RU2749229C1 - Method for development of gas and oil reservoir underlain with water with hydrocarbon production under pressure - Google Patents
Method for development of gas and oil reservoir underlain with water with hydrocarbon production under pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2749229C1 RU2749229C1 RU2020110115A RU2020110115A RU2749229C1 RU 2749229 C1 RU2749229 C1 RU 2749229C1 RU 2020110115 A RU2020110115 A RU 2020110115A RU 2020110115 A RU2020110115 A RU 2020110115A RU 2749229 C1 RU2749229 C1 RU 2749229C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- reservoir
- gas
- water
- production
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 67
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 19
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- 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
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- 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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для повышения эффективности разработки газонефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, с напорным режимом добычи углеводородов.The invention relates to the oil and gas industry and is intended to increase the efficiency of the development of a gas-oil reservoir, underlain by bottom water, with a pressure mode of hydrocarbon production.
Анализ существующего уровня техники показал следующее - в практике разработки газонефтяных залежей известны способы вскрытия продуктивного пласта в газовой и нефтяной частях вертикальными и горизонтальными скважинами.The analysis of the existing state of the art has shown the following - in the practice of developing gas and oil deposits, methods of opening a productive formation in the gas and oil parts with vertical and horizontal wells are known.
Известен способ вскрытия газонефтяной залежи добывающей скважиной в газонасыщенной части продуктивного пласта выше газонефтяного контакта (ГНК) с последующим отбором газа и нефти до полного обводнения продукции (фиг. 2а). (Патент №2018638, Е21В 43/18).A known method of opening a gas-oil reservoir with a production well in the gas-saturated part of the productive formation above the gas-oil contact (GOC), followed by gas and oil withdrawal until the product is completely flooded (Fig. 2a). (Patent No. 2018638, E21B 43/18).
Эксплуатация скважины характеризуется изменением состава добываемой продукции по мере подъема газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК) в газонасыщенной части залежи. Вначале эксплуатации добывается в основном газ, а затем нефть. Когда водонефтяной контакт (ВНК) достигает нижних отверстий интервала перфорации скважины, то безводный период переходит в водный. Подъем водонефтяного контакта (ВНК) в интервале перфорации сопровождается ростом количества воды в добываемой продукции до полного ее обводнения.Well operation is characterized by a change in the composition of the produced product as the gas-oil contact (GOC) and water-oil contact (OWC) rise in the gas-saturated part of the reservoir. At the beginning of exploitation, it is mainly gas and then oil that is produced. When the oil-water contact (OWC) reaches the bottom holes of the perforation interval of the well, the waterless period turns into water. The rise of the oil-water contact (OWC) in the perforation interval is accompanied by an increase in the amount of water in the produced product until it is completely watered.
Недостаток способа заключается в потере нефти в газонасыщенной части пласта, т.е. в снижении нефтеотдачи и в том, что для утилизации газа, получаемого с жидкими углеводородами, необходимы материальные затраты. Сжигание газа или выпуск его в атмосферу наносит вред окружающей среде. Вместе с углеводородами добывают большие объемы пластовой воды, что значительно удлиняет срок разработки и ухудшает условия эксплуатации скважин, а также требует значительных затрат на строительство сооружений по подготовке и закачке добываемой воды в поглощающие или разрабатываемые пласты.The disadvantage of this method is the loss of oil in the gas-saturated part of the formation, i.e. in the reduction of oil recovery and in the fact that the utilization of gas obtained with liquid hydrocarbons requires material costs. Burning gas or releasing it into the atmosphere is harmful to the environment. Together with hydrocarbons, large volumes of produced water are produced, which significantly lengthens the development period and worsens the operating conditions of wells, and also requires significant costs for the construction of facilities for the preparation and injection of produced water into absorbing or developed formations.
В качестве прототипа взят способ вскрытия газонефтяной залежи добывающей скважиной в нефтенасыщенной части продуктивного пласта ниже газонефтяного контакта (ГНК), с последующим отбором нефти до полного обводнения продукции (фиг. 2б). (Патент №2070961, Е21В 43/18).As a prototype, a method of opening a gas-oil reservoir with a production well in an oil-saturated part of a productive formation below the gas-oil contact (GOC) was taken, followed by oil withdrawal until the product is completely flooded (Fig. 2b). (Patent No. 2070961, E21B 43/18).
