RU2721619C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2721619C1 RU2721619C1 RU2019118345A RU2019118345A RU2721619C1 RU 2721619 C1 RU2721619 C1 RU 2721619C1 RU 2019118345 A RU2019118345 A RU 2019118345A RU 2019118345 A RU2019118345 A RU 2019118345A RU 2721619 C1 RU2721619 C1 RU 2721619C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- lithofacial
- injection
- geological
- zones
- flow
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 47
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 9
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 4
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 claims description 3
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 2
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи неоднородного пласта и снижение обводненности добываемой нефти из залежей. Обеспечивает увеличение коэффициента извлечения нефти, повышение добычи нефти, снижение ее обводненности и увеличения охвата залежи воздействием, как по площади, так и по разрезу за счет учета лито-фациальных особенностей различных зон пласта.The invention relates to the oil and gas industry and is aimed at increasing oil recovery in a heterogeneous formation and reducing the water content of produced oil from deposits. It provides an increase in the oil recovery coefficient, an increase in oil production, a decrease in its water cut and an increase in the coverage of the reservoir by exposure, both in area and in section, by taking into account lithofacial features of different zones of the reservoir.
Известен способ добычи нефти, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и сшивающей системы, проведение технологической выдержки, причем в качестве сшивающей системы берут цеолитсодержащую породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотой [1].A known method of oil production, including the injection into the reservoir of an aqueous solution of polyacrylamide and a crosslinking system, holding technological exposure, moreover, as a crosslinking system take zeolite-containing rock, pre-treated with sulfuric or hydrochloric acid [1].
Недостатком данного способа является низкая эффективность работ из-за не учета лито-фациальной зональности пород продуктивного пласта, значительных геолого-геофизических различий коллекторов в разных лито-фациальных зонах, влияющих на особенности выработки запасов, а соответственно, выбор рецептуры и объема потокоотклоняющей композиции. Кроме того, способ не учитывает наличие на залежах системы техногенных трещин, созданных при ГРП и автоГРП в процессе разработки пластов.The disadvantage of this method is the low efficiency of work due to neglecting the lithofacial zonality of the rocks of the reservoir, significant geological and geophysical differences of reservoirs in different lithofacial zones, affecting the characteristics of the development of reserves, and, accordingly, the choice of formulation and volume of the flow-rejecting composition. In addition, the method does not take into account the presence on the deposits of a system of technogenic fractures created during hydraulic fracturing and auto-fracturing during the development of formations.
Известен способ разработки неоднородных обводненных нефтяных пластов, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц и глинистой суспензии, в котором в качестве дисперсных частиц используют наполнитель пластиковый, суспензии в пласт закачивают одновременно с добавками, обеспечивающими набухание наполнителя пластикового и/или глины [2].A known method for the development of heterogeneous flooded oil reservoirs, including the injection into the reservoir of an aqueous suspension of dispersed particles and a clay suspension, in which the plastic filler is used as dispersed particles, the suspension is pumped into the reservoir simultaneously with additives providing swelling of the plastic and / or clay filler [2].
Недостатком этого способа является низкая эффективность, так как при его осуществлении не учитываются как естественная, так и искусственно созданная при проведении ГРП неоднородность пласта, наличие системы техногенных трещин, лито-фациальная зональность при выработке запасов.The disadvantage of this method is the low efficiency, since its implementation does not take into account both the natural and artificially created during the hydraulic fracturing heterogeneity of the formation, the presence of a system of technogenic fractures, lithofacial zonality in the development of reserves.
Известен также способ увеличения нефтеотдачи, включающий регулирование - снижение проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое осадкообразование, причем внутрипластовое осадкообразование осуществляют вначале от приконтурных и водоплавающих зон пласта и продолжают, охватывая последовательно зоны пласта с более высокими абсолютными отметками кровли пласта, по этому же направлению осуществляют вытеснение нефти водой, при этом по группе скважин и по отдельным скважинам проводят текущие замеры обводненности вытесняемой нефти, для чего отбирают пробы жидкости из вертикально восходящих участков выкидных труб на устье скважины, прерывают вытеснение нефти водой и повторяют закачки оторочек осадкообразующих реагентов [3].There is also known a method of increasing oil recovery, including regulation - reducing the permeability of the water supply channels of the formation through injection wells by injecting a line of reagents providing in-situ sedimentation, and in-situ sedimentation is carried out initially from the marginal and water-borne zones of the reservoir and continues, sequentially covering the formation zones with higher absolute roof marks formation, in the same direction, oil is displaced by water, while for a group of wells and for individual wells, current measurements of water content of displaced oil are carried out, for which fluid samples are taken from vertically ascending sections of flow pipes at the wellhead, interrupt oil displacement by water and repeat the rims injection sediment forming reagents [3].
