EA037109B1 - Method for oil reservoir development - Google Patents
Method for oil reservoir development Download PDFInfo
- Publication number
- EA037109B1 EA037109B1 EA201900259A EA201900259A EA037109B1 EA 037109 B1 EA037109 B1 EA 037109B1 EA 201900259 A EA201900259 A EA 201900259A EA 201900259 A EA201900259 A EA 201900259A EA 037109 B1 EA037109 B1 EA 037109B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- injection
- production
- pressure
- oil
- wells
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 114
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 114
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 87
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 55
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims description 20
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 13
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 12
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 10
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 8
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 6
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 abstract description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 5
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 abstract 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 8
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 3
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 3
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000012010 growth Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000010076 replication Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 230000033764 rhythmic process Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ (43) 2020.10.30 (96) 2019/ЕА/0040 (BY) 2019.04.16 (71)(73) Заявитель и патентовладелец:(54) METHOD FOR DEVELOPING OIL RESERVOIR (43) 2020.10.30 (96) 2019 / ЕА / 0040 (BY) 2019.04.16 (71) (73) Applicant and patent owner:
РЕСПУБЛИКАНСКОЕREPUBLICAN
УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЬЕДИНЕНИЕ БЕЛОРУСНЕФТЬ (BY) (72) Изобретатель:UNITARY ENTERPRISE PRODUCTION ASSOCIATION BELORUSNEFT (BY) (72) Inventor:
Повжик Пётр Петрович, Демяненко Николай Александрович, Сердюков Дмитрий Вячеславович, Жук Илья Викторович, Мармылёв Игорь Юрьевич (BY) (56) BY-C1-16043Povzhik Pyotr Petrovich, Demyanenko Nikolay Alexandrovich, Serdyukov Dmitry Vyacheslavovich, Zhuk Ilya Viktorovich, Marmilyov Igor Yurievich (BY) (56) BY-C1-16043
RU-C1-2481465RU-C1-2481465
RU-C1-2418155RU-C1-2418155
037109 В1037109 B1
037109 Bl (57) Изобретение относится к системно-адресному воздействию на нефтяные пласты. Технический результат - повышение нефтеизвлечения из низкопроницаемых разностей пород-коллекторов залежи за счет усиления интенсивности обмена флюидами между трещинами и матрицей, между высоко- и низкопроницаемыми пропластками. Сущность способа заключается в нестационарной, многоэтапной, циклической закачке вытесняющего агента в пласт, отборе пластового флюида и дополнительном адресном воздействии химреагентами. Многоэтапные циклические закачкиотборы позволяют создавать в пласте гидродинамические импульсы и нестационарные фильтрационные поля между промытыми пропластками или трещинами и низкопроницаемыми невыработанными связанными пропластками или блоками путем регулирования амплитуды изменения давления. На разных этапах запуском или остановкой нагнетательных и добывающих скважин в определенных пределах регулируют компенсацию отборов закачкой, направления фильтрационных потоков, пределы изменения пластового давления. Длительность этапов контролируют по динамике изменения забойного и пластового давления, уровням добычи нефти, обводненности добываемой продукции, ежемесячному контролю темпов отбора от начальных извлекаемых запасов от изменения обводненности.037109 Bl (57) The invention relates to system-targeted impact on oil reservoirs. EFFECT: increased oil recovery from low-permeability reservoir rocks of the reservoir due to increased intensity of fluid exchange between fractures and matrix, between high- and low-permeability layers. The essence of the method consists in non-stationary, multi-stage, cyclic injection of a displacing agent into the formation, withdrawal of formation fluid and additional targeted treatment with chemicals. Multi-stage cyclic injection sampling allows creating hydrodynamic impulses and non-stationary filtration fields in the formation between washed interlayers or fractures and low-permeability unexploited interlayers or blocks by regulating the amplitude of pressure change. At different stages, by starting or stopping injection and production wells within certain limits, they regulate the compensation of withdrawals by injection, the direction of filtration flows, the limits of the formation pressure change. The duration of the stages is controlled by the dynamics of changes in bottomhole and reservoir pressure, oil production levels, water cut of produced products, monthly monitoring of the rate of withdrawal from the initial recoverable reserves from changes in water cut.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам разработки залежей нефти на поздней стадии в условиях высокой фильтрационно-емкостной неоднородности, характеризующейся неоднородностью залежи как по площади, так и по разрезу с высоким коэффициентом расчлененности и наличием связанных высоко- и/или блоковым строением с наличием трещин и матрицы. Оно обеспечивает повышение эффективности разработки залежей нефти, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет активизации капиллярных процессов в низкопроницаемых пропластках, зонах и блоках на фоне постоянно создаваемых нестационарных фильтрационных полей периодическими гидродинамическими импульсами.The invention relates to the oil industry, to methods for the development of oil deposits at a late stage in conditions of high filtration-capacity heterogeneity, characterized by the heterogeneity of the reservoir both in area and along the section with a high coefficient of compartmentalization and the presence of associated high and / or block structure with the presence of cracks and matrices. It provides an increase in the efficiency of the development of oil deposits, an increase in the oil recovery factor due to the activation of capillary processes in low-permeability layers, zones and blocks against the background of constantly created non-stationary filtration fields by periodic hydrodynamic impulses.
Известен способ разработки нефтяного месторождения [1], включающий разбуривание месторождения системой добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку в нагнетательные скважины вытесняющего агента, выравнивание фронта вытеснения потокоотклоняющими системами, отбор продукции пласта через фонд добывающих скважин.A known method of developing an oil field [1], including drilling the field with a system of production and injection wells, cyclic injection of a displacing agent into injection wells, alignment of the displacement front with flow diverting systems, selection of reservoir products through a pool of production wells.
Недостатком данного способа является отсутствие условий постоянного активного обмена флюидом между нефтенасыщенной матрицей и обводненными трещинами, между высокопроницаемыми обводненными и низкопроницаемыми нефтенасыщенными связанными пропластками. Отсутствуют активные капиллярные процессы в матрице, низкопроницаемых пропластках, зонах и блоках из-за отсутствия созданных и постоянно изменяющихся нестационарных фильтрационных полей. Это значительно снижает эффективность способа.The disadvantage of this method is the lack of conditions for a constant active exchange of fluid between the oil-saturated matrix and watered fractures, between highly-permeable watered and low-permeable oil-saturated interlayers. There are no active capillary processes in the matrix, low-permeability interlayers, zones and blocks due to the absence of created and constantly changing non-stationary filtration fields. This significantly reduces the efficiency of the method.
