RU2606894C1 - Method for development of oil deposits confined to reef reservoirs - Google Patents
Method for development of oil deposits confined to reef reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2606894C1 RU2606894C1 RU2015157169A RU2015157169A RU2606894C1 RU 2606894 C1 RU2606894 C1 RU 2606894C1 RU 2015157169 A RU2015157169 A RU 2015157169A RU 2015157169 A RU2015157169 A RU 2015157169A RU 2606894 C1 RU2606894 C1 RU 2606894C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- wells
- production
- reservoir
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 50
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 50
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 43
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 9
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 11
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 11
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 5
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 8
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- HJUFTIJOISQSKQ-UHFFFAOYSA-N fenoxycarb Chemical compound C1=CC(OCCNC(=O)OCC)=CC=C1OC1=CC=CC=C1 HJUFTIJOISQSKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 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)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на увеличение коэффициента нефтеотдачи и уменьшения остаточной нефтенасыщенности при разработке залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам, за счет циклической закачки воды.The invention relates to the oil industry and is aimed at increasing the coefficient of oil recovery and reducing residual oil saturation in the development of oil deposits confined to reef tanks, due to the cyclical injection of water.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам различных категорий, на любой стадии разработки.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil deposits confined to reef reservoirs of various categories at any stage of development.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в суперколлекторы в нижней или средней по высоте части залежи [RU 2188311 С1, МПК Е21В 43/20, опубл. 2002]. В верхней части залежи выделяют суперколлекторы и используют их как естественные нефтесборные резервуары, отбор нефти ведут через добывающие скважины, пробуренные в суперколлекторы в верхней части залежи, с организацией вертикального вытеснения нефти за счет закачки рабочего агента в нижнюю или среднюю часть залежи.A known method of developing an oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells into super collectors in the lower or middle part of the reservoir [RU 2188311 C1, IPC ЕВВ 43/20, publ. 2002]. Super collectors are isolated in the upper part of the reservoir and used as natural oil reservoirs, oil is taken through production wells drilled into super collectors in the upper part of the reservoir, with the organization of vertical oil displacement due to the injection of the working agent into the lower or middle part of the reservoir.
Известное решение относится к специфической области применения, предполагающей наличие в разрезе продуктивного пласта так называемых суперколлекторов.The known solution relates to a specific field of application, which assumes the presence of so-called super collectors in the section of the productive formation.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа вертикального вытеснения с обеспечением режима капиллярно-гравитационной пропитки.The problem to which the claimed technical solution is directed is to develop a method of vertical displacement with the provision of capillary-gravity impregnation.
При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи.When implementing the proposed technical solution, the task is solved by achieving a technical result, which consists in increasing the oil recovery coefficient.
Указанный технический результат достигается тем, что способ разработки залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам, включает отбор пластового флюида через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом добывающие скважины располагают в верхней прикровельной части залежи, нагнетательные скважины располагают в подошвенной части залежи, при этом чередование периодов отбора пластового флюида и закачки рабочего агента осуществляют с временным разделением, причем период закачки предусматривает остановку добывающих скважин, а период добычи предусматривает остановку нагнетательных скважин, продолжительность циклов определяют исходя из расчета материального баланса, учитывающего изменение - уменьшение порового объема при восстановлении пластового давления и темп изменения порового объема, согласно которому при заданных величинах отборов и закачки пластовое давление не снижают ниже граничного, при этом нагнетание рабочего агента осуществляют в подошвенную часть разреза, после закачки рабочего агента осуществляют капиллярно-гравитационную пропитку, а затем при запуске добывающих скважин начинают отбор пластового флюида.The specified technical result is achieved by the fact that the method of developing oil deposits confined to reef reservoirs involves the selection of reservoir fluid through production wells and pumping a working agent through injection wells in a cyclic mode, while production wells are located in the upper cover part of the reservoir, injection wells are located in the sole of the reservoir, while the alternation of the periods of selection of reservoir fluid and injection of the working agent is carried out with a temporary separation, and the period of In the course of production, shutdown of production wells is foreseen, and the production period includes shutdown of injection wells, the duration of the cycles is determined on the basis of calculating the material balance, taking into account the change - decrease in pore volume during restoration of reservoir pressure and the rate of change in pore volume, according to which at a given rate of production and injection, the reservoir pressure does not reduce below the boundary, while the injection of the working agent is carried out in the plantar of the section, after injection of the working agent carry out capillary-gravity impregnation, and then, when starting production wells, the formation of formation fluid is started.
