RU2731243C2 - Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas - Google Patents
Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2731243C2 RU2731243C2 RU2018118741A RU2018118741A RU2731243C2 RU 2731243 C2 RU2731243 C2 RU 2731243C2 RU 2018118741 A RU2018118741 A RU 2018118741A RU 2018118741 A RU2018118741 A RU 2018118741A RU 2731243 C2 RU2731243 C2 RU 2731243C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- formation
- injection
- gas
- oil
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of low-permeability oil deposits using separate injection of water and gas.
Известен способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом, включающий использование фонтанного или механизированного способа добычи нефти и формирование системы вертикально-латерального заводнения. Для этого в расконсервируемые простаивающие скважины спускают заливочные трубы выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, полученный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли. Дополнительно создают зумпф для спуска перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли. Затем запускают скважины в добычу нефти фонтанным или механизированным способом. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, полученный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта, создают зумпф для перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта. Затем запускают нагнетательные скважины под закачку воды. Для снижения вероятности потери герметичности цементного камня выше или ниже интервала перфорации создание перфорационных отверстий выполняют методом гидропескоструйной перфорации (патент РФ №2379492, кл. Е21В 43/20, Е21В 43/11, опубл. 20.01.2010). A known method of development during the re-entry of wells and oil deposits as a whole, including the use of fountain or mechanized oil production and the formation of a system of vertical-lateral flooding. For this purpose, filling pipes are lowered into the deactivated idle wells above the top of the productive formation and the bottomhole is cemented under pressure to a height greater than the thickness of the formation. In wells that are reactivated as production wells, the resulting cement nozzle is drilled to a depth of no more than half of the interval of the productive formation, counting from the top. Additionally, a sump is created for lowering the perforating equipment and re-perforating is performed in an interval of no more than half of the productive formation, counting from the top. Then the wells are launched into oil production in a flowing or mechanized way. In wells, which are reactivated as injection wells, the resulting cement nozzle is drilled to the bottom of the formation, a sump is created for the perforating equipment, and re-perforation is performed in the interval of the lower one third of the formation. Then the injection wells are started for water injection. To reduce the likelihood of loss of tightness of the cement stone above or below the perforation interval, the creation of perforations is performed by the method of hydrosand-jet perforation (RF patent No. 2379492, class E21B 43/20, E21B 43/11, publ. 20.01.2010).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ организации вертикально-латерального заводнения, включающий использование простаивающих - находящихся в консервации вертикальных или наклонно направленных скважин. Выбирают скважины, расконсервируемые в качестве добывающих и нагнетательных. В расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы - НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта. По одному из вариантов изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом. По другому варианту изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют применением НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта (патент РФ №2531074, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.10.2014 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of organizing vertical-lateral waterflooding, including the use of idle - being in the conservation of vertical or directional wells. Wells are selected which are reactivated as production and injection wells. In reactivated production wells, the lower half of the productive formation is isolated, but the perforated interval in the upper half of the productive formation is left unaffected, tubing is lowered - tubing with a deep pump and / or other equipment in accordance with the planned method of operation and the well is put into operation with production of products from the perforated upper half of the reservoir. In wells that are reactivated as injection wells, tubing with a packer is run, the packer is set at the level of two-thirds of the productive thickness from the top of the formation, and then water is injected into the lower third of the productive formation. According to one of the options, the isolation of the lower half of the productive formation is carried out by installing a cement bridge or filling the lower part of the bottom with cement. Alternatively, isolation of the lower half of the productive formation is carried out by using tubing with a packer, a sealed plug at the lower end of the tubing and the presence of holes, slots or other through slots in the tubing at the level of the upper perforated half of the productive formation. In this case, the packer is installed at the level of the middle of the pay zone thickness (RF patent No. 2531074, class E21B 43/20, publ. 20.10.2014 - prototype).