В начальный период эксплуатации скважины в составе добываемой продукции только нефть. Когда водонефтяной контакт (ВНК) достигает нижних отверстий интервала перфорации скважины, то безводный период переходит в водный.In the initial period of well operation, only oil is included in the production. When the oil-water contact (OWC) reaches the bottom holes of the perforation interval of the well, the waterless period turns into water.
Дальнейшее продвижение водонефтяного контакта (ВНК) в нефтенасыщенной части залежи сопровождается ростом количества воды в добываемой продукции до полного ее обводнения.Further advancement of the oil-water contact (OWC) in the oil-saturated part of the reservoir is accompanied by an increase in the amount of water in the produced product until it is completely watered.
Недостаток способа заключается в неполной выработке нефтенасыщенной части по разрезу пласта выше интервала перфорации, т.е. в снижении нефтеотдачи и в том, что в водный период эксплуатации скважины на одну тонну нефти добывают несколько десятков тонн воды, что увеличивает эксплуатационные затраты и удлиняет срок разработки залежи.The disadvantage of this method lies in the incomplete production of the oil-saturated part along the section of the formation above the perforation interval, i.e. in the reduction of oil recovery and in the fact that during the water period of operation of the well, one ton of oil produces several tens of tons of water, which increases operating costs and lengthens the development period of the reservoir.
Кроме того, для предотвращения нанесения ущерба окружающей среде необходимы материальные затраты на строительство сооружений по подготовке добываемой воды и ее закачке в поглощающие или разрабатываемые пласты.In addition, to prevent damage to the environment, material costs are required for the construction of facilities for the preparation of produced water and its injection into absorbing or developed formations.
Наличие воды в добываемой продукции ухудшает условия эксплуатации скважин и приводит к ряду отрицательных последствий.The presence of water in the produced product worsens the operating conditions of the wells and leads to a number of negative consequences.
Например, на Воробьевском месторождении (Ставропольский край) совместная фильтрация в пористой среде воды и нефти приводит к образованию в призабойной зоне стойкой водонефтяной эмульсии с аномально высокой вязкостью, которая перекрывает приток продукции из пласта в скважины и приводит к их остановке. Возобновление добычи нефти возможно только после разрушения эмульсии в призабойной зоне при капитальном ремонте скважин.For example, at the Vorobyovskoye field (Stavropol Territory), the combined filtration of water and oil in a porous medium leads to the formation of a stable oil-water emulsion with an abnormally high viscosity in the bottomhole zone, which blocks the flow of production from the formation into the wells and leads to their shutdown. The resumption of oil production is possible only after the destruction of the emulsion in the near-wellbore zone during workover of wells.
Рост содержания воды в добываемой продукции сопровождается увеличением ее плотности в стволе скважины и сближением по величине пластового и забойного давлений. Уменьшение перепада между пластовым и забойным давлениями ведет к снижению дебита нефти, скорости подъема и температуры продукции в стволе скважины, что создает условия для выпадения солей, парафина, смол на стенки внутрискважинного, а также наземного оборудования. В этих условиях, учитывая наличие воды в добываемой продукции, интенсивность коррозии оборудования возрастает и возможны осложнения при эксплуатации скважин.The increase in the water content in the produced product is accompanied by an increase in its density in the wellbore and the convergence in the magnitude of the reservoir and bottomhole pressures. A decrease in the difference between reservoir and bottomhole pressures leads to a decrease in oil production, rate of rise and production temperature in the wellbore, which creates conditions for the precipitation of salts, paraffin, resins on the walls of downhole and surface equipment. Under these conditions, given the presence of water in the produced product, the intensity of corrosion of the equipment increases and complications are possible during the operation of wells.
Вследствие роста плотности продукции в связи с увеличением содержания в ней воды, пластовой энергии становится недостаточно для обеспечения фонтанного способа добычи. Поэтому скважины переводят на более дорогой механизированный способ эксплуатации.Due to an increase in product density due to an increase in water content in it, reservoir energy becomes insufficient to provide a fountain production method. Therefore, the wells are transferred to a more expensive mechanized method of operation.