Заявляемая совокупность действий способствует преждевременному обводнению продукции и падения темпов добычи нефти при разработке залежей, приуроченных к рифовым резервуарам. Эффективность капиллярно-гравитационной пропитки в рифовых резервуарах зависит от высоты блока матрицы, поскольку этот параметр определяет интенсивность флюидообмена между блоками матрицы и трещинами, после периода капиллярно-гравитационной пропитки наступает период отбора жидкости, сопряженный с запуском добывающих скважин, продолжительность циклов определяется исходя из расчетов материального баланса, согласно которым при заданных величинах отборов и закачки пластовое давление не снижается ниже граничного, для повышения эффективности системы разработки предусматривается, что добывающие скважины вскрывают кровельный интервал рифового резервуара, нагнетание воды осуществляется в подошвенную часть разреза, тем самым создаются условия для вертикального вытеснения нефти за счет разности гидростатических давлений для нефти и воды.The claimed combination of actions contributes to the premature flooding of products and the decline in oil production in the development of deposits confined to reef reservoirs. The efficiency of capillary-gravity impregnation in reef reservoirs depends on the height of the matrix block, since this parameter determines the intensity of fluid exchange between the matrix blocks and cracks, after the period of capillary-gravity impregnation, a period of fluid withdrawal begins, associated with the launch of production wells, the duration of the cycles is determined based on calculations of material balance, according to which at given values of withdrawals and injection, reservoir pressure does not decrease below the boundary, to increase the efficiency ivnosti development system provides that production wells autopsied roofing interval reef tank, water injection is carried out into the plantar portion of the cut, thus creating conditions for vertical displacement of oil by the difference in hydrostatic pressures for oil and water.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) расположение добывающих скважин в верхней, прикровельной, части залежи;1) the location of production wells in the upper, bedside, part of the reservoir;
2) расположение нагнетательных скважин в подошвенной части залежи;2) the location of injection wells in the bottom of the reservoir;
3) использование циклической закачки;3) the use of cyclic injection;
4) чередование периодов добычи (отбора) пластового флюида (нефти), закачки рабочего агента (воды) и капиллярно-гравитационной пропитки. Добычу нефти и закачку воды осуществляют не одновременно. Период закачки предусматривает остановку добывающих скважин, период добычи соответственно предусматривает остановку нагнетательных скважин;4) alternating periods of production (selection) of reservoir fluid (oil), injection of a working agent (water) and capillary-gravity impregnation. Oil production and water injection are not carried out simultaneously. The injection period provides for the shutdown of production wells, the production period accordingly provides for the shutdown of injection wells;
5) продолжительность циклов определяют исходя из расчетов материального баланса, согласно которым при заданных величинах отборов и закачки пластовое давление не снижается ниже граничного;5) the duration of the cycles is determined on the basis of calculations of the material balance, according to which, at the given values of withdrawals and injection, the reservoir pressure does not decrease below the boundary;
6) после закачки рабочего агента наступает период капиллярно-гравитационной пропитки (дренажа);6) after the injection of the working agent, a period of capillary-gravity impregnation (drainage) begins;
7) затем при запуске добывающих скважин начинается период отбора жидкости (пластового флюида).7) then, when the production wells are launched, the period of fluid withdrawal (formation fluid) begins.
Признаки 1-3, 7 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3, 7 are common with the prototype, signs 4-6 are the salient features of the invention.
