RU2065937C1

RU2065937C1 - Method of developing oil pool

Info

Publication number: RU2065937C1
Application number: RU95108726A
Authority: RU
Inventors: А.А. Хусаинова; А.И. Иванов; Г.Г. Ганиев; С.Ю. Ненароков; А.М. Гайнаншина; Э.Т. Юлгушев; А.А. Просвирин
Original assignee: Акционерное общество закрытого типа "Татнефтеотдача"
Priority date: 1995-06-08
Filing date: 1995-06-08
Publication date: 1996-08-27
Also published as: RU95108726A

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: invention relates to the late-stage development of oil pool and consists in the following. A sector is chosen confined with lithologic substitution in non-reservoir and/or with outer oil-saturation outline, and/or with sets of injection wells. Working medium is pumped in a cycling mode. On the oil pool area, those injecting wells to be pumped in with polymer material are selected that are situated inside the chosen development sector near high-yield productive wells. Polymer material and then working medium are pumped in. Period of cyclic-mode pumping in of the latter is increased by a factor of 2 to 3. Development is carried out when maintaining formation pressure providing equality of annual volumes of pumping in and withdrawal of liquid. As working medium, an associated bed water with density 1.04-1.14 g/cu.cm is utilized. EFFECT: increased oil production. 2 cl

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a heterogeneous oil reservoir.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добываемой продукции.A known method for the development of oil deposits, including the injection of a working agent through injection wells and the selection of oil through production wells [1]
The known method does not allow to develop an oil reservoir with high oil recovery due to the rapid flooding of the produced products.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимерного материала [2]
Известный способ позволяет выравнить фронт нагнетания рабочего агента за счет снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта. Однако этот способ малоэффективен при разработке залежи в циклическом режиме. По-видимому, циклический режим работы нагнетательных скважин способствует нахождению рабочим агентом новых языков прорыва к добывающим скважинам. В результате ожидаемый эффект от применения полимерного заводнения не достигается.Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells and injection through injection wells of a working agent and a solution of polymer material [2]
The known method allows to equalize the front of the injection of the working agent by reducing the permeability of highly permeable zones of the formation. However, this method is ineffective when developing deposits in a cyclic mode. Apparently, the cyclic mode of operation of injection wells helps the working agent to find new breakthrough languages for production wells. As a result, the expected effect of the use of polymer flooding is not achieved.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи. The aim of the invention is to increase oil recovery deposits.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимерного материала, согласно изобретению на поздней стадии разработки на залежи выделяют участок, ограниченный литологическим замещением на неколлектор и/или внешним контуром нефтеносности, и/или рядами нагнетательных скважин, на нем выделяют нагнетательные скважины под закачку раствора полимерного материала, размещенные вблизи с добывающими скважинами с высоким дебитом, а закачку рабочего агента производят в циклическом режиме, при этом после закачки раствора полимерного материала периоды циклического режима закачки рабочего агента увеличивают в 2-3 раза, и разработку ведут в режиме поддержания пластового давления при условии соответствия годовых объемов закачки и отбора жидкости. This is achieved by the fact that in the method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells and pumping through the injection wells of a working agent and a solution of polymer material, according to the invention, at a later stage of development, a section is limited to deposits that is limited by lithological substitution to a non-reservoir and / or external circuit oil, and / or rows of injection wells, injection wells are allocated on it for injection of a solution of polymer material, located close to production wells with a high flow rate, and the injection of the working agent is carried out in a cyclic mode, while after the injection of the polymer material solution, the periods of the cyclic mode of injection of the working agent are increased by 2-3 times, and development is carried out in the mode of maintaining reservoir pressure, provided that the annual volumes of injection and fluid withdrawal correspond .

В качестве рабочего агента используют попутную бобриковскую пластовую воду плотностью 1,04-1,14 г/см³.As a working agent, associated Bobrikovsky produced water with a density of 1.04-1.14 g / cm ^{3 is used} .