Авторами предложен оптимальный вариант вскрытия продуктивного пласта газонефтяной залежи, подстилаемой водой, с напорным режимом добычи углеводородов, что ранее по известным источникам патентной и научно-технической литературы не было известно.The authors proposed the best option for opening a productive formation of a gas-oil reservoir, underlain by water, with a pressure mode of hydrocarbon production, which was previously not known from known sources of patent and scientific and technical literature.
В известных источниках предлагается вскрывать продуктивный пласт в газо- или нефтенасыщенной частях добывающими скважинами, в т.ч. горизонтальными.In the known sources, it is proposed to open a productive formation in gas or oil-saturated parts with production wells, incl. horizontal.
Бурение горизонтальных скважин связано с повышенными затратами на их строительство и эксплуатацию. Кроме того, в условиях продуктивных пластов газонефтяных месторождений часто работает только небольшая часть горизонтального участка ствола скважины.Drilling horizontal wells is associated with increased costs for their construction and operation. In addition, in the conditions of productive formations of gas and oil fields, only a small part of the horizontal section of the wellbore is often operated.
Например, на газонефтяной залежи Авиловского месторождения (Волгоградская область) эксплуатировались горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка в продуктивном пласте от 116 до 386 м. На основании проведенных гидродинамических исследований было установлено, что работает около 10-20% длины горизонтального ствола скважины. На газонефтяной залежи Авиловского месторождения, после четырех лет эксплуатации горизонтальных скважин, горизонтальные участки стволов были ликвидированы вследствие их неэффективной работы.For example, at the Avilovskoye gas-oil reservoir (Volgograd region), horizontal wells were operated with a horizontal section length in the pay zone from 116 to 386 m. Based on the hydrodynamic studies carried out, it was found that about 10-20% of the horizontal wellbore length is in operation. In the gas and oil reservoir of the Avilovskoye field, after four years of operation of horizontal wells, the horizontal sections of the wells were eliminated due to their ineffective operation.
Технический результат заявляемого изобретения заключается в повышении нефтеотдачи и эффективности разработки газонефтяной залежи за счет полного охвата толщины однородного нефтенасыщенного продуктивного пласта вытесняющей водой, а также исключения потерь нефти в газовой части залежи и длительного водного периода эксплуатации скважин.The technical result of the claimed invention is to increase oil recovery and the efficiency of the development of a gas-oil reservoir due to the full coverage of the thickness of a homogeneous oil-saturated productive formation with displacing water, as well as the elimination of oil losses in the gas part of the reservoir and a long water period of well operation.
Технический результат заявленного изобретения достигается тем, что в способе разработки газонефтяной залежи, подстилаемой водой с напорным режимом добычи углеводородов, включающим разбуривание залежи добывающими скважинами, вскрытие продуктивного пласта с последующим отбором углеводородов, согласно изобретению, залежь, содержащую нефть вязкостью в пластовых условиях до 10 мПа⋅с, разбуривают добывающими скважинами, производят радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта на абсолютной отметке газонефтяного контакта (ГНК) механическим высверливанием каналов параллельно линии водонефтяного контакта (ВНК), обеспечивая прорыв воды в скважины одновременно по всей длине пробуренных каналов с полным охватом толщины однородного нефтенасыщенного продуктивного пласта.The technical result of the claimed invention is achieved by the fact that in the method for the development of a gas-oil reservoir underlain by water with a pressure mode of hydrocarbon production, including drilling the reservoir with production wells, opening the reservoir with subsequent extraction of hydrocarbons, according to the invention, a reservoir containing oil with a viscosity in reservoir conditions of up to 10 mPa ⋅s, they are drilled with production wells, radial opening of a homogeneous reservoir is performed at the absolute mark of the gas-oil contact (GOC) by mechanical drilling of channels parallel to the oil-water contact (OWC) line, providing water breakthrough into the wells simultaneously along the entire length of the drilled channels with full coverage of the thickness of the uniform oil-saturated productive formation.
По заявляемому техническому решению производят радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта в скважине механическим высверливанием каналов.According to the claimed technical solution, radial opening of a homogeneous productive formation in the well is performed by mechanical drilling of channels.