Способ поясняется иллюстративными материалами, где:The method is illustrated by illustrative materials, where:
на фиг. 1 приведено строение рифового резервуара с двойной пористостью и расположением скважин для достижения максимальной нефтеотдачи при циклической закачке воды, добывающие скважины расположены в прикровельной части залежи, нагнетательные - в подошвенной,in FIG. 1 shows the structure of the reef reservoir with double porosity and the location of the wells to achieve maximum oil recovery during cyclic injection of water, producing wells are located in the near-side part of the reservoir, injection wells in the bottom,
на фиг. 2 схематично показана система поддержания пластового давления (ППД) с циклической закачкой и добычей в рифовых резервуарах, окруженных трещиной, а) закачка воды, б) капиллярно-гравитационное вытеснение, в) добыча нефти,in FIG. 2 schematically shows a system for maintaining reservoir pressure (RPM) with cyclic injection and production in reef tanks surrounded by a fracture, a) injection of water, b) capillary-gravity displacement, c) oil production,
на фиг. 3 представлено строение блока матрицы, окруженного трещиной [Schlumberger, ECLIPSE Technical Description 2004A],in FIG. 3 shows the structure of a matrix block surrounded by a crack [Schlumberger, ECLIPSE Technical Description 2004A],
на фиг. 4 представлен график снижения пластового давления в зависимости от отбора нефти, Булатовское месторождение, объект Д3f3-fm,in FIG. 4 shows a graph of the reduction in reservoir pressure depending on oil extraction, Bulatovskoye field, object D3f3-fm,
на фиг. 5 представлена динамика добычи, закачки и пластового давления (материальный баланс), Булатовское месторождение, объект Д3f3-fm,in FIG. 5 shows the dynamics of production, injection and reservoir pressure (material balance), Bulatovskoye field, object D3f3-fm,
на фиг. 6 представлена модель материального баланса, изменение порового объема, Булатовское месторождение, объект Д3f3-fm.in FIG. Figure 6 shows the model of material balance, change in pore volume, Bulatovskoye field, object D3f3-fm.
На фиг. 7 представлен алгоритм циклического заводнения в виде блок-схемы, один цикл.In FIG. 7 shows a cyclic flooding algorithm in the form of a block diagram, one cycle.
Пример осуществления способа.An example implementation of the method.
В качестве модели залежи нефти, приуроченной к рифовым резервуарам, было принято строение залежи нефти франско-фаменского яруса, представляющее собой концепцию стохастически распределенных в объеме рифового тела пропластков коллектора, связанных по разрезу и площади системой вертикальных и субвертикальных трещин. Конкретным объектом для рассмотрения эффективности данного метода разработки был выбран рифовый резервуар Д3 f3-fm Булатовского месторождения.As a model of an oil deposit confined to reef reservoirs, the structure of an oil deposit of the Franco-Famennian stage was adopted, which is a concept of strata of reservoir interlayers stochastically distributed in the volume of the reef body, connected by a section and area by a system of vertical and subvertical fractures. The reef reservoir D 3 f3-fm of the Bulatovskoye field was selected as a specific object for considering the effectiveness of this development method.
Разработка объекта Д3 f3-fm осуществляется с 2000 г. Этап первичного дренирования залежи продлился до апреля 2011 г, после чего внедрено заводнение. Система трещин, которая обеспечивала высокие показатели добычи при разработке залежи на режиме истощения, при организации закачки воды способствовала стремительному росту обводнения продукции и падению темпов добычи. После начала закачки темп отбора от ТИЗ снизился с 12% (2010 г.) до 2% (2012 г.), доля воды в продукции в годовом исчислении превысила 90%, а помесячно 98%. После прекращения нагнетания и переноса перфорации добывающих скважин на кровельные интервалы месячная обводненность снизилась до 57%.The development of the D 3 f3-fm object has been carried out since 2000. The primary drainage stage of the deposit lasted until April 2011, after which flooding was introduced. The system of cracks, which ensured high production rates during the development of the reservoir in the depletion mode, during the organization of water injection contributed to the rapid increase in waterlogging and a decrease in the rate of production. After the start of injection, the rate of extraction from TIZ decreased from 12% (2010) to 2% (2012), the share of water in production on an annualized basis exceeded 90%, and monthly 98%. After the cessation of injection and transfer of perforation of production wells to roofing intervals, the monthly water cut decreased to 57%.