Недостатком данного способа является то, что эффективность его низка в условиях неоднородных пластов с отсутствием гидродинамической связи с законтурными областями, водоплавающих зон и наличием развитой системы техногенных трещин (трещин ГРП и автоГРП). Кроме того, способ не учитывает лито-фациальные особенности различных зон пласта и характер их влияния на взаимосвязь добывающих и нагнетательных скважин и выработку запасов нефти.The disadvantage of this method is that its efficiency is low in conditions of heterogeneous formations with no hydrodynamic connection with the marginal regions, waterflooding zones and the presence of a developed system of technogenic fractures (hydraulic fracturing and auto-fracturing). In addition, the method does not take into account the lithofacial features of various zones of the reservoir and the nature of their influence on the relationship of production and injection wells and the development of oil reserves.
Задачей настоящего изобретения является создание эффективного способа регулирования разработки нефтяных месторождений, позволяющего за счет увеличения охвата промытых пропластков как по площади, так и по разрезу залежи увеличить эффективность вытеснение нефти из мало дренируемых и не дренируемых зон, в конечном итоге, повысить добычу, коэффициент извлечения нефти и уменьшить обводненность добываемой продукции.The objective of the present invention is to provide an effective method for regulating the development of oil fields, which allows increasing the efficiency of oil displacement from poorly drained and non-drained zones by increasing the coverage of washed interlayers both in area and in section of the reservoir, and ultimately to increase production and oil recovery coefficient and reduce the water cut of the produced products.
Поставленная цель достигается за счет того, что в известном способе увеличения нефтеотдачи, включающем регулирование - снижение проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое потокоотклонение, согласно изобретению, на залежи в результате геолого-промыслового анализа и анализа разработки выделяют лито-фациальные зоны, степень охвата лито-фациальных зон системой техногенных трещин, для нагнетательных скважин каждой лито-фациальной зоны по ее геолого-геофизическим характеристикам и степени охвата техногенными трещинами выбирают тип и объем потокоотклоняющей композиции, а закачку потокоотклоняющих композиций ведут массировано, единовременно во все нагнетательные скважины, участвующие в вытеснении нефти в пределах каждой из выделенных лито-фациальных зон. По результатам массированной обработки лито-фациальных зон оценивают реакцию добывающего фонда снижением обводненности продукции за счет воздействия, определяют доминирующие геологические и технологические факторы, влияющие на реакцию добывающего фонда скважин, проводят по лито-фациальным зонам поскважинную корректировку типов потокоотклоняющих композиций, их объемов и режимов нагнетания для каждой лито-фациальной зоны и повторно выполняют массированную закачку потокоотклоняющих составов. Корректировку режимов последующего, единовременного массированного воздействия по результатам предыдущего воздействия выполняют с применением геолого-гидродинамического моделирования, а процесс повторяют циклически с периодом, равным периоду действия эффекта от каждой единовременной массированной обработки. Повторные единовременные массированные обработки выполняют в две стадии, причем в период первой стадии улучшают энергетическое состояние по лито-фациальным зонам, с увеличением пластового давления до значений не ниже гидростатического, путем увеличения компенсации отбора закачкой и остановки добывающего фонда скважин с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной.This goal is achieved due to the fact that in the known method of increasing oil recovery, which includes regulating — reducing the permeability of the water supply channels of the formation through injection wells by injecting a rim of reagents providing in-situ flow diversion according to the invention, lithium is extracted into deposits as a result of geological field analysis and development analysis -facial zones, the degree of coverage of the lithofacial zones by the system of technogenic fractures, for injection wells of each lithofacial zone, according to its geological and geophysical characteristics and the degree of coverage of technogenic fractures, choose the type and volume of the flow-deflecting composition, and the injection of flow-rejecting compositions is massed at the same time injection wells involved in oil displacement within each of the identified lithofacial zones. Based on the results of the massive processing of lithofacial zones, the reaction of the producing fund is evaluated by reducing the water cut of the product due to the impact, the dominant geological and technological factors affecting the reaction of the producing fund of wells are determined, and the types of flow-deflecting compositions, their volumes and injection regimes are borehole corrected for each lithofacial zone and re-perform a massive injection of flow deflecting compounds. Correction of the modes of subsequent, one-time massive exposure according to the results of the previous exposure is performed using geological and hydrodynamic modeling, and the process is repeated cyclically with a period equal to the period of effect from each one-time massive treatment. Repeated simultaneous massive treatments are performed in two stages, and during the first stage they improve the energy state in the lithofacial zones, with an increase in reservoir pressure to values not lower than hydrostatic, by increasing compensation for injection selection and stopping the production well stock with water cut close to marginal.