Известен также способ эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения [2], содержащий этапы, на которых в циклическом режиме осуществляют закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин и осуществляют непрерывную добычу нефти посредством группы добывающих скважин, причем цикл работы группы нагнетательных скважин, включающий в себя время работы группы нагнетательных скважин и время простоя группы нагнетательных скважин, предварительно определяют следующим образом: для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину и задают среднее арифметическое значение времени реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин, для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине, и задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин, при этом скорость закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины принимают постоянной.There is also known a method of operating an oil reservoir using non-stationary waterflooding [2], containing stages at which, in a cyclic mode, the working agent is pumped into the reservoir by means of a group of injection wells and continuous oil production is carried out by means of a group of production wells, and the cycle of operation of a group of injection wells, including into itself, the operating time of a group of injection wells and the idle time of a group of injection wells are preliminarily determined as follows: for each injection well, the response time of each production well to pumping a working agent through said injection well is determined and the arithmetic mean of the response time of each production well to injection through each injection well as the operating time of a group of injection wells, for each injection well, the pressure drop time is determined as the time during which the pressure in the well is stopped working agent injection falls by 65-75% of the difference between the pressure achieved during the injection of the working agent and the initial static pressure in the injection well, and the minimum pressure drop time among injection wells is set as the idle time of a group of injection wells, while the rate the injection of the working agent during the period of operation for each injection well is assumed constant.
Недостатком данного способа является низкая эффективность, так как способ обеспечивает недостаточно высокую активность фильтрационных и капиллярных обменных процессов между низкопроницаемыми нефтенасыщенными и высокопроницаемыми заводненными пропластками и каналами фильтрации.The disadvantage of this method is low efficiency, since the method provides insufficiently high activity of filtration and capillary exchange processes between low-permeable oil-saturated and highly permeable flooded layers and filtration channels.
Известен способ выработки нефтяного пласта [3], включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение возмущающих скважин и реагирующих добывающих скважин, создание периодических колебаний дебита возмущающих скважин, по прошествии трех периодов колебаний остановку реагирующих скважин и замер изменения давления в течение двух периодов, осуществление гармонического анализа зависимости дебита и давления от времени на возмущающих скважинах и давления от времени на реагирующих скважинах, определение фазы и амплитуды гармоник этих колебаний, изменение пластового давления на участке разработки и определение тех же характеристик, при этом возмущающие скважины выделяют в обводненной зоне залежи, а реагирующие скважины выделяют в нефтяной зоне залежи, перед созданием периодических колебаний дебита в возмущающих скважинах и перед замерами изменения давления в реагирующих скважинах меняют скважинную жидкость на углеводородную жидкость плотностью 0,7-0,8 г/см3, при изменении пластового давления на участке разработки и определении характеристик изменяют пластовое давление в пределах до 4 МПа от гидростатического, определяют интервал пластового давления, при котором максимальны значения гидропроводности и эффективно работающей толщины пласта, и изменяют работу скважин для установления этого интервала, при этом поддерживают забойное давление в добывающих скважинах не менее, а в нагнетательных скважинах не более 4 МПа относительно установленного интервала пластового давления.There is a known method of developing an oil reservoir [3], including the selection of oil through the production wells and the injection of a working agent through the injection wells, the isolation of disturbing wells and reacting production wells, the creation of periodic fluctuations in the flow rate of disturbing wells, after three periods of oscillation, the shutdown of the reacting wells and measuring the pressure within two periods, carrying out a harmonic analysis of the flow rate and pressure versus time at disturbing wells and pressure versus time at responding wells, determining the phase and amplitude of the harmonics of these oscillations, changing reservoir pressure in the development area and determining the same characteristics, while disturbing wells are distinguished in the watered zone of the reservoir, and the reacting wells are isolated in the oil zone of the deposit, before the creation of periodic fluctuations in the flow rate in the disturbing wells and before measuring the pressure change in the reacting wells, the well fluid is changed to a hydrocarbon liquid n with a density of 0.7-0.8 g / cm 3 , when the reservoir pressure changes in the development area and the characteristics are determined, the reservoir pressure is changed within the range of up to 4 MPa from the hydrostatic pressure, the interval of reservoir pressure is determined at which the maximum values of the hydroconductivity and the effective working thickness of the reservoir are determined, and change the operation of the wells to establish this interval, while maintaining the bottomhole pressure in the production wells not less, and in the injection wells not more than 4 MPa relative to the established interval of reservoir pressure.
Недостатком данного способа является невысокая активность фильтрационных и капиллярных обменных процессов между низкопроницаемыми нефтенасыщенными и высокопроницаемыми заводненными пропластками и каналами фильтрации в связи с невысокими и недостаточными амплитудами изменения давления от возмущающих скважин, а, следовательно, и низкими градиентами давления между нефтенасыщенными низкопроницаемыми и заводненными высокопроницаемыми зонами. Кроме того, замена скважинной жидкости на углеводородную жидкость плотностью 0,7-0,8 г/см3 перед замерами изменения давления в реагирующих скважинах приводит к значительным дополнительным затратам, чтоThe disadvantage of this method is the low activity of filtration and capillary exchange processes between low-permeable oil-saturated and high-permeable flooded interlayers and filtration channels due to low and insufficient amplitudes of pressure changes from disturbing wells, and, consequently, low pressure gradients between oil-saturated low-permeable highly permeable and water-flooded zones. In addition, replacing the well fluid with a hydrocarbon fluid with a density of 0.7-0.8 g / cm 3 before measuring the pressure change in the reacting wells leads to significant additional costs, which
- 1 037109 снижает рентабельность реализации способа в промысловых условиях.- 1 037109 reduces the profitability of the implementation of the method in the field conditions.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия [4], включающий циклическоенестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, для чего на объекте разработки выделяют характерные участки, различающиеся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов, выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов, адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков, затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке.The closest in technical essence to the claimed invention is a method of developing an oil reservoir based on system-targeted action [4], including cyclic non-stationary injection of an agent through injection wells, selection of fluids through production wells, additional targeted action of chemicals on formations through the entire set of injection and production wells , for which purpose, at the development site, characteristic areas are distinguished that differ in geological and physical properties, the current state of development and the degree of development of reserves, a test site is identified, where, using core material, its average permeability is determined and the weighted average values of hydraulic conductivity, piezo conductivity of the formation are calculated within of this section, carry out filtration studies, oil-displacing, stimulating or isolating properties of the chemicals used, addressing the duration of injection of the agent at each section and al the rhythm of further development of the selected areas on the basis of laboratory justification and the results of hydrodynamic modeling of impact technologies for the specific conditions of the selected areas, then system-targeted impact is carried out at each site.
Недостатком данного способа является низкая эффективность его в условиях весьма неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам пластов, так как способ не обеспечивает высокую активность фильтрационных и капиллярных обменных процессов между низкопроницаемыми нефтенасыщенными и высокопроницаемыми заводненными пропластками и каналами фильтрации. Это связано с тем, что геолого-геофизические характеристики и нефтевытесняющие, стимулирующие, изолирующие свойства химреагентов определяют по результатам исследования керна опытного участка, а результаты этих исследований переносят на все участки объекта разработки, которые, как правило, в связи с высокой неоднородностью залежи значительно отличаются от опытного участка.The disadvantage of this method is its low efficiency in conditions of very heterogeneous reservoir properties of reservoirs, since the method does not provide high activity of filtration and capillary exchange processes between low-permeable oil-saturated and highly permeable flooded layers and filtration channels. This is due to the fact that the geological and geophysical characteristics and oil-displacing, stimulating, insulating properties of chemicals are determined based on the results of the study of the core of the experimental area, and the results of these studies are transferred to all areas of the development target, which, as a rule, due to the high heterogeneity of the reservoir, differ significantly from the experimental site.
Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение нефтеизвлечения из низкопроницаемых разностей пород-коллекторов нефтяной залежи за счет усиления капиллярных процессов, интенсивности обмена флюидами между трещинами и матрицей, между высоко- и низкопроницаемыми связанными пропластками, увеличения охвата капиллярными процессами.The problem to be solved by the invention is to increase oil recovery from low-permeability reservoir rocks of an oil reservoir by increasing capillary processes, the intensity of fluid exchange between fractures and the matrix, between high- and low-permeable interconnected layers, increasing the coverage of capillary processes.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия на ее пласты, включающем циклическое-нестационарное нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, согласно изобретению периодически изменяют градиенты давления между зоной нагнетания и зоной отборов и направления нестационарных фильтрационных полей между промытыми пропластками или трещинами и низкопроницаемыми невыработанными связанными пропластками или блоками путем многоэтапного регулирования амплитуды изменения давления, при этом на первом этапе цикла оптимизируют отборы флюидов путем регулирования депрессии в добывающих скважинах, обеспечивающей уменьшенную обводненность добываемой продукции и увеличенные отборы нефти при постоянных объемах нагнетания вытесняющего агента с компенсацией отборов закачкой на уровне 6080%, и воздействуют на залежь знакопеременным изменением давления путем погрупповой остановкизапуска нагнетательных скважин с обеспечением изменения направлений фильтрационных потоков при запусках-остановках на 60-90°; на втором этапе останавливают работу добывающего фонда скважин, закачивают во все нагнетательные скважины потокоотклоняющие химреагенты, после чего осуществляют закачку в них вытесняющего агента до восстановления давления в залежи до уровня, близкого к пластовому, но не превышающего его; на третьем этапе вводят в эксплуатацию с уменьшенной обводненностью и увеличенным отбором нефти весь добывающий фонд с предварительной обработкой интенсифицирующими химреагентами скважин с ухудшенными фильтрационными свойствами призабойной зоны при текущей компенсации отбора закачкой вытесняющего агента на уровне 100%; на четвертом этапе останавливают работу нагнетательного фонда скважин при сохранении увеличенного объема добычи нефти добывающим фондом с уменьшенной обводненностью, а добычу ведут в таком режиме до снижения забойного давления в зоне отбора до значения, близкого к давлению насыщения нефти газом, но не снижая его ниже давления насыщения; на пятом этапе останавливают работу добывающего фонда скважин, закачивают в нагнетательные скважины потокоотклоняющие химреагенты и далее осуществляют закачку в них вытесняющего агента в увеличенных объемах до достижения пластовым давлением значения, близкого к начальному пластовому, но не превышающего его; повторяют циклы поэтапного воздействия на нефтяную залежь в указанной последовательности до полной ее выработки.The problem is solved due to the fact that in the method of developing an oil reservoir based on system-targeted action on its formations, including cyclic-unsteady injection of a displacing agent through injection wells, selection of fluids through production wells, additional targeted action of chemicals on the formations through the entire set of injection and production wells, according to the invention periodically change the pressure gradients between the injection zone and the production zone and the direction of non-stationary filtration fields between washed interlayers or fractures and low-permeability unexploited interlayers or blocks by multi-stage regulation of the pressure change amplitude, while at the first stage of the cycle, fluid production is optimized by regulation of drawdown in production wells, providing a reduced water cut in the produced products and increased oil production at constant injection volumes of a displacing agent with compensation selections by injection at the level of 6080%, and affect the reservoir by alternating pressure changes by group shutdown of injection wells, ensuring that the direction of filtration flows changes during start-ups and shutdowns by 60-90 °; at the second stage, the operation of the producing well stock is stopped, diverting chemicals are injected into all injection wells, after which a displacing agent is injected into them until the pressure in the reservoir is restored to a level close to the reservoir pressure, but not exceeding it; at the third stage, the entire production fund is put into operation with reduced water cut and increased oil recovery with preliminary treatment with intensifying chemicals of wells with deteriorated filtration properties of the bottomhole zone at the current compensation of production by injection of a displacing agent at the level of 100%; at the fourth stage, the operation of the injection well stock is stopped while maintaining the increased oil production by the production stock with a reduced water cut, and production is carried out in this mode until the bottomhole pressure in the withdrawal zone decreases to a value close to the saturation pressure of oil with gas, but not lowering it below the bubble point pressure ; at the fifth stage, the operation of the producing well stock is stopped, diverting chemicals are injected into the injection wells, and then the displacing agent is injected into them in increased volumes until the reservoir pressure reaches a value close to the initial reservoir pressure, but not exceeding it; repeating the cycles of step-by-step impact on the oil reservoir in the specified sequence until it is fully depleted.
Кроме этого, амплитуды и градиенты изменения давления в зоне отборов между блоками и трещинами, между связанными низко- и высокопроницаемыми пропластками поддерживают такими, чтобы обеспечивать максимальные уровни добычи нефти при минимальной обводненности добываемой продукции.In addition, the amplitudes and gradients of pressure changes in the production zone between blocks and fractures, between associated low- and high-permeability interlayers are maintained in such a way as to ensure maximum levels of oil production with a minimum water cut of the produced product.
Помимо этого, длительность каждого из этапов и управление воздействием контролируют по динамике изменения забойного и пластового давления, уровням добычи нефти, обводненности добываемой продукции, а также ежемесячному анализу темпов отбора от начальных извлекаемых запасов от измене- 2 037109 ния обводненности.In addition, the duration of each of the stages and the impact control are monitored by the dynamics of changes in bottomhole and reservoir pressure, oil production levels, water cut of produced products, as well as monthly analysis of the rate of withdrawal from the initial recoverable reserves from changes in water cut.
При этом тип и объемы потокоотклоняющих химреагентов для обработки нагнетательных скважин определяют с учетом динамической емкости промытых каналов фильтрации от каждой нагнетательной скважины к зоне отборов, а тип и объем направленно интенсифицирующих химреагентов для добывающих скважин - с учетом соотношения фильтрационных свойств их удаленной и призабойной зоны.In this case, the type and volume of diverting chemicals for treatment of injection wells is determined taking into account the dynamic capacity of the washed filtration channels from each injection well to the withdrawal zone, and the type and volume of directionally intensifying chemicals for production wells - taking into account the ratio of the filtration properties of their remote and bottomhole zones.
