RWG:
ΣQу ррг=Qн ррг+Qн ррг×Гср×1,035×10-3=5430,9×103+5430,9×103×950,6×1,035×ΣQ at RWG RWG = Q n + Q n × r RWG cf. × 1.035 × 10 -3 = 5430,9 × 10 March + 5430,9 × 10 March × 950.6 × 1.035 ×
×10-3=10773,9 тыс.м3, где× 10 -3 = 10773.9 thousand m 3 , where
Г - начальная газонасыщенность пластовой нефти, равная 393,6 нм3/м3;G is the initial gas saturation of reservoir oil, equal to 393.6 nm 3 / m 3 ;
Г(Рпл к) - газ. фактор на конец разработки (при остаточном Рпл=10 МПа)G (R pl to ) - gas. factor at the end of development (with residual R pl = 10 MPa)
- накопленная добыча углеводородов при полном расходе запаса упругой энергии над давлением насыщения и РРГ:- cumulative hydrocarbon production at full consumption of elastic energy over saturation pressure and RHG:
ΣQу=ΣQу ур+ΣQу ррг=(33216,3+10773,9)×103=43990,2 тыс.м3.ΣQ y = ΣQ y ur + ΣQ y rrg = (33216.3 + 10773.9) × 10 3 = 43990.2 thousand m 3 .
- коэффициент конечной углеводородоотдачи - 0,616.- coefficient of final hydrocarbon recovery - 0.616.
С учетом дальнейшего использования запаса пластовой энергии и естественного вторжения вод водонапорного бассейна коэффициент конечной углеводородоотдачи достигнет значения 0,700.Taking into account the further use of reservoir energy reserves and natural intrusion of water in the water basin, the coefficient of final hydrocarbon recovery will reach 0.700.
Пример 2-3. Такие же расчеты были проведены по месторождениям Горячеисточненское и Гудермесское Чеченской республики. Основные показатели выработки запасов углеводородов при применении предлагаемого нового технологического способа при истощении пластовой энергии на 50-90% ниже давления насыщения (конечное пластовое давление - 10 МПа) на группе месторождений Чеченской республики приведены в таблицах 1-3.Example 2-3. The same calculations were carried out for the Goryacheistochnenskoye and Gudermes deposits of the Chechen Republic. The main indicators of hydrocarbon reserves when applying the proposed new technological method for reservoir energy depletion are 50-90% lower than the saturation pressure (final reservoir pressure - 10 MPa) in the group of fields in the Chechen Republic are shown in tables 1-3.
Основными положительными чертами нового технологического способа разработки залежей углеводородов являются:The main positive features of the new technological method for developing hydrocarbon deposits are:
- разработка залежей углеводородов осуществляется без применения методов поддержания пластового давления;- the development of hydrocarbon deposits is carried out without the use of reservoir pressure maintenance methods;
- достигается существенно большая углеводородоотдача (нефть + растворенный газ) по сравнению с любыми другими технологиями разработки аналогичных залежей (запасы нефти и газа аналогичных месторождений, находящиеся на балансе нефтедобывающих компаний РФ, при применении предлагаемого способа разработки увеличиваются по нефти на 50-60% и по газу - на 70-80% (почти удваиваются), таким образом, дополнительный эффект повышения степени извлечения нефти и, тем более, повышение газоотдачи при снижении пластового давления ниже давления насыщения будет существенно превышать эффект от искусственного заводнения залежей;- a significantly greater hydrocarbon recovery (oil + dissolved gas) is achieved in comparison with any other technologies for developing similar deposits (oil and gas reserves of similar fields that are on the balance of oil companies in the Russian Federation, when applying the proposed development method, increase by 50-60% in oil and gas - by 70-80% (almost double), thus, the additional effect of increasing the degree of oil recovery and, especially, increasing gas recovery with a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure will be significantly exceed the effect of artificial flooding of deposits;
- существенно повышается экономическая рентабельность (доходность всех видов) разработки залежей углеводородов в связи с исключением капиталовложений на применение методов ППД и сохранением фонтанного способа добычи углеводородов в течение всего периода разработки;- significantly increases the economic profitability (profitability of all types) of the development of hydrocarbon deposits in connection with the exclusion of capital investments for the use of RPM methods and the preservation of the fountain method of hydrocarbon production throughout the entire development period;
- сохраняется в процессе разработки и на перспективу экологическая чистота недр углеводородов.- the ecological cleanliness of the subsoil of hydrocarbons remains in the development process and for the future.
Применение предлагаемого способа разработки глубокозалегающих месторождений углеводородов должно привести к пересмотру инвестиционных вложений в развитие нефтегазодобывающей промышленности (в частности, Чеченской республики) с существенным повышением эффективности использования базы ресурсов углеводородов. К ряду положительных факторов, кроме уже упомянутых, относятся:The application of the proposed method for the development of deep hydrocarbon deposits should lead to a review of investment in the development of the oil and gas industry (in particular, the Chechen Republic) with a significant increase in the efficiency of using the hydrocarbon resource base. A number of positive factors, in addition to those already mentioned, include:
- почти кратное наращивание ресурсной базы углеводородов без проведения капиталоемких разведочных работ;- almost a multiple increase in the hydrocarbon resource base without capital-intensive exploration;
- повышение темпов добычи нефти и нефтяного газа;- increase in the rate of oil and gas production;
- сокращение сроков разработки месторождений;- reduction of terms of field development;
- достижение высокой степени выработки запасов углеводородов.- achieving a high degree of development of hydrocarbon reserves.