Данный способ разработки залежи был апробирован на одной из залежей Н-го месторождения нефти. В результате геолого-промыслового анализа и анализа разработки в пределах залежи выделены 2-е лито-фациальные зоны - А и Б.This method of developing a deposit was tested on one of the deposits of the Nth oil field. As a result of geological and field analysis and development analysis, two lithofacial zones — A and B — were identified within the reservoir.
По результату литофациального анализа пласт А формировался в мелководно морских условиях трансгрессивного режима осадконакопления, пласт Б представлен континентальными и переходными осадкообразованиями, характеризуется высокой литологической неоднородностью. В составе континентальных отложений пласта Б выделены два основных литотипа разреза. Первый литотип - русловые отложения, второй литотип - прирусловые отложения (пойменные). В результате гидродинамического моделирования выявлено отставание выработки залежи, основное отставание получено по русловой части пласта Б.According to the results of lithofacial analysis, reservoir A was formed in shallow-water conditions of a transgressive sedimentation regime, reservoir B is represented by continental and transitional sedimentation, characterized by high lithological heterogeneity. Two main lithotypes of the section are identified in the composition of the continental deposits of Formation B. The first lithotype is channel deposits, the second lithotype is river deposits (floodplain). As a result of hydrodynamic modeling, a backlog of reservoir development was identified, the main backlog was obtained from the channel part of formation B.
Геолого-физическая характеристика лито-фациальных зон представлена в таблице 1. Из таблицы 1 видно, что лито-фациальная зона А по фильтрационно-емкостным свойствам относится к весьма неоднородным низкопроницаемым пластам, Лито-фациальная зона Б тоже представлена неоднородными отложениями с наличием высокопроницаемых пропластков с проницаемостью, превышающей (500-1000)*10-3 мкм2.The geological and physical characteristics of lithofacial zones are presented in table 1. From table 1 it is seen that lithofacial zone A belongs to very heterogeneous low-permeability reservoirs by filtration-capacitive properties, and lithofacial zone B is also represented by heterogeneous deposits with highly permeable interlayers with permeability in excess of (500-1000) * 10 -3 microns 2 .
Изучение результатов гидродинамических исследований и построение по нагнетательному фонду скважин графиков Холла показало, что 43% нагнетательного и 68% добывающего фонда лито-фациальной зоны А имеет систему техногенных трещин.A study of the results of hydrodynamic studies and the construction of Hall charts using the injection well stock showed that 43% of the injection and 68% of the production fund of the lithofacial zone A has a system of technogenic fractures.
По материалам гидродинамического моделирования выявлено, что рост обводненности добываемой продукции в лито-фациальной зоне А связан с наличием развитой системы техногенных трещин. Кинжальные прорывы воды из зоны нагнетания в зону отборов в пределах лито-фациальной зоны Б связаны с наличием в разрезе пропластков суперколлекторов с проницаемостью, превышающей (500-1000)*10-3 мкм2. Данные факторы осложняют выработку запасов и достижение проектных коэффициентов извлечения нефти.Based on the data of hydrodynamic modeling, it was revealed that the increase in water cut of the extracted products in the lithofacial zone A is associated with the presence of a developed system of technogenic fractures. Dagger breakthroughs of water from the injection zone to the withdrawal zone within the lithofacial zone B are associated with the presence in the section of interlayers of super collectors with permeability exceeding (500-1000) * 10 -3 μm 2 . These factors complicate the development of reserves and the achievement of design oil recovery factors.