Общим недостатком известных способов является то, что несмотря на создание вертикально-латерального вытеснения нефти, данный процесс не оптимизирован как с точки зрения подбора рабочих агентов, объемов их закачки, так и расположения скважин и режимов их работы, что приводит к быстрому прорыву рабочего агента и низким показателям нефтевытеснения, особенно для слабопроницаемых пластов. В результате нефтеотдача от применения указанных способов остается невысокой.A common disadvantage of the known methods is that, despite the creation of vertical-lateral oil displacement, this process is not optimized both in terms of the selection of working agents, their injection volumes, and the location of wells and their modes of operation, which leads to a rapid breakthrough of the working agent and low oil displacement rates, especially for poorly permeable formations. As a result, oil recovery from the use of these methods remains low.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.The proposed invention solves the problem of enhancing oil recovery of low-permeability oil deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа, включающем расконсервацию находящихся в консервации скважин в качестве добывающих и нагнетательных, изоляцию в данных скважинах части продуктивного пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м, выделяют как минимум один элемент разработки, представляющий из себя нагнетательную скважину с добывающими вокруг, скважины подбирают таким образом, чтобы расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 300-1000 м, для этого при необходимости дополнительно бурят вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести одновременно-раздельную закачку воды и газа, перфорируют не более 1/3 части пласта у кровли и не более 1/3 части пласта у подошвы, причем закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин, а, соответственно, и перфорацию осуществляют в средней, не более 1/3 по толщине, части продуктивного пласта, причем количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.The problem is solved by the fact that in the method of developing a low-permeability oil reservoir using separate injection of water and gas, including de-conservation of the wells that are in conservation as production and injection wells, isolation of a part of the productive formation in these wells, injection of a working agent into the injection wells with the creation of a vertical-lateral displacement, product selection from production wells, according to the invention, a reservoir with a total oil-saturated formation thickness of at least 50 m is selected, at least one development element is selected, which is an injection well with producers around, the wells are selected in such a way that the distance between the injection wells and production wells in the productive part of the formation was 300-1000 m, for this, if necessary, additional vertical and / or directional wells are drilled, after the initial withdrawal of the formation production and the formation pressure reduction to a level not lower than the oil saturation pressure with gas, the injection wells begin to simultaneously and separately inject water and gas, perforate no more than 1/3 of the formation at the top and no more than 1/3 of the formation at the bottom, and gas is injected into the top of the formation, and water is injected into the bottom part of the formation, the selection of products from the production wells, and, accordingly, the perforation is carried out in the average, not more than 1/3 in thickness, part of the productive formation, and the number of injection wells, the ratio and type of water and gas are determined according to the results of laboratory studies on oil displacement and hydrodynamic modeling with the volumes of water and gas available for injection in the area of a given reservoir and with the achievement of maximum oil recovery, during the development process, injection and withdrawal are monitored by means of hydrodynamic modeling, the breakthrough of the working agent to the producing wells, as well as the prevention of a decrease in reservoir pressure below the bubble point pressure oil gas control modes and operating time of all wells the reservoir, periodically change the injection of working agents - gas is injected into the bottom part of the formation, and water is injected into the top part of the formation.
Сущность изобретения.The essence of the invention.
Разработка слабопроницаемой нефтяной залежи характеризуется низкой эффективностью закачки воды для целей поддержания пластового давления и нефтевытеснения. В результате коэффициент охвата пластов и нефтеотдача остаются низкими. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку нефти из слабопроницаемых залежей посредствам закачки воды. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.The development of a low-permeability oil reservoir is characterized by low efficiency of water injection for the purpose of maintaining reservoir pressure and oil displacement. As a result, the sweep efficiency and oil recovery remain low. The existing technical solutions do not fully allow for the most complete oil production from low-permeable deposits by means of water injection. The proposed invention solves the problem of enhancing oil recovery of low-permeability oil deposits. The problem is solved as follows.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Выбирают залежь нефти со слабопроницаемым коллектором и общей нефтенасыщенной толщиной не менее 50 м. На залежи выделяют как минимум один элемент разработки (например, пятиточечный элемент), представляющий из себя нагнетательную скважину с добывающими вокруг. Скважины подбирают таким образом, чтобы расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 300-1000 м. В качестве скважин, помимо работающих, выбирают находящиеся в консервации скважины, которые расконсервируют в качестве добывающих и нагнетательных. Кроме того, при необходимости дополнительно бурят вертикальные и/или наклонно-направленные скважины.An oil deposit with a low-permeability reservoir and a total oil-saturated thickness of at least 50 m is selected. At least one development element (for example, a five-point element) is distinguished on the deposit, which is an injection well with producers around. Wells are selected in such a way that the distance between the injection and production wells in the productive part of the formation is 300-1000 m. In addition to the working wells, the wells that are in conservation are selected, which will be reactivated as production and injection wells. In addition, if necessary, additional vertical and / or directional wells are drilled.