Кроме того, компании - держатели лицензий на недра и операторы - разработчики месторождений углеводородов должны придерживаться важного принципа - нефть, конденсат и попутный газ глубокопогруженных залежей углеводородов не являются рыночным товаром, а представляют собой ценнейшее химическое сырье многоцелевой переработки. Это должны учитывать и административно-исполнительные структуры на местах и принимать решения по развитию соответствующей нефте- и газоперерабатывающей промышленности.In addition, companies - holders of subsoil licenses and operators - hydrocarbon field developers must adhere to an important principle - oil, condensate and associated gas from deeply submerged hydrocarbon deposits are not a marketable commodity, but are a valuable chemical raw material for multipurpose processing. Administrative and executive structures in the field should take this into account and make decisions on the development of the corresponding oil and gas processing industry.
Основные показатели разработки залежей углеводородов Чеченской Республики с применением нового технологического принципаTable 1
Key indicators of the development of hydrocarbon deposits in the Chechen Republic using a new technological principle
(параметры)Indicators
(options)
Динамика выработки запасов нефти, газа и углеводородов при полном истощении пластовой энергииtable 2
Dynamics of oil, gas and hydrocarbon reserves production with complete depletion of reservoir energy
Сравнение показателей выработки запасов нефти, газа и углеводородов при различных режимах разработки Старогрозненского месторожденияTable 3
Comparison of indicators of oil, gas and hydrocarbon reserves under different development modes of the Starogroznensky field
- нефти, млн. м3
- газа, млн. нм3
- углеводородов, млн. м3 Total production:
- oil, mln. m 3
- gas, million nm 3
- hydrocarbons, mln. m 3
23,602
9289,7
33,216
23,602
9289.7
33,216
23,972
9429,4
33,716
23,972
9429,4
33,716
29,083
15702,4
45,284
29,083
15702.4
45,284
- нефтеотдачи, доли единиц
- газоотдачи,
- углеводородоотдачи,Odds:
- oil recovery, fraction of units
- gas recovery,
- hydrocarbon recovery,
0,465
0,465
0,465
0.465
0.465
0.465
0,472
0,472
0,472
0.472
0.472
0.472
0,572
0,786
0,634
0.572
0.786
0.634
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005125500/03A RU2295028C1 (en) | 2005-08-10 | 2005-08-10 | Method for extracting deeply immersed hydrocarbon formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005125500/03A RU2295028C1 (en) | 2005-08-10 | 2005-08-10 | Method for extracting deeply immersed hydrocarbon formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2295028C1 true RU2295028C1 (en) | 2007-03-10 |
Family
ID=37992515
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005125500/03A RU2295028C1 (en) | 2005-08-10 | 2005-08-10 | Method for extracting deeply immersed hydrocarbon formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2295028C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2480578C1 (en) * | 2012-06-26 | 2013-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop deposit of highly viscous oil |
-
2005
- 2005-08-10 RU RU2005125500/03A patent/RU2295028C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2480578C1 (en) * | 2012-06-26 | 2013-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop deposit of highly viscous oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2518684C2 (en) | Method of extraction of oil and other formation fluids from reservoir (versions) | |
| RU2334096C1 (en) | Method of massive type high-viscosity oil pool development | |
| RU2455471C1 (en) | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development | |
| RU2513787C1 (en) | Method for oil deposit development based on system address action | |
| RU2326234C1 (en) | Oil recovery method | |
| RU2295028C1 (en) | Method for extracting deeply immersed hydrocarbon formations | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2301895C2 (en) | Method for underground gas storage creation in depleted oil-and-gas deposit | |
| RU2079639C1 (en) | Method of development of oil-gas-condensate deposits | |
| RU2338059C2 (en) | Method of development of multibed oil deposits | |
| RU2282024C1 (en) | Method for productive bed development | |
| RU2282025C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2523318C1 (en) | Method for development of hydrocarbons with associated occurrence and hydromineral raw material of multilayer field | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2744535C1 (en) | Method of additional development of water-flooded sections of gas-condensate deposit of oil and gas condensate deposit | |
| RU2105870C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| RU2817834C1 (en) | Method of increasing oil recovery in areas of non-stationary water flooding | |
| RU2007112681A (en) | METHOD FOR DEVELOPING SMALL SMALL PRODUCTIVE OIL DEPOSITS | |
| CN109601006A (en) | Poly-alkoxylation alcohol is used in the recovery operations of oil field after CHOPS | |
| Sazonov | Hydrodynamic simulation of reservoir fluids filtration at diverter technology conditions | |
| RU2268355C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| Kotenev | TECHNOLOGIES JUSTIFICATION AND IMPACT REGULATION ON VARIOUS CATEGORIES OF HARD-TO-RECOVER AND REMAINING OIL RESERVES IN CARBONATE RESERVOIRS | |
| Kuleshova et al. | Efficiency of maintaining reservoir pressure in oil wells during the development of carbonate reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090811 |