В результате для повышения нефтеотдачи в лито-фациальной зоне А подобрали осадко- и гелеобразующие композиции со средними и пониженными значениями реологических характеристик. Композиции со средними значениями реологических характеристик предназначались для участков лито-фациальной зоны с развитой системой техногенных трещин. Композиции с пониженными реологическими характеристиками предназначались для участков лито-фациальной зоны с отсутствием развитой системы техногенных трещин. Объемы закачки композиций в каждую из нагнетательных скважин подбирались исходя из объемов вокруг нее трещинных систем и каналов с низким фильтрационным сопротивлением.As a result, in order to increase oil recovery in the lithofacial zone A, sedimentary and gel-forming compositions with average and low values of rheological characteristics were selected. Compositions with average values of rheological characteristics were intended for areas of the lithofacial zone with a developed system of technogenic fractures. Compositions with reduced rheological characteristics were intended for areas of the lithofacial zone with the absence of a developed system of technogenic fractures. The injection volumes of the compositions into each of the injection wells were selected based on the volumes of fracture systems and channels with low filtration resistance around it.
Для повышения нефтеотдачи в пределах лито-фациальной зоны Б подобрали жесткие осадко- и гелеобразующие потокоотклоняющие композиции с наполнителями, имеющие повышенные значения реологических свойств. Объемы и реологические характеристики композиций подбирались с учетом объемов, вскрытых каждой из нагнетательных скважин, пропластков суперколлекторов и их проницаемости.To increase oil recovery within the lithofacial zone B, we selected hard sedimentary and gel-forming flow-deflecting compositions with fillers that have increased rheological properties. The volumes and rheological characteristics of the compositions were selected taking into account the volumes uncovered by each of the injection wells, interlayers of super collectors and their permeability.
Так как рассматриваемая залежь представляет собой единую гидродинамическую систему, включающую лито-фациальные зоны А и Б, а при воздействии на нее потокоотклоняющими композициями необходимо перекрыть как можно больше высоко проводящих обводнившихся каналов фильтрации, перераспределив фильтрационные потоки в низкопроницаемые неохваченные или слабо охваченные выработкой зоны, для максимального охвата пласта выработкой и равномерной выработки запасов нефти из залежи, было принято решение о массированной закачке потокоотклоняющих составов единовременно во все нагнетательные скважины как лито-фациальной зоны А, так и Б.Since the reservoir under consideration is a single hydrodynamic system, including lithofacial zones A and B, and when exposed to flow-deflecting compositions, it is necessary to block as many highly conductive irrigated filtration channels as possible, redistributing the filtration flows into low-permeability unreached or poorly covered zones, for maximum coverage of the reservoir with production and uniform production of oil reserves from the reservoir, it was decided to massively inject flow diverting compositions at a time into all injection wells of both lithofacial zone A and B.
Важным условием успешности реализации единовременной массированной закачки потокоотклоняющих составов является сохранение уровня пластового давления, с целью минимизации риска потерь в добыче по причине снижения пластового давления за счет снижения компенсации отбора закачкой на начальной стадии, сразу после закачки потокоотклоняющих композиций. Поэтому перед единовременной массированной закачкой потокоотклоняющих композиций выполнили анализ энергетического состояния на различных участках лито-фациальных зон и исключили из эксперимента нагнетательные скважины на участках с пониженными значениями пластовых давлений.An important condition for the success of the implementation of a simultaneous massive injection of flow diverting compositions is to maintain the level of reservoir pressure in order to minimize the risk of production losses due to a decrease in reservoir pressure by reducing the compensation for selection by injection at the initial stage, immediately after injection of flow diverting compositions. Therefore, before a simultaneous massive injection of flow-diverting compositions, an analysis of the energy state in various parts of the lithofacial zones was performed and injection wells in areas with reduced formation pressure values were excluded from the experiment.
Определив виды и объемы потокоотклоняющих составов, перечень участков и нагнетательных скважин, в которые необходимо выполнить их закачку, подготовили программу единовременного массированного повышения нефтеотдачи и приступили к ее реализации. Массированная обработка была выполнена в 2016 и 2017 гг.Having determined the types and volumes of flow-diverting compositions, the list of sections and injection wells into which it is necessary to pump them, we prepared a program for a one-time massive increase in oil recovery and started to implement it. Massive processing was performed in 2016 and 2017.