Согласно исследованиям, при общей нефтенасыщенной толщине пласта менее 50 м, предлагаемый способ значительно снижает нефтеотдачу ввиду уменьшения коэффициента охвата. Расположение стволов нагнетательной и добывающей скважин на расстоянии 300-1000 м друг от друга в пласте с толщиной не менее 50 м позволяет создать латеральное вытеснение нефти и избежать резкого прорыва рабочего агента к добывающим скважинам. Причем расстояние менее 300 м не обеспечивает должного латерального вытеснения, а при расстоянии более 1000 м – эффект практически не наблюдается ввиду низкой проницаемости коллектора.According to studies, with a total oil-saturated formation thickness of less than 50 m, the proposed method significantly reduces oil recovery due to a decrease in sweep efficiency. The location of the injection and production wells at a distance of 300-1000 m from each other in a reservoir with a thickness of at least 50 m makes it possible to create lateral oil displacement and avoid a sharp breakthrough of the working agent to the production wells. Moreover, a distance of less than 300 m does not provide proper lateral displacement, and at a distance of more than 1000 m, the effect is practically not observed due to the low permeability of the reservoir.
После первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести одновременно-раздельную закачку воды и газа с использованием соответствующего оборудования. Для этого перфорируют не более 1/3 части пласта у кровли и не более 1/3 части пласта у подошвы. Закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную часть пласта. Отбор продукции из добывающих скважин, а, соответственно, и перфорацию осуществляют в средней, не более 1/3 по толщине, части продуктивного пласта. В качестве газа используют CO2, N2 или углеводородный газ, а в качестве воды – пластовую, сточную или пресную воду. Таким образом, формируют вертикально-латеральное вытеснение нефти.After the initial withdrawal of reservoir products and the reduction of reservoir pressure to a level not lower than the saturation pressure of oil with gas, the injection wells begin to simultaneously and separately inject water and gas using appropriate equipment. For this, no more than 1/3 of the formation is perforated at the top and no more than 1/3 of the formation at the bottom. Gas is injected into the top part of the formation, and water is injected into the bottom part of the formation. The selection of products from production wells, and, accordingly, perforation is carried out in the average, not more than 1/3 in thickness, part of the productive formation. The gas used is CO 2 , N 2 or hydrocarbon gas, and the water is formation, waste or fresh water. Thus, vertical-lateral oil displacement is formed.
Количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи. В процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования. Прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. Периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.The number of injection wells, the ratio and type of water and gas are determined based on the results of laboratory studies on oil displacement and hydrodynamic modeling with the volumes of water and gas available for injection in the area of the given reservoir and with the achievement of maximum oil recovery. During the development process, injection and withdrawal are monitored by means of hydrodynamic modeling. The breakthrough of the working agent to the producing wells, as well as the prevention of a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure of oil with gas, is controlled by the modes and operating time of all wells in the reservoir. Periodically, the injection of working agents is changed - gas is injected into the bottom part of the formation, and water is injected into the top part of the formation.
Согласно исследованиям, при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, эффективность способа значительно снижается виду ухудшения характеристик нефти. Закачка газа более эффективно для слабопроницаемых преимущественно гидрофобных коллекторов по сравнению с закачкой воды, т.к. газ обладает для таких коллекторов лучшей отмывающей способностью. Кроме того, газ намного подвижнее воды, что позволяет ему проникать вглубь пласта, скапливаться в виде газовой шапки (при определенном геологическом строении) и восстанавливать пластовое давление. Из-за частичного растворения газа в нефти, снижается ее вязкость, что положительно сказывается на нефтеотдаче. Однако, закачка газа также имеет и недостатки. Ввиду высокой подвижности газ может достаточно быстро прорваться к забоям добывающих скважин. Поэтому для достижения максимальной эффективности необходимо одновременно закачивать воду. Закачка газа в кровельную часть пласта, воды – в подошвенную, а отбор продукции из средней части пласта, позволяет осуществлять вертикально-латеральное вытеснение нефти. Периодическая инверсия закачки рабочих агентов, т.е. газа – в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную, позволяет повысить как коэффициент охвата, так и коэффициент вытеснения. При перфорации в нагнетательных скважинах более 1/3 части пласта у кровли и/или более 1/3 части пласта у подошвы, повышается вероятность резкого прорыва рабочего агента к добывающей скважине. Аналогичная ситуация происходит при перфорации в добывающей скважине более 1/3 средней по толщине части продуктивного пласта.According to studies, when the reservoir pressure drops below the saturation pressure of oil with gas, the efficiency of the method is significantly reduced due to the deterioration of oil characteristics. Gas injection is more efficient for low-permeability, predominantly hydrophobic reservoirs compared to water injection, because gas has the best cleaning ability for such reservoirs. In addition, gas is much more mobile than water, which allows it to penetrate deep into the reservoir, accumulate in the form of a gas cap (with a certain geological structure) and restore reservoir pressure. Due to the partial dissolution of gas in oil, its viscosity decreases, which has a positive effect on oil recovery. However, gas injection also has disadvantages. Due to the high mobility, gas can quickly break through to the bottom of the producing wells. Therefore, to achieve maximum efficiency, it is necessary to simultaneously pump water. Injection of gas into the top part of the formation, water into the bottom part, and withdrawal of production from the middle part of the formation, allows vertical-lateral oil displacement. Periodic inversion of the injection of working agents, i.e. gas - into the bottom part of the formation, and water - into the roof one, allows to increase both the sweep efficiency and the displacement coefficient. When perforating more than 1/3 of the formation at the top and / or more than 1/3 of the formation at the bottom in injection wells, the probability of a sharp breakthrough of the working agent to the producing well increases. A similar situation occurs when perforating in a production well more than 1/3 of the average thickness of the part of the productive formation.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи. Development is carried out until the full economically viable development of the deposit.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.The result of the introduction of this method is to increase the oil recovery of a low-permeable oil reservoir.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific execution of the method.