Бурение каналов осуществляют винтовым забойным двигателем с долотом, которым бурят отверстие диаметром до 60 мм. Встроенный датчик положения позволяет осуществлять управляемое бурение. Скорость бурения до 7 м/час.The channels are drilled with a downhole drilling motor with a bit, which drills a hole up to 60 mm in diameter. The built-in position sensor allows for controlled drilling. Drilling speed up to 7 m / h.
Пробуренные каналы длиной до 50 м располагают под углом наклона, равным 0°, параллельно линии водонефтяного контакта (ВНК).Drilled channels up to 50 m long are placed at an angle of inclination equal to 0 °, parallel to the oil-water contact (OWC) line.
Схема радиального вскрытия однородного продуктивного пласта в скважине приведена на Фиг. 1.The diagram of the radial penetration of a homogeneous reservoir in the well is shown in Fig. one.
Радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта на абсолютной отметке газонефтяного контакта (ГНК) осуществляют механическим высверливанием каналов параллельно линии водонефтяного контакта (ВНК), обеспечивая прорыв воды в скважины одновременно по всей длине пробуренных каналов с полным охватом толщины однородного нефтенасыщенного продуктивного пласта.Radial penetration of a homogeneous reservoir at the absolute mark of the gas-oil contact (GOC) is carried out by mechanical drilling of channels parallel to the oil-water contact (OWC) line, providing water breakthrough into the wells simultaneously along the entire length of the drilled channels with full coverage of the thickness of a homogeneous oil-saturated reservoir.
В момент прорыва воды в скважину вся подвижная нефть, содержащаяся в охваченной вытеснением зоне под горизонтально расположенными на абсолютной отметке газонефтяного контакта (ГНК) пробуренными каналами, будет извлечена.At the moment of water breakthrough into the well, all mobile oil contained in the displaced zone under the drilled channels horizontally located at the absolute elevation of the gas-oil contact (GOC) will be recovered.
Следовательно, при разработке залежи практически исключается период водной добычи нефти, а значит улучшаются условия эксплуатации скважин.Consequently, during the development of the reservoir, the period of water oil production is practically excluded, which means that the operating conditions of the wells are improved.
Таким образом, по имеющимся источникам известности не выявлены способы вскрытия однородного продуктивного пласта газонефтяной залежи, подстилаемой водой, с напорным режимом добычи углеводородов, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения.Thus, according to the available sources of knowledge, no methods have been identified for opening a homogeneous productive formation of a gas-oil reservoir underlain by water, with a pressure mode of hydrocarbon production, which coincide with the distinctive features of the proposed invention.
Заявляемое техническое решение обладает изобретательским уровнем.The claimed technical solution has an inventive step.
Поскольку, как показала практика, эксплуатация горизонтальных скважин на газонефтяных залежах часто не эффективна, в примерах рассмотрено использование вертикальных скважин с перфорацией выше и ниже газонефтяного контакта (ГНК).Since, as practice has shown, the operation of horizontal wells in gas-oil deposits is often not effective, the examples consider the use of vertical wells with perforation above and below the gas-oil contact (GOC).
Обоснование оптимального положения интервала перфорации обычно производится расчетным или опытным путем.Justification of the optimal position of the perforation interval is usually done by calculation or experiment.
Для пластов, насыщенных в верхней части газом, а в нижней части нефтью, перфорации подлежит нижняя нефтяная часть, в отдельных случаях верхнее отверстие интервала перфорации удалено от газонефтяного контакта (ГНК) на 6-10 м, т.к. газ более подвижен, чем вода и скорее может прорваться в интервал перфорации.For reservoirs saturated in the upper part with gas, and in the lower part with oil, the lower oil part is subject to perforation; in some cases, the upper hole of the perforation interval is 6-10 m away from the gas-oil contact (GOC), because gas is more mobile than water and is more likely to break through the perforated interval.