Результаты реализации способа приведены в таблице 2. В первый год, в соответствии с подготовленной программой, единовременно массировано потокоотклоняющие композиции закачали в 52 скважины русловой зоны А+Б. В результате за счет, как стабилизации, так и снижения обводненности добываемой продукции дополнительная добыча нефти в пределах лито-фациальных зон в объеме 29,992 тыс.тонн нефти. Длительность эффекта по разным участкам лито-фациальных зон составила от 7 до 10 месяцев.The results of the implementation of the method are shown in table 2. In the first year, in accordance with the prepared program, simultaneously diverting compositions were pumped into 52 wells of the channel zone A + B. As a result, due to both stabilization and reduction of water cut in the extracted products, additional oil production within the lithium-facies zones in the amount of 29.992 thousand tons of oil. The duration of the effect in different parts of the lithofacial zones ranged from 7 to 10 months.
По результатам массированной обработки лито-фациальных зон в 2016 г. массированного воздействия оценили реакцию добывающего фонда по стабилизации или снижению обводненности продукции за счет воздействия, определили доминирующие геологические и технологические факторы, влияющие на реакцию добывающего фонда скважин, включая типы и объемы закачанных в нагнетательные скважины потокоотклоняющих композиций. Кроме того, изучили динамику изменения пластового давления в пределах каждой из лито-фациальных зон в период выполнения единовременной массированной обработки (в 2016 г.) и характер изменения динамических уровней в зонах отборов. С учетом опыта массированного закачки в 2016 г. выполнили по каждой из лито-фациальных зон оптимизацию и поскважинную корректировку типов потокоотклоняющих композиций, их объемов и режимов нагнетания для повторного проведения массированной закачки потокоотклоняющих составов.Based on the results of the massive treatment of lithofacial zones in 2016, the massive impact assessed the response of the production fund to stabilize or reduce water cut due to the impact, determined the dominant geological and technological factors affecting the reaction of the production fund of wells, including the types and volumes of injected wells flow diverting compositions. In addition, we studied the dynamics of changes in reservoir pressure within each of the lithofacial zones during the period of simultaneous mass treatment (in 2016) and the nature of the change in dynamic levels in the selection zones. Based on the experience of massive injection in 2016, optimization and downhole adjustment of types of flow-deflecting compositions, their volumes and injection modes for re-conducting a massive injection of flow-deflecting compositions were performed for each lithofacial zone.
По результатам корректировки подготовили программу, которая включала на первой стадии повторной массированной закачки выполнение работ по улучшению энергетического состояния по лито-фациальным зонам путем увеличения компенсации отбора закачкой и остановки добывающего фонда скважин с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной. Выполнив первую стадию повторной массированной закачки и восстановив пластовое давление в пределах обеих лито-фациальных зон до значений, не ниже гидростатического давления, провели единовременную массированную обработку нагнетательных скважин в соответствии с программой работ. После обработки нагнетательного фонда скважин запустили в эксплуатацию добывающий фонд, ранее остановленный на первой стадии второго этапа реализации способа разработки.Based on the results of the adjustment, a program was prepared that included, at the first stage of repeated massive injection, work to improve the energy state in lithofacial zones by increasing compensation for injection selection and stopping the production fund of wells with water cut close to the limit. Having completed the first stage of repeated massive injection and having restored the reservoir pressure within both lithofacial zones to values not lower than hydrostatic pressure, we conducted a simultaneous massive treatment of injection wells in accordance with the work program. After processing the injection well stock, a production fund was put into operation, previously stopped at the first stage of the second stage of the development method implementation.
На втором этапе реализации способа в пределах русловой лито-фациальной зоны А+Б потокоотклоняющие композиции закачали в 69 нагнетательные скважины. В результате выполнения повторной массированной закачки потокоотклоняющих составов за счет стабилизации и снижения обводненности добываемой продукции дополнительно добыли по русловой лито-фациальной зоне А+Б 39,633 тыс.тонн нефти (табл. 2).At the second stage of the method implementation, within the channel lithofacial zone A + B, the diverting compositions were pumped into 69 injection wells. As a result of repeated mass injection of flow-diverting compositions due to stabilization and reduction of water cut in the extracted products, 39.633 thousand tons of oil were additionally produced in the lithium-facies zone A + B (Table 2).
На фиг. 1 видно с 2013 г. на объекте А+Б при проведении работ по ПНП по стандартной технологии с увеличением порядкового номера обработки удельная эффективность работ резко снижается с 870 (обработки 2013 года) до 576 (обработки 2015 года) т/скв. опер. В то же время массированные обработки пласта по заявляемому способу - 1 цикл 2016 год, второй цикл 2017 год, позволили переломить сложившуюся ситуацию и обеспечить удельную эффективность работ на уровне 558 (2016 год) и 574 (2017 год) т/скв. опер.In FIG. 1 can be seen from 2013 at the A + B facility when carrying out work on the oil recovery methods according to standard technology with an increase in the treatment serial number, the specific work efficiency sharply decreases from 870 (2013 processing) to 576 (2015 processing) t / well. operas. At the same time, massive treatment of the reservoir according to the claimed method — the 1st cycle of 2016, the second cycle of 2017 — allowed us to turn the tide and provide a specific work efficiency of 558 (2016) and 574 (2017) t / well. operas.