Существенными признаками изобретения являются: отбор нефти через добывающие скважины; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; закачка раствора полимерного материала через нагнетательные скважины; проведение процесса на поздней стадии разработки; выделение участка разработки, ограниченного литологическим замещением на коллектор, внешним контуром нефтеносности и рядами нагнетательных скважин; проведение закачки рабочего агента в циклическом режиме; выделение на участке разработки для закачки раствора полимерного материала нагнетательных скважин, размещенных внутри выделенного участка разработки и вблизи с добывающими скважинами с высоким дебитом; увеличение периодов закачки рабочего агента в 2-3 раза после закачки раствора полимерного материала; проведение разработки в режиме поддержания пластового давления при соответствии годовых объемов закачки и отбора жидкости; использование в качестве рабочего агента попутной бобриковской пластовой воды плотностью 1,04-1,14 г/см³.The essential features of the invention are: the selection of oil through production wells; injection of a working agent through injection wells; injection of a solution of polymer material through injection wells; conducting the process at a late stage of development; the allocation of the development site, limited lithological substitution for the reservoir, the external contour of the oil and the rows of injection wells; carrying out the injection of the working agent in cyclic mode; the allocation at the development site for injection of a solution of the polymeric material of injection wells located inside the selected development area and close to producing wells with high production rates; increase in the periods of injection of the working agent by 2-3 times after injection of a solution of a polymer material; development in the mode of maintaining reservoir pressure in accordance with the annual volume of injection and fluid withdrawal; use as a working agent of associated Bobrikovsky produced water with a density of 1.04-1.14 g / cm ³ .

Закачиваемый в нагнетательную скважину раствор полимерного материала кольматирует поры в первую очередь в высокопроницаемых зонах пласта. При этом средняя проницаемость пласта снижается. В этих условиях циклическое воздействие рабочего агента начинает сказываться тем в меньшей степени, чем ниже становится проницаемость пласта. Циклическое воздействие с короткими циклами приводит к колебаниям рабочего агента около нагнетательных скважин и в меньшей степени способно проявлять себя как вытесняющее действие. The polymer material solution injected into the injection well colmatizes the pores primarily in highly permeable zones of the formation. In this case, the average permeability of the formation is reduced. Under these conditions, the cyclic effect of the working agent begins to affect the lesser the lower the permeability of the formation. Cyclic exposure with short cycles leads to fluctuations of the working agent near injection wells and is less able to manifest itself as a displacing effect.

С увеличением периодов циклической закачки рабочего агента увеличивается длительность оказываемого давления на низкопористые участки, а изменение градиентов потоков в пласте происходит в меньшей степени. Однако решающим оказывается длительность воздействия. С ее увеличением увеличивается охват пласта воздействием и возрастает нефтеотдача залежи. Порядок увеличения периодов закачки рабочего агента в 2-3 раза подобран практически и является оптимальным с точки зрения увеличения нефтеотдачи. With increasing periods of cyclic injection of the working agent, the duration of the pressure exerted on the low-porous sections increases, and the change in the flow gradients in the formation occurs to a lesser extent. However, the duration of exposure is decisive. With its increase, the coverage of the formation increases and the oil recovery of the reservoir increases. The procedure for increasing the working agent injection periods by 2–3 times is practically selected and is optimal from the point of view of increasing oil recovery.

Способ наиболее эффективен на поздней стадии разработки залежи, когда залежь значительно обводнена. The method is most effective in the late stage of reservoir development, when the reservoir is significantly flooded.

Проведение процесса на ограниченном участке залежи, выделенном по литологическим замещениям на неколлектор или по внешнему контуру нефтеносности, или по рядам нагнетательных скважин, или по совокупности этих признаков позволяет осуществить действия способа изолированно от воздействий с других участков залежи. The process in a limited area of the reservoir, distinguished by lithological substitutions for the non-reservoir or by the external contour of the oil content, or by the rows of injection wells, or by the combination of these features allows the method to operate in isolation from effects from other parts of the reservoir.

