RU2094597C1

RU2094597C1 - Method for completion of gas injection wells

Info

Publication number: RU2094597C1
Authority: RU
Inventors: И.Н. Стрижов; Г.С. Степанова; Р.У.Р. Хурадо; М.Ю. Захаров; З.С. Юсупова; И.Т. Мищенко; А.Т. Кондратюк
Original assignee: Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина
Priority date: 1992-10-12
Filing date: 1992-10-12
Publication date: 1997-10-27

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: method allows for increased embracing of oil deposit by displacing agent. According to method, gas injection wells are initially operated as producing wells at bottom-hole pressure below saturation pressure. Fluid are taken from gas injection well until average gas saturation of collector reaches 0.5-10% of volume of reservoir pores. Then delivered into gas injection well is beneficated gas in volume required for achieving mixing displacement in reservoir, after that dry gas is injected into thus created fringe of beneficated gas by means of pressure-forcing. EFFECT: high efficiency. 1 cl

Description

Изобретение относится к скважинной разработке нефтяных месторождений. The invention relates to the downhole development of oil fields.

Известен способ освоения газонагнетательных скважин путем солянокислотных обработок [1] Благодаря применению этого метода увеличивается проницаемость пласта в призабойной зоне. There is a method of developing gas injection wells by hydrochloric acid treatments [1] Through the use of this method, the permeability of the formation in the bottomhole zone is increased.

Недостатком этого способа является неравномерное поступление кислоты в зоне с различной проницаемостью. Наибольшее количество кислоты поступает в высокопроницаемые зоны и неоднородность коллектора в результате возрастает, что способствует росту приемистости скважин и более неравномерному распределению закачиваемого вытесняющего агента по интервалам перфорации. The disadvantage of this method is the uneven flow of acid in the zone with different permeability. The greatest amount of acid enters the highly permeable zones and the reservoir heterogeneity increases as a result, which contributes to an increase in the injectivity of the wells and a more uneven distribution of the injected displacing agent over the perforation intervals.

Известен способ освоения газонагнетательных скважин, когда для выравнивания профиля приемистости в пласт закачивают пенообразующие составы [2] Благодаря тому, что фильтрационные сопротивления для пены в высокопроницаемых зонах выше, чем в низкопроницаемых6 происходит необходимое перераспределение потоков закачиваемого газа. There is a known method for developing gas injection wells when foaming compositions are injected into the formation to equalize the injectivity profile [2] Due to the fact that the filtration resistances for foam in higher-permeability zones are higher than in low-permeability zones6, the necessary redistribution of injected gas flows occurs.

Недостатком этого способа является слабопрогнозируемое поведение пен в пористой среде. Они могут разрушаться при контакте с с остаточной нефтью. Сопротивление течению пен в трещинах незначительны и они могут не являться препятствием при прорывах газа. The disadvantage of this method is the poorly predicted behavior of foams in a porous medium. They can be destroyed by contact with residual oil. Resistance to the flow of foams in cracks is insignificant and they may not be an obstacle for gas breakthroughs.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ освоения газонагнетательных скважин, включающий эксплуатацию скважин при давлениях ниже давления насыщения, а также нагнетание газа и воды [3]
Недостатком данного способа является низкий охват пласта вытесняющим агентом.Closest to the proposed technical essence and the achieved result is a method of developing gas injection wells, including the operation of wells at pressures below the saturation pressure, as well as injection of gas and water [3]
The disadvantage of this method is the low coverage of the reservoir displacing agent.

Задачей данного изобретения является повышение охвата пласта вытесняющим агентом за счет предварительного частичного разгазирования нефти в пласте и, как следствие, повышение нефтеотдачи. The objective of the invention is to increase the coverage of the formation with a displacing agent due to the preliminary partial degassing of oil in the formation and, as a result, increase oil recovery.

Поставленная задача решается предлагаемым способом освоения газонагнетательных скважин, включающим эксплуатацию скважин при давлениях ниже давления насыщения, нагнетания газа и воды, в котором согласно изобретению сначала нагнетательную скважину эксплуатируют при забойных давлениях ниже давления насыщения до создания в пласте средней газонасыщенности, составляющей от 0,5 до 10% от объема пор пласта, а затем в эту скважину нагнетают обогащенный газ в количестве, необходимом для достижения смешивающегося вытеснения, после чего оторочку обогащенного газа проталкивают сухим газом. The problem is solved by the proposed method for the development of gas injection wells, including the operation of wells at pressures below the saturation pressure, gas and water injection, in which according to the invention, the injection well is first operated at bottomhole pressures below the saturation pressure until an average gas saturation of from 0.5 to 10% of the pore volume of the formation, and then enriched gas is injected into this well in the amount necessary to achieve miscible displacement, after which the rim enriched gas is pushed with dry gas.