Таким образом, разработка объекта в режиме одновременной закачки и добычи, сопряженная с высокой долей попутно-добываемой воды, представляется неоптимальной.Thus, the development of the facility in the mode of simultaneous injection and production, coupled with a high proportion of produced water, is not optimal.
Альтернативой, позволяющей нивелировать недостатки известного способа заводнения, является способ разработки залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам, с системой ППД с циклической закачкой и добычей (Фиг. 2). Цикл предполагает работу нагнетательных скважин (закачка воды, вода заполняет трещины, после чего следует период капиллярно-гравитационной пропитки (капиллярно-гравитационное вытеснение)), а затем период добычи нефти. Процесс капиллярно-гравитационной пропитки в рифовых резервуарах способствует интенсивному флюидообмену между нефтенасыщенными блоками матрицы и трещинами, что приводит к более эффективному вытеснению нефти из порового коллектора.An alternative to mitigate the disadvantages of the known waterflooding method is a method for developing oil deposits confined to reef reservoirs with an RPM system with cyclic injection and production (Fig. 2). The cycle involves the operation of injection wells (water injection, water fills the cracks, followed by a period of capillary-gravity impregnation (capillary-gravity displacement)), and then the period of oil production. The process of capillary-gravity impregnation in reef reservoirs promotes intensive fluid exchange between oil-saturated blocks of the matrix and cracks, which leads to a more efficient displacement of oil from the pore reservoir.
После периода капиллярно-гравитационного пропитки наступает период отбора пластового флюида, сопряженный с запуском добывающих скважин. Продолжительность циклов определяют исходя из расчетов материального баланса, согласно которым при заданных величинах отборов и закачки пластовое давление не снижается ниже граничного Ргр. Для повышения эффективности способа разработки залежей, приуроченных к рифовым резервуарам, предусматривается, что добывающие скважины вскрывают кровельный интервал рифового резервуара, нагнетание рабочего агента (например, технической, пластовой воды) осуществляют в подошвенную часть разреза, тем самым создаются условия для вертикального вытеснения пластового флюида, например нефти, за счет разности гидростатических давлений для нефти и воды.After the period of capillary-gravity impregnation, a period of formation fluid selection begins, associated with the launch of production wells. The duration of the cycles is determined on the basis of the calculations of the material balance, according to which, at the given values of withdrawals and injection, the reservoir pressure does not decrease below the boundary Р gr . To increase the efficiency of the method of developing deposits confined to reef reservoirs, it is envisaged that producing wells open the roofing interval of the reef reservoir, the injection of a working agent (for example, technical, produced water) is carried out in the plantar of the section, thereby creating conditions for vertical displacement of the reservoir fluid, for example oil, due to the difference in hydrostatic pressures for oil and water.