Закачка раствора в нагнетательные скважины, размещенные внутри участка разработки и вблизи с добывающими скважинами с высоким дебитом, позволяет осуществить способ с максимальной эффективностью, поскольку площадь воздействия при этом значительно увеличивается, и воздействие проходит на участках с наибольшей неоднородностью и проницаемостью. The injection of the solution into the injection wells located inside the development area and close to the production wells with high production rates allows the method to be implemented with maximum efficiency, since the impact area is significantly increased, and the effect takes place in areas with the greatest heterogeneity and permeability.

Проведение разработки в режиме поддержания пластового давления при соответствии годовых объемов закачки и отбора жидкости позволяет сохранить темпы разработки залежи после полимерного заводнения. Carrying out the development in the mode of maintaining reservoir pressure with the corresponding annual volumes of injection and fluid withdrawal allows maintaining the pace of reservoir development after polymer flooding.

Использование в качестве рабочего агента попутной бобриковской пластовой воды плотностью 1,04-1,14 г/см³ дает наибольший эффект при разработке данной залежи вследствие наилучшей совместимости рабочего агента и пластовых флюидов.Use as a working agent of associated Bobrikovsky produced water with a density of 1.04-1.14 g / cm ³ gives the greatest effect in the development of this reservoir due to the best compatibility of the working agent and formation fluids.

Физико-химические свойства бобриковской пластовой воды. Physico-chemical properties of Bobrikovskaya formation water.

Общая минерализация 6619,6 мг•экв/л, плотность 1,1519 г/см³, содержание СL^- 117183,52 мг/л, SO $\binom{2-}{4}$ 144 мг/л, HCO $\binom{-}{3}$ 73,2 мг/л; Са²⁺ 11763,48 мг/л; Мg²⁺ 6808,5 мг/л; Nа⁺ + K⁺ 2409,6 мг/л. Попутную бобриковскую пластовую воду получают смешением пресной воды с плотностью 1,0 г/см³ с пластовой бобриковской водой в различных соотношениях до плотности 1,04-1,14 г/см ³. П р и м е р 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками; проницаемость 0,408 Д; пористость 0,2; мощность пласта 5,5 м; глубина пласта 1220 м; пластовая температура 36 ^oС; начальное пластовое давление 11,8 МПа; плотность нефти в пласт.усл. 0,846 г/см ³; газовый фактор 16,7 м³ /т; давление насыщения 3,3 МПа; вязкость нефти в пласт.усл. 15 сП; значение проницаемости по зонам пласта 0,110-0,928 Д.Total mineralization 6619.6 mg • equiv / l, density 1.1519 g / cm ³ , CL content ^- 117183.52 mg / l, SO $\binom{2-}{4}$ 144 mg / L, HCO $\binom{-}{3}$ 73.2 mg / l; Ca ²⁺ 11763.48 mg / l; Mg ²⁺ 6808.5 mg / L; Na ⁺ + K ⁺ 2409.6 mg / l. Associated Bobrikovsky produced water is obtained by mixing fresh water with a density of 1.0 g / cm ³ with produced Bobrikovsky water in various proportions up to a density of 1.04-1.14 g / cm ³ . PRI me R 1. Develop an oil reservoir with the following characteristics; permeability of 0.408 D; porosity 0.2; reservoir thickness 5.5 m; formation depth 1220 m; reservoir temperature 36 ^o C; initial reservoir pressure of 11.8 MPa; oil density in plast. 0.846 g / cm ³ ; gas factor 16.7 m ³ / t; saturation pressure 3.3 MPa; oil viscosity in plast. 15 cP; the value of permeability in the zones of the formation of 0.110-0.928 D.

Коллектор терригенный, песчаник, алевролит. The reservoir is terrigenous, sandstone, siltstone.

