RU2090743C1

RU2090743C1 - Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones

Info

Publication number: RU2090743C1
Application number: RU94029783A
Authority: RU
Inventors: Р.Г. Рамазанов; И.М. Бакиров; А.Ш. Ситдиков
Original assignee: Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1994-08-09
Filing date: 1994-08-09
Publication date: 1997-09-20
Also published as: RU94029783A

Abstract

FIELD: oil-producing industry. SUBSTANCE: injection wells are located along the line of pitching-out of reservoir. In immediate vicinity of wells and parallel to lines of reservoir pitching-out, wellbores of producing wells are located or rows of vertical producing wells. Reagent is injected into injection wells after increase of formation pressure in these wells exceeding the initial one by 5-10%. EFFECT: cut down material expenditures for injection of displacing agent and increased oil recovery. 1 dwg

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных неоднородными коллекторами, имеющими зоны выклинивания. The invention relates to the field of development of oil fields represented by heterogeneous reservoirs having pinch-out zones.

Известен способ разработки нефтяной и нефтегазовой залежи, предусматривающий закачку смешивающегося агента в нефтяную зону вблизи водоносного контакта и закачку воды в водоносную зону [1]
Недостатком способа являются нерационально большие объемы закачиваемой воды из-за утечек за контур нефтеносности.A known method for the development of oil and gas deposits, providing for the injection of a mixing agent into the oil zone near the aquifer and the injection of water into the aquifer [1]
The disadvantage of this method is the irrationally large volumes of injected water due to leaks in the oil circuit.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, имеющей зоны выклинивания и включающий системное размещение вдоль контура нефтеносности вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие продуктивного пласта горизонтальными и вертикальными стволами, закачку химических реагентов [2]
Существенным недостатком способа является то, что в условиях неоднородного коллектора происходит значительный отток закачиваемой воды в законтурную зону. Это приводит к большим экономическим затратам, при фиксированных затратах к низкому нефтеизвлечению.The closest in technical essence to the proposed one is a method of developing an oil reservoir having pinch-out zones and including systematic placement of vertical production and injection wells along the oil profile, opening of the reservoir by horizontal and vertical shafts, injection of chemical reagents [2]
A significant disadvantage of this method is that under conditions of a heterogeneous collector there is a significant outflow of injected water into the marginal zone. This leads to large economic costs, at a fixed cost to low oil recovery.

Целью предлагаемого способа является уменьшение материальных затрат на закачку вытесняющего агента и увеличение нефтеизвлечения. The aim of the proposed method is to reduce the material cost of pumping a displacing agent and increase oil recovery.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим системное размещение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие продуктивного пласта горизонтальными и вертикальными стволами, закачку химических реагентов. This goal is achieved by the described method, including the systematic placement of vertical production and injection wells, opening the reservoir with horizontal and vertical shafts, and the injection of chemicals.

Новым является то, что нагнетательные скважины размещают вдоль линий выклинивания коллектора, в непосредственной близости от которых и параллельно линиям выклинивания коллектора располагаются горизонтальные стволы добывающих скважин или ряды вертикальных добывающих скважин, при этом закачку химических реагентов осуществляют после повышения пластового давления в этих скважинах выше начального давления на 5-10%
На чертеже представлена схема одного из вариантов размещения горизонтальных и вертикальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин по предлагаемому способу.What is new is that injection wells are placed along the reservoir wedging lines, in the immediate vicinity of which horizontal wells of production wells or rows of vertical production wells are located in parallel with the reservoir wedging lines, and chemical reagents are injected after increasing the reservoir pressure in these wells above the initial pressure 5-10%
The drawing shows a diagram of one of the options for placing horizontal and vertical production and vertical injection wells according to the proposed method.

Способ осуществляют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.