Заявляемый способ разработки нефтяной залежи поясняется следующими графическими материалами: на фиг. 1 изображена схема размещения нагнетательных и добывающих скважин семилукской залежи восточного блока Т-ского месторождения; на фиг. 2 - графики зависимости накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости по вариантам разработки семилукской залежи восточного блока Т-ского месторождения; на фиг. 3 - график поэтапной реализации способа на семилукской залежи восточного блока Т-ского месторождения; на фиг. 4 - график эффективности заявляемого способа разработки нефтяной залежи на семилукской залежи восточного блока Т-ского месторождения.The inventive method for the development of an oil reservoir is illustrated by the following graphical materials: Fig. 1 shows a layout diagram of injection and production wells of the Semilukskaya deposit of the eastern block of the T-field; in fig. 2 - graphs of cumulative oil production versus cumulative fluid production for the development options for the Semilukskaya deposit of the eastern block of the T-field; in fig. 3 - the schedule of the stage-by-stage implementation of the method on the Semilukskaya deposit of the eastern block of the T-field; in fig. 4 is a graph of the effectiveness of the proposed method for the development of oil deposits in the Semilukskaya deposits of the eastern block of the T-field.
Сущность изобретения заключается в следующем.The essence of the invention is as follows.
Основной принцип, заложенный в технологию разработки нефтяной залежи согласно заявляемому изобретению - создание максимально возможных значений и периодическое изменение градиентов давления и направлений динамических фильтрационных полей между промытыми пропластками или трещинами и низкопроницаемыми невыработанными связанными пропластками или блоками, обеспечивающими максимальную активизацию фильтрационных и капиллярных процессов между водонасыщенными высоко- и нефтенасыщенными низкопроницаемыми разностями пород-коллекторов. После определенного периода стабилизации энергетического состояния и затухания фильтрационных и капиллярных процессов, возникших за счет созданных градиентов давления, путем изменения отборов-закачки меняют градиенты давления и направления фильтрационных полей опять на какой-то период, создавая тем самым нестационарные режимы между водо- и нефтенасыщенными зонами. Таким образом, периодически меняя режимы, по сути, встряхивая застойные зоны, увеличивают охват и коэффициент извлечения нефти (КИН). При этом разработку залежи ведут циклами, каждый из которых состоит из пяти этапов.The main principle inherent in the technology for the development of an oil reservoir according to the claimed invention is the creation of the maximum possible values and periodic changes in pressure gradients and directions of dynamic filtration fields between washed interlayers or cracks and low-permeable undeveloped interlayers or blocks that provide maximum activation of filtration and capillary processes between water-saturated highly - and oil-saturated low-permeability reservoir rocks. After a certain period of stabilization of the energy state and attenuation of the filtration and capillary processes that have arisen due to the created pressure gradients, the pressure gradients and the directions of the filtration fields are changed again for a certain period by changing the extraction-injection, thus creating non-stationary regimes between the water and oil saturated zones. ... Thus, by periodically changing the modes, in fact, shaking stagnant zones, they increase the coverage and the oil recovery factor (ORF). In this case, the development of deposits is carried out in cycles, each of which consists of five stages.
На первом этапе оптимизируют отборы флюидов путем регулирования депрессии в добывающих скважинах, обеспечивающей минимальную обводненность добываемой продукции и максимальные отборы нефти при постоянных объемах нагнетания вытесняющего агента (воды) с компенсацией отборов закачкой на уровне 60-80%, и воздействуют на залежь знакопеременным изменением давления путем погрупповой остановки-запуска нагнетательных скважин с обеспечением изменения направлений фильтрационных потоков при запусках-остановках на 60-90°. Оптимизацию отборов флюидов путем регулирования депрессии в добывающих скважинах осуществляют за счет использования станций управления с частотным приводом и подбора частоты работы электродвигателей, приводящих в работу насосное оборудование. За счет этого обеспечивают (подбирают) депрессии и дебиты жидкости, при которых обводненность добываемой продукции минимальна, а дебит нефти максимальный.At the first stage, fluid withdrawals are optimized by regulating the drawdown in the production wells, which ensures the minimum water cut in the produced product and the maximum oil production at constant injection volumes of the displacing agent (water) with compensation for withdrawals by injection at the level of 60-80%, and affect the reservoir by alternating pressure changes by by-group shutdown and start-up of injection wells with the provision of changing the directions of filtration flows during start-ups and shutdowns by 60-90 ° Optimization of fluid extraction by regulating the drawdown in production wells is carried out through the use of control stations with a frequency drive and selection of the frequency of operation of electric motors driving the pumping equipment. Due to this, drawdowns and liquid flow rates are provided (selected), at which the water cut of the produced product is minimal, and the oil flow rate is maximum.
Для активизации капиллярных процессов и обмена флюидами между низко- и высокопроницаемыми каналами фильтрации анализируют характер расположения на залежи фонда нагнетательных скважин и группируют их таким образом, чтобы при остановках-запусках этих групп фильтрационные поля меняли направление движения на 60-90°. Периоды остановок-запусков групп скважин определяют с помощью гидродинамического моделирования, адаптируя гидродинамические модели на оптимизированные режимы работы добывающего фонда скважин и постоянные объемы закачки в залежь воды. Активизации капиллярных процессов также способствует снижение компенсации отборов закачкой воды до 6090%, так как знакопеременные градиенты давления, возникающие за счет остановок-запусков групп нагнетательных скважин, действуют на фоне постоянного увеличивающегося градиента давления между блоками и трещинами (высоко- и низкопроницаемыми связанными пропластками) за счет недокомпенсации отбора закачкой. Длительность первого этапа контролируют по динамике изменения забойного и пластового давлений в зоне отборов, уровням добычи нефти, обводненности добываемой продукции, а также ежемесячному анализу динамики темпов отборов от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) от изменения обводненности. При снижении забойного и пластового давлений до значений, при которых ухудшаются условия эксплуатации насосного оборудования или появляется тенденция к снижению уровней добычи нефти, нарастанию обводненности добываемой продукции и снижению темпов отбора от НИЗ от обводненности, переходят к следующему этапу реализации способа.To activate capillary processes and exchange fluids between low- and high-permeability filtration channels, the nature of the location of the injection wells in the reservoir is analyzed and they are grouped in such a way that, when these groups are stopped and started, the filtration fields change the direction of movement by 60-90 °. Periods of shutdowns and start-ups of groups of wells are determined using hydrodynamic modeling, adapting hydrodynamic models to optimized operating modes of the producing well stock and constant volumes of water injection into the reservoir. Activation of capillary processes is also facilitated by a decrease in the compensation of withdrawals by water injection to 6090%, since alternating pressure gradients arising from stopping-starting of groups of injection wells act against the background of a constantly increasing pressure gradient between blocks and fractures (high- and low-permeability interconnected layers) for account of undercompensation of selection by injection. The duration of the first stage is monitored by the dynamics of changes in bottomhole and reservoir pressures in the extraction zone, oil production levels, water cut of the produced products, as well as monthly analysis of the dynamics of the rate of withdrawals from the initial recoverable reserves (ISR) from changes in water cut. With a decrease in bottomhole and formation pressures to values at which the operating conditions of pumping equipment deteriorate or there is a tendency to a decrease in oil production levels, an increase in the water cut of the produced product and a decrease in the rate of withdrawal from the low-pressure reservoir from the water cut, the next stage of the method is carried out.