В гипотетической залежи водонефтяной контакт (ВНК) расположен на абсолютной отметке - 1935 м, газонефтяной контакт (ГНК) расположен на абсолютной отметке - 1915 м. (Фиг. 2а)In a hypothetical reservoir, the oil-water contact (OWC) is located at an absolute mark - 1935 m, the gas-oil contact (GOC) is located at an absolute mark - 1915 m. (Fig.2a)
Радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта в скважине произведено на абсолютной отметке - 1915 м (Фиг. 2в).Radial penetration of a homogeneous reservoir in the well was performed at an absolute elevation of 1915 m (Fig. 2c).
В газонефтяной залежи нефтяная часть пласта подстилается подошвенной водой водоносной зоны, а сверху, над нефтяной зоной, расположена газовая шапка. Запасы углеводородов газонефтяной залежи приведены в таблицах 1 и 2.In a gas-oil reservoir, the oil part of the reservoir is underlain by the bottom water of the aquifer, and on top, above the oil zone, there is a gas cap. The hydrocarbon reserves of the gas-oil reservoir are shown in Tables 1 and 2.
Способ осуществляют при условии однородного продуктивного пласта и вязкости нефти до 10 мПа⋅сThe method is carried out under the condition of a homogeneous reservoir and oil viscosity up to 10 mPaПs
Геолого-физическая характеристика пласта позволяет перфорировать скважины в верхней части нефтенасыщенной толщины при этом нефть из нижней части эффективно вытесняется пластовой водой в верхнюю часть к интервалам перфорации.The geological and physical characteristics of the formation allow perforating wells in the upper part of the oil-saturated thickness, while oil from the lower part is effectively displaced by formation water to the upper part to the perforation intervals.
В условиях не смешиваемости фаз (нефти и газа) вода обладает лучшей отмывающей способностью по сравнению с газом. В лабораторных экспериментах при проницаемости терригенной пористой среды 80×10-3 мкм2 и вязкости нефти в пластовых условиях, равной 0,551 мПа⋅с, коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,707 д. ед., а газом - 0,449 д. ед.Under conditions of immiscibility of phases (oil and gas), water has a better washing ability compared to gas. In laboratory experiments with the permeability of the terrigenous porous medium 80 × 10 -3 µm 2 and the oil viscosity in reservoir conditions equal to 0.551 mPa ,s, the oil displacement coefficient by water is 0.707 unit fractions, and by gas - 0.449 unit fractions.
Поэтому предпочтительно чтобы нефть из нефтенасыщенной части залежи была вытеснена водой, а не газом.Therefore, it is preferable that oil from the oil-saturated part of the reservoir was displaced by water rather than gas.
В процессе разработки по принятым условиям при подъеме водонефтяного контакта (ВНК) процесс конусообразования отсутствует или ослаблен. В момент начала обводнения добывающей скважины водонефтяной контакт (ВНК) находится на абсолютной отметке нижнего отверстия интервала перфорации.In the course of development, according to the accepted conditions, when the oil-water contact (OWC) rises, the coning process is absent or weakened. At the moment of the beginning of watering of the production well, the oil-water contact (OWC) is at the absolute mark of the lower hole of the perforation interval.
Обводненная толщина однородного нефтенасыщенного продуктивного пласта при подъеме водонефтяного контакта (ВНК) определялась в соответствии с Методическими указаниями по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-110-01).The watered thickness of a homogeneous oil-saturated reservoir during the rise of the oil-water contact (OWC) was determined in accordance with the Methodological Guidelines for Geological Field Analysis of the Development of Oil and Gas-Oil Fields (RD 153-39.0-110-01).
Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами. В примерах рассмотрена разработка нефтенасыщенной части залежи.The essence of the claimed invention is described in more detail by the following examples. In the examples, the development of the oil-saturated part of the reservoir is considered.
Пример №1Example # 1
На гипотетической газонефтяной залежи эксплуатируется укрупненная скважина с радиальным вскрытием однородного продуктивного пласта на абсолютной отметке газонефтяного контакта (ГНК), равной - 1915 м (заявляемое решение, Фиг. 2в).On a hypothetical gas-oil reservoir, an enlarged well is operated with a radial opening of a homogeneous productive formation at an absolute mark of a gas-oil contact (GOC) equal to 1915 m (the claimed solution, Fig. 2c).