Залежь, представленную неоднородными коллекторами, разбуривают редкой сеткой вертикальных скважин, определяют геолого-физические характеристики залежи, положение контуров нефтеносности и зон выклинивания коллекторов. Затем осуществляют размещение проектных скважин согласно предлагаемому способу. Для этого нагнетательные скважины размещают вдоль зон выклинивания. Параллельно границам зон выклинивания размещают горизонтальные добывающие скважины. В нагнетательные скважины первоначально закачивают обычную вытесняющую жидкость (воду) или загущенную воду до повышения пластового давления на 5-10% от первоначального, затем закачивают химический реагент, повышающий приемистость скважин (например, соляную кислоту). Как правило, в условиях терригентных коллекторов в области выклинивания происходит увеличение карбонатности, поэтому закачка химического реагента приводит к повышению приемистости нагнетательных скважин, к улучшению фильтрационных характеристик в этих зонах. Предварительное повышение пластового давления обеспечивает выравнивание оторочки химического реагента, что приводит к увеличению охвата пласта заводнением. The reservoir, represented by heterogeneous reservoirs, is drilled with a rare grid of vertical wells, the geological and physical characteristics of the reservoir, the position of the oil contours and reservoir pinch zones are determined. Then carry out the placement of design wells according to the proposed method. For this, injection wells are placed along the wedging zones. Parallel to the borders of the wedging zones, horizontal production wells are placed. Conventional displacing fluid (water) or thickened water is initially pumped into injection wells to increase reservoir pressure by 5-10% of the original, then a chemical reagent is added to increase the injectivity of the wells (for example, hydrochloric acid). As a rule, in conditions of terrigenous reservoirs in the wedging area, an increase in carbonate content occurs, therefore, the injection of a chemical reagent leads to an increase in the injectivity of injection wells, to an improvement in the filtration characteristics in these zones. A preliminary increase in reservoir pressure ensures the alignment of the rim of the chemical reagent, which leads to an increase in the coverage of the formation by water flooding.

Повышение пластового давления позволяет заблокировать высокопроницаемые направления благодаря тому, что закачиваемая вода (или загущенная вода) в первую очередь двигается в этих направлениях и повышает пластовое давление в этих зонах. После закачки расчетных объемов химических реагентов пускают в работу добывающие скважины. Нагнетательные скважины переводят под закачку вытесняющего агента. Закачиваемая жидкость, отражаясь от непроницаемого барьера (зона выклинивания) двигается равномерным фронтом, близким по форме к прямолинейному виду к горизонтальным добывающим скважинам. Размещение нагнетательных скважин около зон выклинивания исключает оттоки за пределы залежи химических реагентов и вытесняющей жидкости. Последняя двигается перпендикулярно равномерным фронтом к забоям горизонтальных добывающих скважин. Это приводит к выравниванию времени подхода фронта воды во всех направлениях. То есть происходит одновременный подход вытесняющей жидкости к горизонтальному стволу скважин во всех точках. Благодаря этому исключается преждевременное обводнение части вскрытого интервала в высокопроводимых зонах до выработки запасов нефти. Происходит равномерное вытеснение с максимальным охватом, снижается объем попутно добываемой вытесняющей жидкости и, как следствие, повышается нефтеизвлечение. Increasing reservoir pressure allows you to block highly permeable directions due to the fact that the injected water (or thickened water) primarily moves in these directions and increases reservoir pressure in these areas. After the calculated volumes of chemical reagents are injected, production wells are put into operation. Injection wells are transferred to pump the displacing agent. The injected liquid, reflected from the impermeable barrier (pinch-out zone) moves with a uniform front, close in shape to a straight line view to horizontal production wells. The placement of injection wells near the wedging zones eliminates outflows beyond the boundaries of the chemical reagent and displacement fluid. The latter moves perpendicularly to a uniform front towards the bottom faces of horizontal producing wells. This leads to equalization of the time of approach of the water front in all directions. That is, there occurs a simultaneous approach of the displacing fluid to the horizontal wellbore at all points. Due to this, premature flooding of part of the opened interval in highly conductive zones to the development of oil reserves is eliminated. Uniform displacement occurs with maximum coverage, the volume of produced extrusion fluid simultaneously decreases, and, as a result, oil recovery increases.

Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.