На втором этапе останавливают работу добывающего фонда скважин и осуществляют закачку воды во все нагнетательные скважины на максимально возможных режимах, до восстановления давления в залежи до уровня, близкого к пластовому, но не превышающего его. Перед началом этого этапа в нагнетательные скважины закачивают потокоотклоняющие химреагенты. Остановка добывающего фонда скважин и закачка потокоотклоняющих химреагентов в нагнетательные скважины позволяет, во-первых, избежать при нагнетании воды высоких перепадов давления между зоной нагнетания и зоной отборов, и, во-вторых, выровнять фронты движения закачиваемой воды и увеличить охват вытеснением за счет увеличения гидродинамических сопротивлений в промытых пропластках (трещинах), которые заполнили потокоотклоняющими химреагентами, и направить часть закачиваемой воды в низкопроницаемые про- 3 037109 пластки (блоки). Объемы закачки потокоотклоняющих химреагентов в нагнетательные скважины определяют с учетом динамической емкости промытых каналов фильтрации от каждой нагнетательной скважины к зоне отборов, определенной по результатам трассерных исследований залежи или в результате совместного анализа гидродинамических и промыслово-геофизических исследований скважин.At the second stage, the operation of the producing well stock is stopped and water is injected into all injection wells at the maximum possible modes, until the pressure in the reservoir is restored to a level close to the reservoir level, but not exceeding it. Before the start of this stage, diverting chemicals are injected into the injection wells. The shutdown of the producing well stock and the injection of diverting chemicals into the injection wells allows, firstly, to avoid high pressure drops between the injection zone and the withdrawal zone when water is injected, and, secondly, to align the injected water movement fronts and increase displacement sweep by increasing the hydrodynamic resistances in washed interlayers (cracks), which were filled with flow-diverting chemicals, and to direct part of the injected water into low-permeability layers (blocks). The volumes of injection of diverting chemicals into injection wells are determined taking into account the dynamic capacity of the flushed filtration channels from each injection well to the withdrawal zone, determined based on the results of tracer studies of the reservoir or as a result of joint analysis of hydrodynamic and field-geophysical studies of wells.
Восстановление пластового давления до значения, близкого к начальному, позволит в дальнейшем при запуске добывающего фонда скважин в эксплуатацию на следующем этапе получить максимальные градиенты давления между нефте- и водонасышенными связанными пропластками (между блоками и трещинами). При этом необходимо постоянно контролировать рост пластового давления и не допускать превышение его значений выше начального пластового, чтобы не вытеснить, частично, остаточную нефть за пределы залежи. Второй этап заканчивают после того, как пластовое давление в залежи становится близким к значению начального пластового давления.Recovering the reservoir pressure to a value close to the initial one will allow, in the future, when the producing well stock is put into operation at the next stage, to obtain maximum pressure gradients between oil and water-saturated interlayers (between blocks and fractures). At the same time, it is necessary to constantly monitor the growth of reservoir pressure and not allow its values to exceed the initial reservoir pressure, so as not to partially displace the residual oil outside the reservoir. The second stage is completed after the reservoir pressure in the reservoir becomes close to the value of the initial reservoir pressure.
На третьем этапе вводят в эксплуатацию с оптимизацией по обводненности и максимальным уровням добычи нефти весь добывающий фонд при текущей компенсации отбора закачкой воды на уровне 100%. Оптимизацию осуществляют путем регулирования депрессии в добывающих скважинах за счет использования станций управления с частотным приводом и подбора частоты работы электродвигателей, приводящих в работу насосное оборудование, обеспечивая депрессии и дебиты жидкости, при которых обводненность добываемой продукции минимальна, а дебит нефти максимальный. Кроме того, при необходимости, по фонду добывающих скважин выполняют направленные интенсифицирующие обработки химреагентами для блокирования поступления воды из промытых каналов и интенсификации притока из низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков или блоков. Третий этап заканчивают, когда появляется тенденция к нарастанию обводненности добываемой продукции, снижению уровней добычи нефти и темпов отбора от НИЗ от обводненности. Переходят к следующему этапу реализации способа.At the third stage, the entire production fund is put into operation with optimization in terms of water cut and maximum oil production levels, with the current compensation for withdrawal by water injection at the level of 100%. Optimization is carried out by regulating the drawdown in production wells through the use of control stations with a frequency drive and the selection of the frequency of operation of electric motors driving the pumping equipment, providing drawdowns and liquid flow rates at which the water cut of the produced product is minimal, and the oil flow rate is maximum. In addition, if necessary, directed intensifying treatments with chemicals are performed according to the stock of producing wells to block the flow of water from the washed channels and stimulate the inflow from low-permeable oil-saturated layers or blocks. The third stage is completed when there is a tendency for an increase in the water cut of the produced products, a decrease in oil production levels and the rate of withdrawal from the oil reservoir from the water cut. Go to the next stage of the implementation of the method.
На четвертом этапе останавливают работу нагнетательного фонда скважин при сохранении увеличенного объема добычи нефти добывающим фондом с уменьшенной обводненностью добываемой продукции, а добычу ведут в таком режиме до снижения забойного давления в зоне отбора до значения, близкого к давлению насыщения нефти газом, но не снижая его ниже давления насыщения. Остановка нагнетательного фонда скважин при сохранении работы добывающего фонда позволяет реализовать потенциал по отдаче нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и блоков за счет сформированного в них в течение реализации второго и третьего этапов давления, близкого к пластовому, и значительного снижения давления в промытых зонах, после остановки нагнетательных скважин, из-за отсутствия закачки воды. В результате возникают повышенные градиенты давления, способствующие интенсивному поступлению нефти из блоков и низкопроницаемых пропластков в трещины и связанные высокопроницаемые пропластки. Время окончания четвертого этапа контролируют по величине забойных давлений в зоне отборов и уровням отбора нефти. При снижении забойных давлений до значений, близких к давлению насыщения нефти газом, переходят к следующему этапу способа. Снижение забойных давлений в зоне отборов ниже давления насыщения нежелательно, так как это может привести к разгазированию нефти в призабойной зоне добывающих скважин и блокированию газом фильтрационных процессов.At the fourth stage, the operation of the injection well stock is stopped while maintaining the increased oil production by the production stock with a reduced water cut of the produced products, and production is carried out in this mode until the bottomhole pressure in the withdrawal zone decreases to a value close to the oil saturation pressure, but not lowering it below saturation pressure. The shutdown of the injection well stock while maintaining the operation of the production stock allows realizing the potential for oil recovery from low-permeable oil-saturated interlayers and blocks due to the pressure formed in them during the second and third stages of pressure close to the reservoir pressure, and a significant decrease in pressure in the washed zones, after stopping the injection wells due to lack of water injection. As a result, increased pressure gradients arise, contributing to the intensive flow of oil from blocks and low-permeability interlayers into fractures and associated high-permeability interlayers. The end time of the fourth stage is controlled by the bottomhole pressure in the extraction zone and the levels of oil extraction. When the bottomhole pressure drops to values close to the saturation pressure of oil with gas, the next step of the method is passed. A decrease in bottomhole pressures in the production zone below the bubble point pressure is undesirable, since this can lead to degassing of oil in the bottomhole zone of production wells and blocking of filtration processes by gas.