На залежи длиной 25 км и шириной 10 км закачивают рабочий агент через 138 нагнетательных скважин и отбирают нефть через 378 добывающих скважин. Разработку ведут до снижения пластового давления с 11,8 МПа до 9,5 МПа и выработки 70% запасов залежи. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины проводят в циклическом режиме: 5-14 сут закачка, 5-14 сут остановка. A working agent is pumped into reservoirs 25 km long and 10 km wide through 138 injection wells and oil is taken through 378 production wells. Development is carried out until the reservoir pressure decreases from 11.8 MPa to 9.5 MPa and 70% of the reserves are developed. The injection of the working agent through injection wells is carried out in a cyclic mode: 5-14 days injection, 5-14 days stop.

На залежи выделяют участок разработки длиной 8 км и шириной 7 км. Участок ограничен с севера литилогическим замещением на коллектор, с юга внешним контуром нефтеносности, с запада и востока рядами нагнетательных скважин. The development area is 8 km long and 7 km wide. The site is limited from the north by lithological substitution for the reservoir, from the south by an external oil contour, from the west and east by rows of injection wells.

На участке 40 нагнетательных и 96 добывающих скважин. At the site of 40 injection and 96 production wells.

20 нагнетательных скважин выделяют под закачку раствора полимерного материала. Эти скважины размещены в центральной части залежи вблизи с добывающими скважинами, имеющими дебит более 20 т/сут. В 20 выделенных скважин закачивают 0,3% -ный водный раствор полиакриламида в объеме 3000 м³/год на одну скважину. После закачки раствора полимерного материала проводят закачку воды в нагнетательные скважины в циклическом режиме: 15-30 сут закачка, 15030 сут остановка, т.е. с увеличенными в 2-3 раза периодами. При этом залежь разрабатывают в режиме поддержания пластового давления при соответствии годовых объемов закачки и отбора жидкости: годовой объем закачки рабочего агента 71596,1 тыс.м³, годовой объем дебитов жидкости 70451,5 тыс.м³.20 injection wells are allocated for the injection of a solution of polymer material. These wells are located in the central part of the reservoir close to production wells with a flow rate of more than 20 tons / day. In 20 selected wells, a 0.3% aqueous solution of polyacrylamide is injected in a volume of 3000 m ³ / year per well. After injection of the polymer material solution, water is injected into the injection wells in a cyclic mode: 15-30 days injection, 15030 days shutdown, i.e. with periods 2-3 times increased. At the same time, the reservoir is developed in the mode of maintaining reservoir pressure in accordance with the annual volume of injection and fluid withdrawal: the annual volume of injection of the working agent is 71,596.1 thousand m ³ , the annual volume of fluid flow rate is 70,451.5 thousand m ³ .

П р и м е р 2. Выполняют, как пример 1, но в качестве рабочего агента используют попутную бобриковскую пластовую воду с плотностью от 1,04 до 1,14 г/см ³ на разных участках разработки залежи. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 4-6%PRI me R 2. Perform, as example 1, but as a working agent using associated Bobrikovsky formation water with a density of from 1.04 to 1.14 g / cm ³ in different areas of the development of deposits. The application of the proposed method will increase oil recovery by 4-6%

Claims

1. A method of developing an oil deposit, including the selection of oil through production wells and injection through the injection wells of a working agent and a solution of polymer material, characterized in that at a late stage of development, a section is allocated to the deposits, limited by lithological substitution for a non-reservoir, and / or an external oil circuit , and / or rows of injection wells, injection wells are allocated for injecting a solution of polymer material located close to producing wells with high flow rates, and The working agent is pumped in a cyclic mode, and after the polymer material solution is injected, the periods of the cyclic mode of the working agent injection are increased by 2 to 3 times and development is carried out in the mode of maintaining reservoir pressure, provided that the annual volumes of injection and fluid withdrawal are consistent.

2. The method according to claim 1, characterized in that as a working agent use associated Bobrikovsky produced water with a density of 1.04 1.14 g / cm ³ .