Осуществление способа рассмотрим на примере разработки участка залежи (см. фиг.). Участок имеет размеры 2500х2000 м, с одной стороны границей залежи служит водонефтяной контур, с другой линии выклинивания коллектора. Со стороны выклинивания коллекторские характеристики ухудшаются (проницаемость 0,100 0,150 мкм², пористость 15-20%), увеличивается карбонатность до 10% В среднем по участку проницаемость 0,400 мкм², пористость 20% Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2 до 10 м к купольной части структуры.The implementation of the method we consider on the example of the development of the site deposits (see Fig.) The site has dimensions of 2500x2000 m, on the one hand, the oil-water contour serves as the boundary of the reservoir, and on the other, the reservoir is wedged out. On the wedging side, the collection characteristics deteriorate (permeability 0.100 0.150 μm ² , porosity 15-20%), carbonate content increases to 10%. The average permeability in the area is 0.400 μm ² , porosity 20%. The effective oil-saturated thickness varies from 2 to 10 m to the dome part of the structure. .

По результатам исследований скважин поисково-разведочного бурения на участке пробурили первоначальные вертикальные скважины (скв. 1-6) по сетке 1200х1200 с. Определили в этих скважинах толщины, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, глинистость и карбонатность пластов. Исследовали физико-химические свойства нефтей. Построили литологические карты пластов и подсчитали их запасы. Определили положение зон выклинивания коллекторов непроницаемыми породами, содержание в этих породах карбонатов. В рассмотренном примере линия зоны выклинивания проходит по скв. 2-1-3. Приступили к осуществлению предлагаемого способа. Пробурили и пустили под нагнетание скважины, расположенные вблизи линии выклинивания коллектора. Добывающие скважины, размещенные в этой зоне, пробурили с горизонтальными стволами в продуктивной части залежи (1, 2 и более рядов скважин). После закачки 60 тыс. м³ воды в нагнетательные скважины, что привело к повышению пластового давления с 11,0 МПа до 12,0 МПа, закачали 7,2 тыс м³ 24%-ной соляной кислоты. Приемистость скважин при этом увеличилась с 30 м³/сут до 150 м³/сут. Дебиты добывающих горизонтальных скважин выросли с 10 до 20 т/сут. Выросли дебиты добывающих скважин по всей залежи в среднем с 5 до 8 т/сут. За год добыли 23,46 тыс. т нефти дополнительно.Based on the results of research of exploratory drilling wells, initial vertical wells were drilled in the area (wells 1-6) along a grid of 1200x1200 s. The thickness, porosity, permeability, oil saturation, clay and carbonate of the strata were determined in these wells. The physicochemical properties of oils were investigated. We built lithological maps of the strata and calculated their reserves. We determined the position of the pinch-out zones of the reservoirs by impermeable rocks, and the content of carbonates in these rocks. In the considered example, the line of the wedging zone runs along the well. 2-1-3. Started the implementation of the proposed method. They drilled and launched wells for injection, located near the line of wedging out of the reservoir. Production wells located in this zone were drilled with horizontal shafts in the productive part of the reservoir (1, 2 or more rows of wells). After 60 thousand m ^{3 of} water were injected into injection wells, which led to an increase in reservoir pressure from 11.0 MPa to 12.0 MPa, 7.2 thousand m ^{3 of} 24% hydrochloric acid was pumped. The injectivity of wells increased from 30 m ³ / day to 150 m ³ / day. The production rates of producing horizontal wells increased from 10 to 20 tons / day. The production rates of producing wells across the entire deposit increased from an average of 5 to 8 tons / day. During the year, 23.46 thousand tons of oil were additionally produced.

Claims

A method of developing an oil reservoir having a pinch-out zone, including systematic placement of vertical production and injection wells, opening a reservoir by horizontal and vertical shafts and injecting chemicals, characterized in that the injection wells are placed along the pinch-out line of the reservoir, in the immediate vicinity of which and in parallel horizontal pinholes of production wells or rows of vertical production wells, and this the injection of chemicals into the injection wells is carried out after increasing the reservoir pressure in these wells above the initial value by 5 10%