Расчет показал, что залежь будет разрабатываться в период 2020-2076 г.г., т.е. в течение 57 лет. За этот период водонефтяной контакт (ВНК) поднимется с абсолютной отметки - 1935 м до - 1915 м. При этом будет добыто 1271 тыс.т нефти и 25,7 тыс.т воды (таблица 3).The calculation showed that the reservoir will be developed in the period 2020-2076, i.e. for 57 years. During this period, the oil-water contact (OWC) will rise from an absolute mark - 1935 m to - 1915 m.At the same time, 1271 thousand tons of oil and 25.7 thousand tons of water will be produced (Table 3).
Пример №2Example No. 2
На гипотетической газонефтяной залежи эксплуатируется укрупненная скважина, перфорированная ниже газонефтяного контакта (ГНК). Скважина перфорирована в интервале с абсолютными отметками от - 1915 м до - 1918 м (прототип, Фиг. 2б).An enlarged well, perforated below the gas-oil contact (GOC), is being operated on a hypothetical gas-oil reservoir. The well is perforated in the interval with absolute marks from - 1915 m to - 1918 m (prototype, Fig. 2b).
Расчет показал, что залежь будет разрабатываться в период 2020-2101 г.г., т.е. в течение 82 лет. За этот период водонефтяной контакт (ВНК) поднимется с абсолютной отметки - 1935 м до - 1915 м. При этом будет добыто 1271 тыс.т нефти и 829,7 тыс.т воды (таблица 4).The calculation showed that the reservoir will be developed in the period 2020-2101, i.e. for 82 years. During this period, the oil-water contact (OWC) will rise from an absolute mark - 1935 m to - 1915 m.At the same time, 1271 thousand tons of oil and 829.7 thousand tons of water will be produced (Table 4).
Сравнение с заявляемым решениемComparison with the claimed solution
Радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта в скважине на абсолютной отметке расположения газонефтяного контакта (ГНК) позволит уменьшить время разработки залежи при вытеснении нефти водой на 25 лет и исключить добычу воды в количестве 804,0 тыс.т, что улучшит условия эксплуатации скважины и технико-экономические показатели.Radial penetration of a homogeneous reservoir in a well at an absolute elevation of the location of a gas-oil contact (GOC) will reduce the development time of a reservoir when oil is displaced by water by 25 years and exclude water production in the amount of 804.0 thousand tons, which will improve well operating conditions and technical and economic indicators.
Пример №3Example No. 3
На гипотетической газонефтяной залежи эксплуатируется укрупненная скважина, перфорированная выше газонефтяного контакта (ГНК). Скважина перфорирована в интервале с абсолютными отметками от - 1915 м до - 1912 м (Фиг. 2а).An enlarged well, perforated above the gas-oil contact (GOC), is being operated on a hypothetical gas-oil reservoir. The well is perforated in the interval with absolute marks from - 1915 m to - 1912 m (Fig. 2a).
Добыча газа газовой шапки будет сопровождаться подъемом газонефтяного контакта (ГНК) в газовой шапке и соответствующим подъемом водонефтяного контакта (ВНК) в нефтенасыщенной части залежи с последующим переходом в газовую шапку. При достижении газонефтяным контактом (ГНК) верхних отверстий интервала перфорации скважины на абсолютной отметке - 1912 м добыча газа газовой шапки прекратится. За этот период будет добыто 79,5% запасов газа и этот освободившийся от газа объем пористой среды заполнится нефтью.Gas production from the gas cap will be accompanied by a rise in the gas-oil contact (GOC) in the gas cap and a corresponding rise in the oil-water contact (OWC) in the oil-saturated part of the reservoir with a subsequent transition to the gas cap. When the gas-oil contact (GOC) reaches the upper holes of the perforation interval of the well at an absolute mark of 1912 m, gas production from the gas cap will stop. During this period, 79.5% of gas reserves will be produced and this volume of porous medium freed from gas will be filled with oil.
Остаточные запасы газа газовой шапки в зоне, заполненной нефтью, составят 37,4 млн. м3. Начальные запасы газа в этой зоне составляли 226,8 млн. м3 (таблица 5).Residual gas reserves in the gas cap zone filled oil amount to 37.4 Mill. M3. Initial gas reserves in this zone consisted 226.8 Mill. M 3 (Table 5).