В предпочтительном варианте попеременно с газом в пласт нагнетают жидкость. In a preferred embodiment, fluid is injected into the formation alternately with gas.

Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.

Сначала скважину, в которую предполагается закачивать газообразный вытесняющий агент, эксплуатируют при давлениях ниже давления насыщения. Чем ниже забойное давление в этой скважине, тем лучше, так как при этом перекрываются (смыкаются) трещины в наиболее проницаемых пропластках и истощение зон с различными коллекторскими свойствами происходит более равномерно. Дебит этой скважины может ограничиваться только технологическими аспектами, такими, как разрушение коллектора (вынос песка), снижение дебитов из-за неблагоприятного соотношения фазовых проницаемостей, отсутствие оборудования, позволяющего эксплуатировать скважину с высоким газовым фактором или другими причинами. First, the well into which the gaseous displacing agent is supposed to be injected is operated at pressures below the saturation pressure. The lower the bottomhole pressure in this well, the better, since it overlaps (closes) the cracks in the most permeable layers and the depletion of zones with different reservoir properties occurs more evenly. The production rate of this well can be limited only by technological aspects, such as the destruction of the reservoir (sand removal), reduction of production rates due to an unfavorable ratio of phase permeabilities, and the lack of equipment to operate the well with a high gas factor or other reasons.

Добывающие скважины, которые окружают нагнетательную, эксплуатируются при давлениях, исключающих разгазирование нефти во всем объеме пласта. Благодаря такому сочетанию режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин достигается наибольшее разгазирование низкопроницаемых зон пласта. В высокопроницаемых зонах с хорошей гидропроводностью и пьезопроводностью протяженность зоны разгазирования меньше, чем в низкопроницаемых, поэтому для пропластков с хорошими коллекторскими свойствами добывающие скважины не являются экраном в отличие от низкопроницаемых пропластков, где разгазирование нефти происходит медленнее, но практически и не восстанавливается после прекращения отборов жидкости. Production wells that surround the injection wells are operated at pressures that prevent the degassing of oil throughout the reservoir. Thanks to this combination of production and injection wells operating modes, the greatest degassing of low-permeability formation zones is achieved. In high-permeability zones with good hydraulic conductivity and piezoconductivity, the length of the degassing zone is less than in low-permeability ones; therefore, for interlayers with good reservoir properties, production wells are not a screen, unlike low-permeability layers where oil degassing is slower, but practically does not recover after stopping fluid withdrawal .

Отбор жидкости из нагнетательной скважины производят до момента, при котором газонасыщенность коллектора составляет 0,5 10% от объема пор коллектора. Нижний предел выбирается в том случае, когда пласт имеет очень низкую проницаемость и характеризуется низкой неоднородностью. Верхний предел выбирают тогда, когда при больших расстояниях между скважинами пласт характеризуется высокой неоднородностью и проницаемостью. The selection of fluid from the injection well is carried out until the moment when the gas saturation of the reservoir is 0.5 to 10% of the pore volume of the reservoir. The lower limit is selected when the formation has a very low permeability and is characterized by low heterogeneity. The upper limit is chosen when the formation is characterized by high heterogeneity and permeability at large distances between wells.

После того, как газонасыщенность коллектора достигнет необходимых значений, переходит к нагнетанию в пласт обогащенного газа в количестве, необходимом для достижения смешивающегося вытеснения. При нагнетании обогащенного газа в высокопроницаемых пропластках давление быстро восстанавливается по нескольким причинам. Во-первых, после прекращения эксплуатации скважины по высокопроницаемым зонам происходит приток жидкости из зон, расположенных вне данного элемента системы расстановки скважин. Во-вторых, при нагнетании газа здесь быстрее восстанавливается давление, так как в начальный момент времени большая часть закачиваемого газа поступает в высокопроницаемые зоны. В-третьих, в высокопроницаемых пропластках раньше достигаются условия смесимости, в результате чего формируется вал нефти, препятствующий фильтрации газа. Снижение проводимости высокопроницаемых зон способствует перераспределению потоков закачиваемого газа в пользу низкопроницаемых зон. After the gas saturation of the reservoir reaches the required values, it proceeds to inject enriched gas into the formation in the amount necessary to achieve miscible displacement. When enriched gas is injected in highly permeable layers, pressure is quickly restored for several reasons. Firstly, after the well is shut down in highly permeable zones, fluid flows from zones outside this element of the well placement system. Secondly, when gas is injected, pressure is restored here more quickly, since at the initial time, most of the injected gas enters the highly permeable zones. Thirdly, in highly permeable interlayers, miscibility conditions are achieved earlier, as a result of which an oil shaft is formed, which prevents gas filtration. Reducing the conductivity of highly permeable zones contributes to the redistribution of injected gas flows in favor of low permeability zones.