Снижение пластового давления не является линейным в течение всего периода дренирования залежи. Увеличение темпов изменения порового объема происходит при снижении давления флюида ниже некоторого порогового значения, связываемого с величиной порога пластической деформации породы, для определения которого воспользуемся уравнением материального баланса (1):The decrease in reservoir pressure is not linear throughout the entire drainage period of the reservoir. The increase in the rate of change in the pore volume occurs when the fluid pressure decreases below a certain threshold value associated with the value of the plastic strain threshold of the rock, to determine which we will use the material balance equation (1):
В уравнение материального баланса входят следующие параметры:The equation of material balance includes the following parameters:
Np - объем добываемой нефти, м3;N p is the volume of oil produced, m 3 ;
Wp - объем добываемой воды, м3;W p - the volume of produced water, m 3 ;
Вo - объемный коэффициент нефти, м3/м3;In o - volumetric coefficient of oil, m 3 / m 3 ;
Bw - объемный коэффициент воды, м3/м3;B w - volumetric coefficient of water, m 3 / m 3 ;
Bg - объемный коэффициент газа, м3/м3;B g - volumetric coefficient of gas, m 3 / m 3 ;
Rp - суммарный газовый фактор, м3/м3;R p - total gas factor, m 3 / m 3 ;
Rs - газовый фактор, м3/м3;R s is the gas factor, m 3 / m 3 ;
N - начальные запасы нефти, м3;N - initial oil reserves, m 3 ;
Boi - начальный объемный коэффициент нефти, м3/м3;B oi is the initial volumetric coefficient of oil, m 3 / m 3 ;
Rsi - начальный газовый фактор, м3/м3;R si is the initial gas factor, m 3 / m 3 ;
Swc - средняя насыщенность пластовой воды, д.ед.;S wc is the average saturation of formation water, d.ed .;
ΔР - изменение пластового давления, бар;ΔР - change in reservoir pressure, bar;
cw - коэффициент сжимаемости воды, бар-1;c w is the compressibility factor of water, bar -1 ;
cƒ - коэффициент сжимаемости породы, бар-1;c ƒ - rock compressibility factor, bar -1 ;
We - объем притока воды в пласт, м3.W e is the volume of water inflow into the reservoir, m 3 .
Коэффициент сжимаемости породы представляют в виде системы:The rock compressibility factor is represented as a system:
Используя известные величины добычи пластового флюида и замеры пластового давления, подбирают величины cf1, cf2, Ргр таким образом, чтобы график давления максимально точно соответствовал эмпирическим значениям (Фиг. 4). Вычисленные величины сf составили:Using the known values of reservoir fluid production and reservoir pressure measurements, the values of c f1 , c f2 , P gr are selected so that the pressure graph matches the empirical values as closely as possible (Fig. 4). The calculated values with f were:
В ходе дренирования залежи последовательно проявляли замкнуто-упругий режим и дефляционный режим, затем разработка на режиме истощения завершилась, и был начат процесс закачки рабочего агента (водонапорный режим). Как свидетельствуют результаты выполненных расчетов (Фиг. 5), принятая модель хорошо согласуется с эмпирическими данными.During drainage, the reservoirs consistently showed a closed-elastic mode and deflation mode, then development at the depletion mode was completed, and the process of pumping the working agent (water-pressure mode) was started. According to the results of the calculations (Fig. 5), the adopted model is in good agreement with empirical data.
Вероятно, дефляция порового объема при снижении пластового давления не является полностью обратимой. Величина гистерезиса в этом случае - неизвестная, которая будет оказывать существенное влияние на параметры восстановления пластового давления Рпл при организации закачки. При отсутствии прямых определений необходимых параметров на керне целесообразно воспользоваться аналитическими расчетами, основанными на уравнении материального баланса (1).Pore volume deflation with a decrease in reservoir pressure is probably not completely reversible. The magnitude of the hysteresis in this case is unknown, which will have a significant effect on the parameters of reservoir pressure recovery R PL during the organization of injection. In the absence of direct definitions of the required parameters on the core, it is advisable to use analytical calculations based on the material balance equation (1).
После начала закачки рабочего агента пластовое давление Рпл в рифовой залежи объекта Д3 f3-fm Булатовского месторождения начало быстро восстанавливаться и уже к началу 2013 г. при компенсации отбора пластового флюида закачкой 86% достигло величины 26 МПа, превысив начальное значение 21,4 МПа. Подставляя эти значения в уравнения материального баланса (выражение 1), была определена ширина петли гистерезиса в точке, соответствующей начальному пластовому давлению, - поровый объем при восстановлении пластового давления меньше начального на 5,2%.After the start of the injection of the working agent, the reservoir pressure Р pl in the reef deposit of the D 3 f3-fm object of the Bulatovskoye field began to recover quickly and already by the beginning of 2013, with compensation for reservoir fluid injection by 86%, it reached 26 MPa, exceeding the initial value of 21.4 MPa . Substituting these values into the equations of material balance (expression 1), the width of the hysteresis loop was determined at the point corresponding to the initial reservoir pressure — the pore volume during restoration of reservoir pressure is 5.2% less than the initial one.