Следовательно, из зоны газовой шапки, заполненной нефтью, будет добыто 189,4 млн. м3 газа. Consequently, 189.4 million cubic meters of gas will be produced from the zone of the gas cap filled with oil.
Отбор газа вызывает подъем водонефтяного контакта (ВНК) и переток нефти в газовую шапку. Переток нефти составит 602 тыс.т. Эффективность вытеснения нефти водой из газовой шапки принята такой же, как и из нефтяной части. Средняя остаточная нефтенасыщенность коллектора залежи на конец разработки будет равна 0,408 д. ед.Gas withdrawal causes the rise of the oil-water contact (OWC) and the flow of oil into the gas cap. The oil flow will amount to 602 thousand tons. The efficiency of oil displacement by water from the gas cap is assumed to be the same as from the oil part. The average residual oil saturation of the reservoir at the end of development will be equal to 0.408 unit units.
Расчет показал, что извлекаемые запасы нефти из газовой шапки составят 274,6 тыс.т, а извлекаемые запасы нефти в нефтенасыщенной части, после ее оттока в газовую шапку, составят 669 тыс.т. В целом из газонефтяной залежи будет извлечено 943,6 тыс.т.нефти. Конечный КИН составит 0,297 д. ед. (таблица 6).The calculation showed that the recoverable oil reserves from the gas cap will amount to 274.6 thousand tons, and the recoverable oil reserves in the oil-saturated part, after its outflow into the gas cap, will amount to 669 thousand tons. In general, 943.6 thousand tons of oil will be extracted from the gas-oil reservoir. The final oil recovery factor will be 0.297. (table 6).
Расчет показал, что залежь будет разрабатываться в период 2020-2077 г.г., т.е. в течение 58 лет. За этот период газонефтяной контакт (ГНК) поднимется с абсолютной отметки - 1915 м до - 1912 м, водонефтяной контакт (ВНК) поднимется с абсолютной отметки - 1935 м до - 1912 м. При этом будет добыто 189,3 млн. м3 газа газовой шапки (ГШ), 943,6 тыс.т нефти и 349,8 тыс.т воды (таблица 7).The calculation showed that the reservoir will be developed in the period 2020-2077, i.e. for 58 years. During this period, the gas-oil contact (GOC) will rise from the absolute mark - 1915 m to - 1912 m, the oil-water contact (OWC) will rise from the absolute mark - 1935 m to - 1912 m. At the same time, 189.3 million cubic meters of gas will be produced. caps (GS), 943.6 thousand tons of oil and 349.8 thousand tons of water (Table 7).
Сравнение с заявляемым решениемComparison with the claimed solution
Радиальное вскрытие однородного продуктивного пласта на абсолютной отметке расположения газонефтяного контакта (ГНК) позволит дополнительно добыть 327,4 тыс.т.нефти, увеличить коэффициент извлечения нефти с 0,297 до 0,400 д. ед., т.е. на 0,103 д. ед., исключить добычу газа из газовой шапки в объеме 189,3 млн.м3 и добычу воды в количестве 324,1 тыс.т, что улучшит условия эксплуатации скважины и технико-экономические показатели.Radial opening of a homogeneous reservoir at the absolute elevation of the location of the gas-oil contact (GOC) will additionally produce 327.4 thousand tons of oil, increase the oil recovery factor from 0.297 to 0.400 units, i.e. at 0,103 g. U. exclude gas production from the gas cap in a volume of 189.3 million m 3 and production of water in an amount of 324.1 tonnes, which will improve the operation conditions of the well and the technical and economic indicators.
На основании приведенных примеров следует вывод, что применение предлагаемого способа позволяет более эффективно, по сравнению с известными способами, разрабатывать нефтяную часть газонефтяной залежи, подстилаемой водой, с напорным режимом добычи углеводородов.Based on the above examples, it can be concluded that the use of the proposed method allows more efficiently, in comparison with the known methods, to develop the oil part of the gas-oil reservoir, underlain by water, with a pressure mode of hydrocarbon production.