На пятом этапе останавливают работу добывающего фонда скважин и возобновляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины в уменьшенных объемах до достижения пластовым давлением значения, близкого к начальному пластовому, но не превышающего его, предварительно закачав в них потокоотклоняющие химреагенты. После восстановления пластового давления до значения, близкого к начальному пластовому, запускают добывающий фонд в работу и переходят к следующему циклу поэтапной обработки нефтяной залежи.At the fifth stage, the operation of the producing well stock is stopped and the injection of the displacing agent into the injection wells is resumed in reduced volumes until the reservoir pressure reaches a value close to the initial reservoir pressure, but does not exceed it, having previously pumped diverting chemicals into them. After the reservoir pressure is restored to a value close to the initial reservoir pressure, the producing fund is put into operation and proceeds to the next cycle of staged treatment of the oil reservoir.
Многоэтапное регулирование пластового давления в зоне отборов многократно циклически повторяют и изменяют в пределах от давления, близкого к начальному пластовому, но не превышающего его, до давления близкого к давлению насыщения, но не ниже него, амплитуды и градиенты изменения давления в зоне отборов между блоками и трещинами, между связанными низко- и высокопроницаемыми пропластками поддерживают такими, чтобы обеспечивать максимальные уровни добычи нефти при минимальной обводненности добываемой продукции. Длительность каждого из этапов и управление воздействием контролируют по динамике изменения забойного и пластового давления, уровням добычи нефти, обводненности добываемой продукции, а также ежемесячному анализу темпов отбора от начальных извлекаемых запасов от обводненности. Объемы потокоотклоняющих химреагентов для обработки нагнетательных скважин определяют с учетом динамической емкости промытых каналов фильтрации от каждой нагнетательной скважины к зоне отборов.Multi-stage regulation of reservoir pressure in the production zone is repeatedly cyclically repeated and varied in the range from pressure close to the initial reservoir pressure, but not exceeding it, to pressure close to the saturation pressure, but not lower than it, the amplitudes and gradients of pressure changes in the production zone between blocks and fractures between the associated low- and high-permeability interlayers are maintained so as to ensure maximum levels of oil production with a minimum water cut of the produced product. The duration of each of the stages and control of the impact are controlled by the dynamics of changes in bottomhole and reservoir pressure, oil production levels, water cut of the produced products, as well as monthly analysis of the rate of withdrawal from the initial recoverable reserves from water cut. The volumes of flow diverting chemicals for treatment of injection wells are determined taking into account the dynamic capacity of the washed filtration channels from each injection well to the withdrawal zone.
Сущность способа рассмотрим на примере реализации его на семилукской залежи восточного блока Т-ского месторождения. Схема расположения скважин на залежи представлена на фиг. 1. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная нарушениями с запада, юга и востока, осложнена оперяющими и несколькими секущими нарушениями. Отложения сложены преимущественно доломитами с прослоями известняка. Отмечаются многочисленные разноориентированные трещины. Поры и каверны, которыми представлены блоки (матрица), распространены повсеместно, имеют неправильную форму. Коллектора неоднородны также и по разрезу. Нижняя часть залежи характеризуется лучшими фильтра- 4 037109 ционно-емкостными свойствами. В ходе разработки залежи по трещинам сформировалась система высокопроницаемых каналов, по которым основные объемы закачиваемой воды от нагнетательных к добывающим скважинам перемещаются без совершения работы по вытеснению. По данным трассерных исследований скорости этих потоков достигают 1500-3000 м/сут.Let us consider the essence of the method on the example of its implementation on the Semilukskaya deposit of the eastern block of the T-field. The layout of the wells in the reservoir is shown in Fig. 1. The reservoir is stratal, domed, tectonically screened by faults from the west, south and east, complicated by feathering and several crosscutting faults. The deposits are composed mainly of dolomites with limestone interlayers. Numerous fractures of different orientations are noted. The pores and cavities that represent the blocks (matrix) are ubiquitous and have an irregular shape. The reservoirs are also heterogeneous along the section. The lower part of the reservoir is characterized by the best filtration properties. During the development of the reservoir along the fractures, a system of highly permeable channels was formed, along which the main volumes of injected water from injection wells to production wells move without performing displacement work. According to tracer studies, the velocities of these flows reach 1500-3000 m / day.
Для обоснования эффективности применения предложенной технологии выполнены модельные эксперименты в гидродинамическом симуляторе Eclips-100. Расчеты включали в себя все вышеперечисленные этапы изменения работы нагнетательного и добывающего фонда скважин. На фиг. 2 представлены результаты сравнения накопленной добычи нефти при организации разработки залежи по базовому варианту, предусматривающему разработку в стационарном режиме (кривая 1) и предлагаемому (кривые 2-6). Кривые 2-6 моделируют амплитуды изменения пластового давления в период отбороввосстановления давления.To substantiate the effectiveness of the proposed technology, model experiments were performed in the Eclips-100 hydrodynamic simulator. The calculations included all the above stages of changing the operation of the injection and production wells. FIG. 2 shows the results of comparing the cumulative oil production when organizing the development of the reservoir according to the base case, providing for development in a stationary mode (curve 1) and the proposed one (curves 2-6). Curves 2-6 simulate the amplitude of the reservoir pressure change during the pressure recovery period.
Из представленного материала видно, что варианты разработки с нестационарным воздействием, путем периодических отборов и закачки жидкости в пласт значительно эффективнее по сравнению с базовым вариантом, предусматривающим режим стационарной закачки и отборов. Причем эффективность способа тем выше, чем выше амплитуда изменения пластового давления на этапах его снижениявосстановления.From the presented material it can be seen that the development options with non-stationary stimulation, by means of periodic withdrawals and injection of fluid into the reservoir, are much more efficient compared to the base case, which provides for a steady-state injection and production regime. Moreover, the efficiency of the method is the higher, the higher the amplitude of the change in reservoir pressure at the stages of its reduction and recovery.
Вариант 1 - базовый вариант, предусматривающий разработку в стационарном режиме.Option 1 - the basic option, providing for development in a stationary mode.
Вариант 2 - согласно заявляемому способу с амплитудой изменения пластового давления в 1,0 МПа.Option 2 - according to the claimed method with an amplitude of the reservoir pressure change of 1.0 MPa.
Вариант 3 - согласно заявляемому способу с амплитудой изменения пластового давления 2,0 МПа.Option 3 - according to the claimed method with an amplitude of the reservoir pressure change of 2.0 MPa.