Эта величина и была принята при обосновании параметров гидродинамической модели в качестве инструмента моделирования изменения порового объема от давления, использовалось ключевое слово ROCKTABH, параметры которого в графическом виде представлены на фиг. 6.This value was adopted when substantiating the parameters of the hydrodynamic model as a tool for modeling the change in pore volume from pressure, the keyword ROCKTABH was used, the parameters of which are presented in graphical form in FIG. 6.
При реализации такой схемы в составе одного цикла (фиг. 7) выделяют три периода: период нагнетания, период капиллярно-гравитационной пропитки, период отбора жидкости.When implementing such a scheme as part of a single cycle (Fig. 7), three periods are distinguished: the injection period, the period of capillary-gravity impregnation, and the period of fluid withdrawal.
Период нагнетания. Период, в течение которого в подошвенную часть разреза закачивается объем рабочего агента, необходимый для восстановления давления до некоторой оптимальной величины, добывающие скважины на этот период остановлены.Discharge period. The period during which the volume of the working agent is pumped into the bottom of the section necessary to restore pressure to a certain optimal value, production wells are stopped for this period.
Период капиллярно-гравитационной пропитки. После восстановления пластового давления скважины останавливают, добыча не осуществляется. Процесс капиллярного вытеснения нефти из матрицы усиливается за счет дополнительных градиентов давления, обеспечиваемых разностью гидростатических давлений нефти и воды, которые, учитывая высоту рифовой залежи, достигают значений в несколько атмосфер. Поскольку гравитационные силы превысят капиллярные, происходит процесс установления силового равновесия замкнутой системы. Вследствие данного явления нефть по открытым поровым каналам вытесняется из матрицы в трещины. Причем процесс вытеснения пластового флюида из породы продолжается до установления равновесия капиллярных и гравитационных сил. Поскольку эффективность данного процесса зависит от высоты блока матрицы и узнать значение этой величины можно только экспериментальным путем, то продолжительность периода капиллярно-гравитационной пропитки определяется на нескольких первых циклах.The period of capillary-gravity impregnation. After the reservoir pressure is restored, the wells are stopped, production is not carried out. The process of capillary displacement of oil from the matrix is enhanced by additional pressure gradients provided by the difference in hydrostatic pressures of oil and water, which, given the height of the reef deposit, reach values of several atmospheres. Since gravitational forces will exceed capillary forces, the process of establishing the force equilibrium of a closed system occurs. Due to this phenomenon, oil is displaced through open pore channels from the matrix into cracks. Moreover, the process of displacing the formation fluid from the rock continues until the equilibrium of capillary and gravitational forces is established. Since the efficiency of this process depends on the height of the matrix block and it is possible to find out the value of this value only experimentally, the duration of the period of capillary-gravity impregnation is determined on the first few cycles.
Период отбора жидкости. Добывающие скважины вводят из планового простоя и осуществляют каптаж залежи до момента снижения давления в пласте до принятого граничного значения.Liquid sampling period. Production wells are injected from planned downtime and the reservoir is drained until the pressure in the reservoir decreases to the accepted boundary value.