После того, как в скважину подан обогащенный газ в необходимом количестве, переходят к закачке сухого газа, который нагнетают до достижения предельного газового фактора в добывающих скважинах. After the enriched gas is supplied to the well in the required amount, they proceed to dry gas injection, which is injected until the gas factor is reached in the producing wells.

В некоторых неоднородных пластах предварительного разгазирования нефти в области, окружающей нагнетательную скважину, недостаточно для выравнивания профиля приемистости газонагнетательной скважины. Поэтому необходимо нагнетать попеременно воду и газ. Вода будет поступать практически только в высокопроницаемые зоны, снижая в них фазовую проницаемость для газа и восстанавливая здесь давление, благодаря чему распределение закачиваемого газообразного вытесняющего агента становится более благоприятным. In some heterogeneous formations, preliminary degassing of oil in the area surrounding the injection well is not enough to even out the injectivity profile of the gas injection well. Therefore, it is necessary to pump water and gas alternately. Water will flow almost exclusively into highly permeable zones, reducing the phase permeability for gas in them and restoring pressure here, so that the distribution of the injected gaseous displacing agent becomes more favorable.

Пример. Месторождение нефти, продуктивный пласт которого представлен слоистым песчаником, разбурено по девятиточечной системе расстановки скважин. Расстояние между скважинами в среднем составляет 500 м. Пропластки нефтенасыщенного песчаника разделены прослеживающимися по всей площади глинистыми перемычками и обладают отличными коллекторскими свойствами. Средняя эффективная толщина 10 м, средняя проницаемость 0,1 мкм², начальная нефтенасыщенность 80% Пластовое давление составляет 25,0 МПа, а давление насыщения нефти газом 23,0 МПа.Example. The oil field, the productive layer of which is represented by layered sandstone, is drilled according to a nine-point well placement system. The average distance between the wells is 500 m. The layers of oil-saturated sandstone are separated by clay bridges tracked throughout the area and have excellent reservoir properties. The average effective thickness is 10 m, the average permeability is 0.1 μm ² , the initial oil saturation is 80%. The reservoir pressure is 25.0 MPa, and the gas saturation pressure of gas is 23.0 MPa.

Сначала нагнетательные скважины эксплуатируют при забойных давлениях около 10,0 МПа, так как при дальнейшем увеличении депрессий начинается интенсивный вынос песка. При среднем дебите скважины 50 т/сут для достижения газонасыщенности, равной 3% от объема пор пласта потребуется ее эксплуатировать примерно 2 года. После этого переходят к нагнетанию в пласт обогащенного газа и воды. Сначала закачивают воду в количестве 1% объема пор пласта, а затем подают газ в количестве 3% от объема пор. В таком же режиме закачивают воду и сухой газ. Закачку вытесняющих агентов продолжают до тех пор, пока газовый фактор не достиг в добывающих скважинах 3000 м³ газа на 1 т добытой нефти.First, injection wells are operated at bottomhole pressures of about 10.0 MPa, since with a further increase in depressions, intensive sand removal begins. With an average well flow rate of 50 tons / day, to achieve a gas saturation of 3% of the pore volume of the formation, it will be required to operate it for about 2 years. After that, they switch to injecting enriched gas and water into the formation. First, water is pumped in an amount of 1% of the pore volume of the formation, and then gas is supplied in an amount of 3% of the pore volume. In the same mode, water and dry gas are pumped. The injection of displacing agents is continued until the gas factor reaches 3,000 m ^{3 of} gas per ton of oil produced in production wells.

За счет применения технологии охват пласта газом увеличился на 20% а нефтеотдача возросла на 15% Благодаря этому дополнительно добыто 137 тыс.т нефти из одного элемента системы растоновки скважин. Due to the application of the technology, gas coverage increased by 20% and oil recovery increased by 15%. This additionally produced 137 thousand tons of oil from one element of the well boring system.

Claims

1. A method of developing gas injection wells, including operating wells at pressures below the saturation pressure, injecting gas and water, characterized in that the injection well is first operated at bottomhole pressures below the saturation pressure until an average gas saturation of 0.5 to 10% of the pore volume is created in the formation layer, and then enriched gas is injected into this well in an amount necessary to achieve miscible displacement, after which the rim of the enriched gas is pushed with dry gas.

2. The method according to claim 1, characterized in that fluid is injected alternately with the gas into the formation.