По результатам динамики выработки запасов нефти на одном из участков скважин массированного воздействия (29 нагнетательных скважин) отмечено, что в период проведения ПНП по стандартной технологии (2015 г.) кривая характеризуется высоким темпом роста обводненности, (на 0,33% в месяц). После реализации заявленного способа на лито-фациальную зону А+Б наблюдается изменение характера выработки, в частности наблюдается стабилизация темпов роста обводненности при сохранении темпа отборов от НИЗ. Также в рассматриваемые периоды учтена дополнительная добыча нефти, полученная от ГТМ проводимых на добывающих скважинах (ОПЗ, ГРП, оптимизация режима эксплуатации, реперфорация и т.п.). Следует отметить, что их эффективность в 2016-2017 гг.(10814,3 т и 10038,2 т соответственно) ниже относительно 2015 г. (21996 т.), данный факт исключает влияние стороннего фактора воздействия. Стоит отметить что, массированная закачка потокоотклоняющих составов в 2017 г. проводилась в 2 этапа: первый - февраль 2017 г., второй сентябрь 2017 г. В 2016 г. подобный объем работ был выполнен в течении одного месяца 2016 г. В результате на фиг. 2 можно наблюдать заметно лучший характер выработки при применении заявленного способа.According to the results of the dynamics of oil reserves production at one of the sections of the wells of massive impact (29 injection wells), it was noted that during the period of the oil production by standard technology (2015), the curve is characterized by a high rate of water cut growth (by 0.33% per month). After the implementation of the inventive method for the lithofacial zone A + B, a change in the nature of production is observed, in particular, stabilization of the growth rate of water cut is observed while maintaining the rate of withdrawals from NCDs. Also, during the periods under consideration, additional oil production from oil and gas production carried out at production wells was taken into account (oil refining, hydraulic fracturing, optimization of operating conditions, reperforation, etc.). It should be noted that their effectiveness in 2016-2017 (10,814.3 tons and 10,038.2 tons, respectively) is lower than in 2015 (21,996 tons), this fact excludes the influence of an external influence factor. It is worth noting that the massive injection of flow deflecting compounds in 2017 was carried out in 2 stages: the first - February 2017, the second September 2017. In 2016, a similar amount of work was performed within one month of 2016. As a result, in FIG. 2 you can observe a noticeably better nature of the development when applying the inventive method.
В дальнейшем предполагается по результатам выполнения массированных обработок 2017 г. в соответствии с вышеописанной схемой оптимизировать типы и объемы потокоотклоняющих композиций для повторной реализации предлагаемого способа разработки.In the future, it is assumed that, according to the results of performing massive treatments of 2017, in accordance with the above scheme, the types and volumes of flow-deflecting compositions are optimized for re-implementation of the proposed development method.
Таким образом, приведенный пример раскрывает сущность предлагаемого способа разработки нефтяной залежи и показывает эффективность единовременных массированных закачекThus, the above example reveals the essence of the proposed method for the development of oil deposits and shows the effectiveness of one-time massive downloads
потокоотклоняющих составов на неоднородных залежах с учетом лито-фациальных особенностей зон пласта.flow divergent compositions on heterogeneous deposits, taking into account lithofacial features of the formation zones.
Использованные источники.Used sources.