Таким образом, заявляемый способ разработки залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам, позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи обводняющихся скважин.Thus, the inventive method for the development of oil deposits confined to reef reservoirs, allows to increase the oil recovery coefficient of waterlogged wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015157169A RU2606894C1 (en) | 2015-12-29 | 2015-12-29 | Method for development of oil deposits confined to reef reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015157169A RU2606894C1 (en) | 2015-12-29 | 2015-12-29 | Method for development of oil deposits confined to reef reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2606894C1 true RU2606894C1 (en) | 2017-01-10 |
Family
ID=58452402
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015157169A RU2606894C1 (en) | 2015-12-29 | 2015-12-29 | Method for development of oil deposits confined to reef reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2606894C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| HU179262B (en) * | 1977-08-30 | 1982-09-28 | Orszagos Koolaj Gazipari | Method for decreasing the watering and increasing the crude capacity of cracked alveolar aggregation seams |
| GB2215362A (en) * | 1987-01-02 | 1989-09-20 | Mobil Oil Corp | Oil recovery process utilizing gravitational forces |
| RU2030567C1 (en) * | 1992-01-20 | 1995-03-10 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of hydrocarbon pools of complicated geological structure |
| SU1471635A1 (en) * | 1986-05-19 | 1995-08-09 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of reef oil pools with fissured, porous and cavernous reservoirs |
| RU2188311C1 (en) * | 2001-12-05 | 2002-08-27 | Боксерман Аркадий Анатольевич | Method of oil pool development |
| RU2213853C2 (en) * | 2001-08-22 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" | Method of massive oil pool development |
-
2015
- 2015-12-29 RU RU2015157169A patent/RU2606894C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| HU179262B (en) * | 1977-08-30 | 1982-09-28 | Orszagos Koolaj Gazipari | Method for decreasing the watering and increasing the crude capacity of cracked alveolar aggregation seams |
| SU1471635A1 (en) * | 1986-05-19 | 1995-08-09 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of reef oil pools with fissured, porous and cavernous reservoirs |
| GB2215362A (en) * | 1987-01-02 | 1989-09-20 | Mobil Oil Corp | Oil recovery process utilizing gravitational forces |
| RU2030567C1 (en) * | 1992-01-20 | 1995-03-10 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of hydrocarbon pools of complicated geological structure |
| RU2213853C2 (en) * | 2001-08-22 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" | Method of massive oil pool development |
| RU2188311C1 (en) * | 2001-12-05 | 2002-08-27 | Боксерман Аркадий Анатольевич | Method of oil pool development |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГАБАСОВ Г. Х., Перспективы доразработки рифовых массивов Ишимбайского типа, ж. Нефтяное хозяйство, Москва, Недра, 3, 1984, с. 26-27. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2376701C (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| CN105569613B (en) | A coalbed methane extraction method for medium and high rank coal | |
| CN107075935A (en) | The gravity aux. pressure displacement of reservoir oil from bottom to top | |
| RU2708746C1 (en) | Method for proppant multistage hydraulic fracturing of oil formation | |
| CN111749658A (en) | Carbon dioxide huff and puff oil recovery method and device | |
| RU2086756C1 (en) | Method for development of shallow deposits and separate lenses of multiple-bed oil deposit | |
| RU2203405C1 (en) | Method of development of oil field | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2474676C1 (en) | Multiformation oil deposit development method | |
| RU2606894C1 (en) | Method for development of oil deposits confined to reef reservoirs | |
| RU2150578C1 (en) | Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2068947C1 (en) | Method for exploitation layered oil strata inhomogeneous in permeability | |
| SU1511435A1 (en) | Method of degassing coal seam | |
| RU2379490C1 (en) | Gas trapped with water releasing method | |
| RU2646904C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field | |
| RU2615198C1 (en) | Method of exploitation of subsurface storage of natural gas | |
| CN106468161A (en) | A kind of oil production method for fractured carbonate rock water logging heavy crude reservoir | |
| CN116927733A (en) | Method for improving recovery ratio of fault block oil reservoir by using pressure flooding water injection | |
| RU2515776C1 (en) | Method for effective development of gas deposits in low-permeable rocks | |
| RU2630318C1 (en) | Development method of tight oil reservoirs by cyclic pumping of carbon dioxide | |
| RU2848195C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil or bitumen deposits with associated gas extraction | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20190401 |