Использованная в способе совокупность существенных признаков позволяет решить поставленную задачу повышения нефтеотдачи и эффективности разработки за счет полного охвата толщины однородного нефтенасыщенного продуктивного пласта вытесняющей водой, а также исключения потерь нефти в газовой части залежи и длительного водного периода эксплуатации скважин.The set of essential features used in the method makes it possible to solve the posed problem of increasing oil recovery and development efficiency due to full coverage of the thickness of a homogeneous oil-saturated reservoir with displacing water, as well as eliminating oil losses in the gas part of the reservoir and a long water period of well operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020110115A RU2749229C1 (en) | 2020-03-10 | 2020-03-10 | Method for development of gas and oil reservoir underlain with water with hydrocarbon production under pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020110115A RU2749229C1 (en) | 2020-03-10 | 2020-03-10 | Method for development of gas and oil reservoir underlain with water with hydrocarbon production under pressure |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2749229C1 true RU2749229C1 (en) | 2021-06-07 |
Family
ID=76301376
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020110115A RU2749229C1 (en) | 2020-03-10 | 2020-03-10 | Method for development of gas and oil reservoir underlain with water with hydrocarbon production under pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2749229C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4653583A (en) * | 1985-11-01 | 1987-03-31 | Texaco Inc. | Optimum production rate for horizontal wells |
| RU2095551C1 (en) * | 1995-07-19 | 1997-11-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for development of massive-type deposit |
| RU2287675C1 (en) * | 2005-10-21 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil deposit |
| RU2379479C1 (en) * | 2008-07-11 | 2010-01-20 | Виктор Геннадиевич Гузь | Maximum effective oil withdraval from production well norm method |
| RU2499885C2 (en) * | 2009-11-24 | 2013-11-27 | Борис Михайлович Курочкин | Water flooding method of oil deposits |
| RU2519243C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть") | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water |
-
2020
- 2020-03-10 RU RU2020110115A patent/RU2749229C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4653583A (en) * | 1985-11-01 | 1987-03-31 | Texaco Inc. | Optimum production rate for horizontal wells |
| RU2095551C1 (en) * | 1995-07-19 | 1997-11-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for development of massive-type deposit |
| RU2287675C1 (en) * | 2005-10-21 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil deposit |
| RU2379479C1 (en) * | 2008-07-11 | 2010-01-20 | Виктор Геннадиевич Гузь | Maximum effective oil withdraval from production well norm method |
| RU2499885C2 (en) * | 2009-11-24 | 2013-11-27 | Борис Михайлович Курочкин | Water flooding method of oil deposits |
| RU2519243C1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть") | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4212353A (en) | Hydraulic mining technique for recovering bitumen from tar sand deposit | |
| Turta et al. | Field foam applications in enhanced oil recovery projects: screening and design aspects | |
| US4305463A (en) | Oil recovery method and apparatus | |
| US3653438A (en) | Method for recovery of petroleum deposits | |
| US3057404A (en) | Method and system for producing oil tenaciously held in porous formations | |
| MXPA05007415A (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex. | |
| US20100218954A1 (en) | Application of Reservoir Conditioning In Petroleum Reservoirs | |
| WO2006110451A2 (en) | Gas-assisted gravity drainage (gagd) process for improved oil recovery | |
| US3850245A (en) | Miscible displacement of petroleum | |
| US4059156A (en) | Geothermal brine production | |
| US8985231B2 (en) | Selective displacement of water in pressure communication with a hydrocarbon reservoir | |
| US3040809A (en) | Process for recovering viscous crude oil from unconsolidated formations | |
| US3847221A (en) | Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent | |
| US4408665A (en) | In situ recovery of oil and gas from water-flooded oil shale formations | |
| RU2326234C1 (en) | Oil recovery method | |
| US3118499A (en) | Secondary recovery procedure | |
| RU2749229C1 (en) | Method for development of gas and oil reservoir underlain with water with hydrocarbon production under pressure | |
| CA2912301C (en) | Method and system for enhancing the recovery of heavy oil from a reservoir | |
| CA2749591C (en) | Recovery or storage process | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| US3842908A (en) | Open flow production system and method for recovery of shallow oil reservoirs | |
| RU2319831C1 (en) | Method for oil production from low-permeable reservoirs | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2090742C1 (en) | Method for development of oil formation |