Пример 1. Залежь нефти размерами 3000х3000 м, представленную чисто нефтяной зоной со средней проницаемостью коллектора 1 мД, глубиной залегания кровли пласта – 1600 м, вязкостью нефти в пластовых условиях 15 мПа·с, начальным пластовым давлением 16 МПа, давлением насыщения нефти газом – 8 МПа и общей нефтенасыщенной толщиной в купольной части залежи – 50 м, вскрыта одной наклонно-направленной скважиной, находящейся в консервации. Данную скважину расконсервируют. Example 1. Oil reservoir with dimensions of 3000x3000 m, represented by a purely oil zone with an average reservoir permeability of 1 mD, depth of reservoir top - 1600 m, oil viscosity in reservoir conditions 15 mPa · s, initial reservoir pressure 16 MPa, oil saturation pressure - 8 MPa and total oil-saturated thickness in the dome of the reservoir - 50 m, was penetrated by one directional well, which is in conservation. This well will be reactivated.
Предварительно проводят лабораторные исследования по нефтевытеснению и гидродинамическое моделирование залежи. В ходе данных исследований определяют количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа, их объемы с достижением максимальной нефтеотдачи.Preliminary laboratory studies on oil displacement and reservoir simulation are carried out. In the course of these studies, the number of injection wells, the ratio and type of water and gas, their volumes are determined with the achievement of maximum oil recovery.
На залежи формируют пятиточечный элемент разработки, для чего к существующей скважине дополнительно бурят четыре вертикальные скважины. Пятиточечный элемент создают таким образом, чтобы в центре размещалась нагнетательная скважина, а вокруг – добывающие, причем расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 1000 м.A five-point development element is formed on the deposit, for which four vertical wells are additionally drilled to the existing well. The five-point element is created in such a way that an injection well is located in the center, and production wells are located around, and the distance between the injection and production wells in the productive part of the formation is 1000 m.
Отбирают продукцию пласта всеми пятью скважинами до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом 8 МПа. Затем в нагнетательной скважине перфорируют по толщине 1/3 часть ствола в продуктивном пласте у кровли (16,7 м при счете от кровли пласта) и 1/3 часть – у подошвы (16,7 м при счете от подошвы пласта). Закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную с помощью оборудования для одновременно-раздельной закачку воды и газа. В добывающей скважине перфорируют по толщине 1/3 ствола (16,6 м) в средней части пласта. В качестве газа используют попутный нефтяной газ с данной и ближайших окружающих залежей, а в качестве воды – попутно добываемую сточную воду. Общее соотношение закачиваемых воды и газа составляет: 30% - газ и 70% - вода. Таким образом, формируют вертикально-латеральное вытеснение нефти.The production of the formation is withdrawn by all five wells until the formation pressure drops to the level of oil saturation pressure of 8 MPa. Then, in the injection well, 1/3 part of the borehole is perforated in thickness in the producing formation at the top (16.7 m when counting from the top of the formation) and 1/3 part at the bottom (16.7 m when counting from the bottom of the formation). Gas is injected into the roofing part of the formation, and water is injected into the bottom part using equipment for simultaneous-separate water and gas injection. In a production well, 1/3 of the borehole (16.6 m) is perforated in the middle part of the formation. Associated petroleum gas from this and the nearest surrounding deposits is used as gas, and associated waste water is used as water. The total ratio of injected water and gas is: 30% gas and 70% water. Thus, vertical-lateral oil displacement is formed.
В процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования. Прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. Каждые полгода осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.During the development process, injection and withdrawal are monitored by means of hydrodynamic modeling. The breakthrough of the working agent to the producing wells, as well as the prevention of a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure of oil with gas, is controlled by the modes and operating time of all wells in the reservoir. Every six months, the injection of working agents is changed - gas is injected into the bottom part of the formation, and water is injected into the top part of the formation.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи. Development is carried out until the full economically viable development of the deposit.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками, размерами, имеется водо-нефтяной контакт (ВНК). Формируют элементы рядной системы заводнения: два ряда по пять добывающих скважин и один ряд из четырех нагнетательных скважин, расположенный между добывающими. Скважины бурят наклонно-направленные. Расстояние между стволами нагнетательных и добывающих скважин в продуктивной части пласта составляет 300 м. Перфорацию ствола в нижней 1/3 части продуктивного пласта в нагнетательной скважине считают от уровня ВНК. В качестве газа используют CO2, а в качестве воды – пресную воду. Закачку рабочих агентов и отбор продукции ведут в циклическом режиме.Example 2. Perform as example 1. The reservoir is characterized by other geological and physical characteristics, dimensions, there is a water-oil contact (OWC). The elements of an in-line waterflooding system are formed: two rows of five production wells and one row of four injection wells located between the producers. Wells are drilled in a directional direction. The distance between the boreholes of the injection and production wells in the productive part of the formation is 300 m. The perforation of the wellbore in the lower 1/3 of the productive formation in the injection well is counted from the OWC level. CO 2 is used as gas, and fresh water is used as water. The pumping of working agents and the selection of products are carried out in a cyclic mode.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 846 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,192 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 674 тыс.т нефти, КИН составил 0,153 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,039 д.ед.As a result of the development, which was limited to achieving a water cut of the reservoir up to 98%, 846 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor (ORF) was 0.192 unit fraction. According to the prototype, all other things being equal, 674 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor was 0.153 unit units. The increase in oil recovery factor according to the proposed method is 0.039 unit fractions.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения слабопроницаемой нефтяной залежи повысить охват и равномерность выработки запасов за счет организации вертикально-латерального вытеснения нефти, применения одновременно-раздельной закачки воды и газа, а также оптимизации параметров закачки и режимов работы скважин.The proposed method makes it possible to increase the oil recovery factor of a low-permeability oil reservoir, to increase the coverage and uniformity of reserves development due to the organization of vertical-lateral oil displacement, the use of simultaneous-separate injection of water and gas, as well as optimization of injection parameters and well operation modes.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.Application of the proposed method will allow solving the problem of increasing oil recovery of a low-permeability oil reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118741A RU2731243C2 (en) | 2018-05-22 | 2018-05-22 | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118741A RU2731243C2 (en) | 2018-05-22 | 2018-05-22 | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018118741A RU2018118741A (en) | 2019-11-25 |
| RU2018118741A3 RU2018118741A3 (en) | 2020-01-14 |
| RU2731243C2 true RU2731243C2 (en) | 2020-08-31 |
Family
ID=68652441
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018118741A RU2731243C2 (en) | 2018-05-22 | 2018-05-22 | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2731243C2 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113625359B (en) * | 2020-05-07 | 2024-04-30 | 中国石油化工股份有限公司 | Method and device for calculating oil and gas containing probability of lithology trap of tight sandstone |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2326234C1 (en) * | 2007-07-16 | 2008-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil recovery method |
| RU2506418C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit development at late stage |
| RU2531074C2 (en) * | 2012-09-28 | 2014-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Method for arrangement of vertical and lateral flooding |
| US9494025B2 (en) * | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
-
2018
- 2018-05-22 RU RU2018118741A patent/RU2731243C2/en active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2326234C1 (en) * | 2007-07-16 | 2008-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil recovery method |
| RU2506418C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit development at late stage |
| RU2531074C2 (en) * | 2012-09-28 | 2014-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Method for arrangement of vertical and lateral flooding |
| US9494025B2 (en) * | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2018118741A (en) | 2019-11-25 |
| RU2018118741A3 (en) | 2020-01-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2543009C1 (en) | Gas-oil deposit development method | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2418943C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2509878C1 (en) | Development method of oil fringe in carbonate reservoir of complex structure | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| RU2459070C1 (en) | Method for development of water-flooded oil formation at last stage | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2519949C1 (en) | Method for development of oil pool section | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2616016C9 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU2651851C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2584435C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200523 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20220415 |