Вариант 4 - согласно заявляемому способу с амплитудой изменения пластового давления 4,0 МПа.Option 4 - according to the claimed method with an amplitude of the reservoir pressure change of 4.0 MPa.
Вариант 5 - согласно заявляемому способу с амплитудой изменения пластового давления 6,0 МПа.Option 5 - according to the claimed method with the amplitude of the formation pressure change of 6.0 MPa.
Вариант 6 - согласно заявляемому способу с амплитудой изменения пластового давления 7,0 Мпа.Option 6 - according to the claimed method with the amplitude of the formation pressure change of 7.0 MPa.
По результатам геолого-гидродинамического моделирования подготовлен план опытнопромысловых работ по комплексному физико-гидродинамическому воздействию на рассматриваемую залежь. Работы выполнены в период с марта 2014 г. по март 2017 г.Based on the results of geological and hydrodynamic modeling, a plan of experimental field work was prepared for the integrated physical and hydrodynamic impact on the reservoir under consideration. The work was performed in the period from March 2014 to March 2017.
Основные этапы предложенной технологииThe main stages of the proposed technology
Первый этап (01.03.2014 - 01.10.2015 г.). Выполнили оптимизацию отборов флюидов путем регулирования депрессии в добывающих скважинах за счет использования станций управления с частотным приводом и подбора частоты работы электродвигателей, приводящих в работу насосное оборудование, обеспечивая депрессии и дебиты жидкости, при которых обводненность добываемой продукции минимальна, а дебит нефти максимальный при постоянных объемах закачки с компенсацией отбора закачкой на уровне 60%. При этом реализовано чередование закачки по нагнетательным скважинам попарно с периодом два месяца. Закачка велась в две из трех нагнетательных скважин 56, 90 и 93 (2 месяца в скважины 56 и 90 и 2 месяца в скважины 90 и 93) до снижения забойного давления в зоне отборов до 15 МПа. Давление насыщения нефти газом составляет 14 МПа. Во избежание разгазирования нефти в околоствольной зоне добывающих скважин произвели полную остановку фонда добывающих скважин (фиг. 3, 4).The first stage (03/01/2014 - 10/01/2015). Optimized fluid withdrawals by regulating the drawdown in production wells through the use of control stations with a frequency drive and the selection of the frequency of operation of electric motors driving the pumping equipment, providing drawdowns and fluid rates at which the water cut of the produced product is minimal, and the oil rate is maximum at constant volumes injection with compensation of production by injection at the level of 60%. At the same time, the alternation of injection along the injection wells is implemented in pairs with a period of two months. Injection was carried out in two of three injection wells 56, 90 and 93 (2 months in wells 56 and 90 and 2 months in wells 90 and 93) until the bottomhole pressure in the withdrawal zone dropped to 15 MPa. The saturation pressure of oil with gas is 14 MPa. To avoid oil degassing in the near-wellbore zone of the producing wells, the stock of producing wells was completely stopped (Figs. 3, 4).
Второй этап (01.10.2015 - 01.02.2016 г.). Остановили работу добывающего фонда скважин и возобновили закачку воды в максимальных объемах по всем нагнетательным скважинам до восстановления пластового давления до 28 МПа. Начальное пластовое давление составляет 29 МПа. Перед возобновлением закачки воды в нагнетательные скважины закачали полимер-дисперсную потокоотклонющую композицию в объемах от 700 до 1200 м3 на скважину. Объемы потокоотклоняющей композиции определили по объемам промытых каналов фильтрации, установленных по материалам трассерных исследований, выполненных в конце 2014 года.The second stage (01.10.2015 - 01.02.2016). The production well stock was stopped and water injection resumed in maximum volumes in all injection wells until the reservoir pressure was restored to 28 MPa. The initial reservoir pressure is 29 MPa. Before resuming water injection into injection wells, a polymer-dispersed flow-diverting composition was injected in volumes from 700 to 1200 m 3 per well. The volumes of the flow diverting composition were determined by the volumes of the flushed filtration channels, established based on the materials of tracer studies performed at the end of 2014.
Третий этап (01.02.2016 - 01.05.2016 г.). Запустили в эксплуатацию весь добывающий фонд скважин. После вывода скважин на режим выполнили оптимизацию их работы путем регулирования депрессии в добывающих скважинах за счет использования станций управления с частотным приводом и подбора частоты работы электродвигателей, приводящих в работу насосное оборудование, обеспечивая депрессии и дебиты жидкости, при которых обводненность добываемой продукции минимальна, а дебит нефти максимальный. Кроме того, на добывающих скважинах 9133 и 9136 провели направленные кислотные обработки с предварительной закачкой в пласт водонефтяных эмульсий для блокирования поступления воды из промытых каналов. Последующей закачкой кислотного состава произвели интенсификацию притока из низкопроницаемых нефтенасыщенных блоков. В течение третьего этапа работ обеспечили текущую компенсацию отборов закачкой на уровне 100%. Закачка велась равномерно во все нагнетательные скважины.The third stage (02/01/2016 - 05/01/2016). The entire production well stock was put into operation. After the wells were brought into operation, their operation was optimized by regulating the drawdown in the production wells through the use of control stations with a frequency drive and the selection of the frequency of operation of the electric motors driving the pumping equipment, ensuring drawdowns and liquid flow rates at which the water cut of the produced product is minimal, and the flow rate oil maximum. In addition, directional acid treatments were carried out at production wells 9133 and 9136 with preliminary injection of oil-water emulsions into the formation to block the flow of water from the washed channels. Subsequent injection of an acidic composition intensified the inflow from low-permeability oil-saturated blocks. During the third stage of work, the current compensation of production by injection was ensured at the level of 100%. The injection was carried out evenly into all injection wells.
Четвертый этап (01.05.2016 - 01.11.2016 г.). Остановили закачку воды в нагнетательный фонд скважин при сохранении объема добычи нефти добывающим фондом на максимальном уровне с минимальной обводненностью добываемой продукции. Добычу нефти вели до снижения забойного давления в зоне отборов до 15 МПа.The fourth stage (05/01/2016 - 11/01/2016). The injection of water into the injection well stock was stopped while maintaining the volume of oil production by the production stock at the maximum level with a minimum water cut of the produced product. Oil production was carried out until the bottomhole pressure in the withdrawal zone dropped to 15 MPa.
Пятый этап (01.11.2016 - 01.03.2017 г.). Остановили добывающий фонд скважин. В нагнетательные скважины закачали полимер-дисперсную потокоотклонющую композицию и возобновили закачку воды в максимальных объемах до восстановления пластового давления до 28 МПа.The fifth stage (01.11.2016 - 01.03.2017). The producing well stock was stopped. A polymer-dispersed flow-diverting composition was injected into the injection wells and water injection was resumed in maximum volumes until the reservoir pressure was restored to 28 MPa.