1. Патент на изобретение №2138629 RU. Опубликован 27.09.1999 г.1. Patent for the invention №2138629 RU. Published September 27, 1999
2. Патент на изобретение №2143548 RU. Опубликован 27.12.1999 г.2. Patent for invention No. 2143548 RU. Published December 12, 1999
3. Патент на изобретение №2291958 RU. Опубликован 20.01.2007 г.3. Patent for the invention No. 2291958 RU. Published January 20, 2007
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019118345A RU2721619C1 (en) | 2019-06-13 | 2019-06-13 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019118345A RU2721619C1 (en) | 2019-06-13 | 2019-06-13 | Oil deposit development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2721619C1 true RU2721619C1 (en) | 2020-05-21 |
Family
ID=70803161
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019118345A RU2721619C1 (en) | 2019-06-13 | 2019-06-13 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2721619C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2738558C1 (en) * | 2020-06-10 | 2020-12-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of low-permeability headers |
| CN112943215A (en) * | 2021-01-11 | 2021-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for selecting horizontal well from water direction by monitoring and judging oil reservoir pressure response |
| RU2777820C1 (en) * | 2021-08-02 | 2022-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for oil deposit development |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2143548C1 (en) * | 1996-08-20 | 1999-12-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Пытьяхнефтеотдача" | Method of development of nonuniform water- encroached oil formations |
| RU2191255C1 (en) * | 2001-04-11 | 2002-10-20 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Method of oil pool development |
| RU2418156C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil formation |
| WO2012006483A2 (en) * | 2010-07-09 | 2012-01-12 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | A method for pre-treatment of subterranean sites adjacent to water injection wells |
| RU2513895C1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ) | Procedure for development of oil deposits |
| RU2639341C1 (en) * | 2017-03-10 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственная Компания Дацин Кемикал" | Method for development of nonuniform permeability reservoirs |
-
2019
- 2019-06-13 RU RU2019118345A patent/RU2721619C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2143548C1 (en) * | 1996-08-20 | 1999-12-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Пытьяхнефтеотдача" | Method of development of nonuniform water- encroached oil formations |
| RU2191255C1 (en) * | 2001-04-11 | 2002-10-20 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Method of oil pool development |
| RU2418156C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil formation |
| WO2012006483A2 (en) * | 2010-07-09 | 2012-01-12 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | A method for pre-treatment of subterranean sites adjacent to water injection wells |
| RU2513895C1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ) | Procedure for development of oil deposits |
| RU2639341C1 (en) * | 2017-03-10 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственная Компания Дацин Кемикал" | Method for development of nonuniform permeability reservoirs |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| INDRUPSKIY, I. M.; SHUPIK, N. V.; ZAKIROV, S. N. Improving Pressure Maintenance by Advance Waterflooding. Oil & Gas Technologies, [s. l.], v. 86, n. 3, p. 49-55, 2013. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2738558C1 (en) * | 2020-06-10 | 2020-12-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of low-permeability headers |
| CN112943215A (en) * | 2021-01-11 | 2021-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for selecting horizontal well from water direction by monitoring and judging oil reservoir pressure response |
| RU2777820C1 (en) * | 2021-08-02 | 2022-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for oil deposit development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107237618B (en) | Method for increasing yield and controlling water of bottom water sandstone gas reservoir | |
| RU2721619C1 (en) | Oil deposit development method | |
| CN1831294B (en) | Nitrogen filling foam water-control oil-increasing technology | |
| EP3337870B1 (en) | Supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
| CN103527161A (en) | Thermal recovery horizontal well water shut-off and profile control method | |
| CN108915649B (en) | Oil reservoir pressure plugging and flooding process mode optimization method | |
| RU2351752C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs | |
| RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
| CA2916375C (en) | Method of biological permeability modification of oil reservoirs using resident microorganisms and nutrient supplementation | |
| RU2713047C1 (en) | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation | |
| CN111587313B (en) | Method for controlling salinity of low salinity injection water | |
| CN114542043B (en) | Method and device for optimizing and improving rock stratum fracturing permeability based on fracturing fluid viscosity | |
| US9868895B2 (en) | Method of gravity assisted microbiologically enhanced oil recovery by improving the distribution of nutrients introduced into oil producing rock formations | |
| Schmitz et al. | An integrated approach to development optimization in seven generations' Kakwa liquids rich Montney play | |
| CN107760293A (en) | A kind of pressure break Pad fluid processing method | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2777820C1 (en) | Method for oil deposit development | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| CN113404459A (en) | Selective water plugging method for bottom water gas reservoir high-water-content gas well | |
| RU2630318C1 (en) | Development method of tight oil reservoirs by cyclic pumping of carbon dioxide | |
| CN108301826B (en) | Method for predicting oil reservoir indexes in high-salinity oil reservoir development process | |
| RU2805435C1 (en) | Method for developing water-flooded reservoir-type oil deposit | |
| RU2809846C1 (en) | Method for developing massive flooded oil deposits | |
| RU2381354C1 (en) | Oil fields development method | |
| RU2655258C2 (en) | Method of injection wells treatment |