При реализации этапов разработки залежи периодически появлялась необходимость в корректиров- 5 037109 ках сроков выполнения описанных выше этапов по причине более высокого или более низкого темпа восстановления пластового давления, чем проектировалось. По мере реализации этапов циклического воздействия проводился постоянный мониторинг изменения основных параметров работы фонда скважин (динамика забойного и пластового давления, дебиты нефти, обводненность добываемой продукции, темпы отбора от начальных извлекаемых запасов от обводненности, компенсация отборов закачкой), по результатам которого периодически производилось уточнение сроков реализации каждого этапа работ.During the implementation of the stages of reservoir development, it was periodically necessary to adjust the timing of the stages described above due to a higher or lower rate of reservoir pressure recovery than projected. As the stages of cyclical impact were implemented, constant monitoring of changes in the main parameters of the well stock was carried out (dynamics of bottomhole and reservoir pressure, oil flow rates, water cut of produced products, rates of withdrawal from the initial recoverable reserves from water cut, compensation of withdrawals by injection), based on the results of which the timing was periodically updated. implementation of each stage of work.
Результаты реализации способа подтвердили его эффективность: так, удалось не только удержать обводненность продукции практически на одном уровне, но снизить ее величину относительно начальных этапов реализации способа на 2% (фиг. 3).The results of the implementation of the method confirmed its effectiveness: thus, it was possible not only to keep the water cut of the production practically at the same level, but to reduce its value relative to the initial stages of the implementation of the method by 2% (Fig. 3).
Динамика дополнительной добычи нефти относительно прогнозного базового метода разработки залежи, предусматривающего постоянную добычу нефти и закачку воды, за счет циклической разработки за период 2015 - 2017 г. по этапам реализации способа представлена на фиг. 4.The dynamics of additional oil production relative to the predicted basic method of reservoir development, which provides for continuous oil production and water injection, due to cyclic development for the period 2015 - 2017, according to the stages of the method implementation, is shown in Fig. four.
Анализируя информацию, представленную на фиг. 4, можно с уверенностью утверждать об эффективности реализации способа разработки на семилукской залежи восточного блока Т-ского месторождения. За счет воздействия на матричную часть пласта и вытеснения остаточной нефти из нее в трещины при создании перепадов пластового давления и знакопеременных градиентов давления в зонах отбора и нагнетания, а также изменения реологии флюида в процессе его фильтрации в пласте по причине изменения его скорости продвижения, дополнительная добыча нефти за 2014 - 2018 г. составила 7449 т. За период реализации способа по циклическому воздействию в 2015 - 2017 г. прирост КИН по залежи составил 0,31%.Analyzing the information presented in FIG. 4, we can confidently assert the effectiveness of the implementation of the development method at the Semilukskaya deposit of the eastern block of the T-field. Due to the impact on the matrix part of the reservoir and the displacement of residual oil from it into the fractures when creating reservoir pressure drops and alternating pressure gradients in the withdrawal and injection zones, as well as changes in the rheology of the fluid during its filtration in the reservoir due to a change in its advance rate, additional production of oil in 2014 - 2018 amounted to 7449 tons. During the period of implementation of the method for cyclical impact in 2015 - 2017, the increase in oil recovery factor for the reservoir was 0.31%.
С учетом полученной технологической эффективности и экономического эффекта в объеме 272 тыс. долл. США, за первый цикл осуществления способа, с апреля 2017 г. на залежи начат второй, повторный цикл работ по всем изложенным выше этапам. В 2018 г. начато тиражирование способа по комплексному физико-гидродинамическому воздействию дополнительно на трех объектах других месторождений.Taking into account the obtained technological efficiency and economic effect in the amount of US $ 272 thousand, for the first cycle of the method implementation, from April 2017, the second, repeated cycle of work on all the stages set out above began on the deposit. In 2018, the replication of the method for the complex physical and hydrodynamic impact was started additionally at three objects of other fields.
На основании вышеизложенного можно сделать вывод о том, что заявляемое изобретение обеспечивает получение технического результата, заключающегося в повышении нефтеизвлечения из низкопроницаемых разностей пород-коллекторов нефтяной залежи.Based on the foregoing, it can be concluded that the claimed invention provides a technical result, which consists in increasing oil recovery from low-permeability reservoir rocks of an oil reservoir.
Источники информации:Sources of information:
1. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. Монография. - М.: КубК-а, 1977, с. 232-2331. Galeev R.G. Increase in the production of hard-to-recover hydrocarbon reserves. Monograph. - M .: KubK-a, 1977, p. 232-233
2. RU 2614834, МПК Е21В 43/20, опубл. 2017. 03.29.2. RU 2614834, IPC Е21В 43/20, publ. 2017.03.29.
3. RU 2099513, МПК Е21В 43/20, опубл. 1997.12.20.3. RU 2099513, IPC Е21В 43/20, publ. 1997.12.20.
4. RU 2513787, МПК Е21В 43/20, опубл. 2014. 04.20.4. RU 2513787, IPC Е21В 43/20, publ. 2014.04.20.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900259A EA037109B1 (en) | 2019-04-16 | 2019-04-16 | Method for oil reservoir development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900259A EA037109B1 (en) | 2019-04-16 | 2019-04-16 | Method for oil reservoir development |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201900259A1 EA201900259A1 (en) | 2020-10-30 |
| EA037109B1 true EA037109B1 (en) | 2021-02-08 |
Family
ID=73129277
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201900259A EA037109B1 (en) | 2019-04-16 | 2019-04-16 | Method for oil reservoir development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA037109B1 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114810007B (en) * | 2022-03-17 | 2024-01-23 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | Energy storage permeability increasing evaluation method suitable for low-permeability oil reservoir |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2418155C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage |
| RU2481465C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
-
2019
- 2019-04-16 EA EA201900259A patent/EA037109B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2418155C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage |
| RU2481465C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201900259A1 (en) | 2020-10-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Jin et al. | An analytical model for water coning control installation in reservoir with bottomwater | |
| RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2231631C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| Khuzin et al. | Influence of hydraulic compression on porosity and permeability properties of reservoirs | |
| RU2513787C1 (en) | Method for oil deposit development based on system address action | |
| EA037109B1 (en) | Method for oil reservoir development | |
| RU2547530C1 (en) | Method of development of gas-and-oil reservoirs | |
| RU2614834C1 (en) | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood | |
| RU2072033C1 (en) | Method for after-exploitation oil deposit | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2676344C1 (en) | Method for waterflooding producing reservoirs of mature oil and gas pools | |
| RU2087686C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2526922C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2003111855A (en) | METHOD FOR DEVELOPING OIL DEPOSIT | |
| RU2150578C1 (en) | Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2301326C1 (en) | Oil field development control method | |
| Holditch et al. | Large fracture treatments may unlock tight reservoirs. Pt. 1 | |
| RU2819856C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2197604C2 (en) | Method of drowned oil pool development at late stage | |
| RU2091569C1 (en) | Method of development of nonuniform oil pool | |
| RU2162141C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| Chizhov et al. | Improving the technology of opening productive layers to boost the productivity of exploration and production wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ KG TJ TM |