RU2101476C1

RU2101476C1 - Method for development of oil deposit with gas cap

Info

Publication number: RU2101476C1
Application number: RU96122903A
Authority: RU
Inventors: Г.С. Степанова; Г.Ю. Шовкринский; В.Б. Заволжский; А.А. Ли; И.А. Бабаева; А.А. Мосина
Original assignee: Акционерное общество открытого типа "Пурнефтеотдача"
Priority date: 1996-12-03
Filing date: 1996-12-03
Publication date: 1998-01-10

Abstract

FIELD: oil and gas production industry. SUBSTANCE: according to method, injected into oil part of bed through injection wells are fringes of solvent with recovery of oil through producing wells. Used is solvent containing oil-soluble polymer and/or oil-soluble surface-active matter. Solvent is injected into preliminarily determined zones of higher gas saturation, and after injection of solvent, water is injected into oil part of bed. Water is injected periodically or permanently with various intensity. EFFECT: high efficiency. 1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с газовой шапкой. The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for developing an oil field with a gas cap.

Известен способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий осуществление барьерного заводнения, отделяющего газовую шапку от нефтяной части пласта [1]
Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеотдачи пласта.A known method of developing an oil reservoir with a gas cap, including the implementation of barrier flooding separating the gas cap from the oil part of the reservoir [1]
The disadvantage of this method is the low coefficient of oil recovery.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий закачку в нефтяную часть пласта оторочки растворителя через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. При этом растворитель закачивают под газонефтяной контакт (ГНК) или в повышенную часть пласта [2]
При применении этого способа к нефтяной залежи с газовой шапкой возникает опасность быстрого прорыва газа, так как поступление газа из газовой шапки не регулируется и обусловлено наличием депрессионных зон в пласте, образующихся при отборе нефти. Часть газа растворяется в растворителе, а часть прорывается в нефтяную зону.Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir with a gas cap, comprising injecting the rim of the solvent into the oil portion of the formation through injection wells and selecting oil through production wells. In this case, the solvent is pumped under the gas-oil contact (GOC) or in the increased part of the reservoir [2]
When this method is applied to an oil reservoir with a gas cap, there is a danger of a quick gas breakthrough, since the gas supply from the gas cap is not regulated and is due to the presence of depressed zones in the reservoir that are formed during oil recovery. Part of the gas dissolves in the solvent, and part breaks into the oil zone.

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

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающем закачку в нефтяную часть пласта оторочки растворителя через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, в качестве растворителя используют раствор, содержащий нефтерастворимый полимер и/или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество, при этом растворитель закачивают в предварительно определенные зоны с повышенной газонасыщенностью, а после закачки растворителя в нефтяную часть пласта нагнетают воду. Закачку воды осуществляют периодически или постоянно, изменяя периодически интенсивность закачки. This goal is achieved by the fact that in the method of developing an oil reservoir with a gas cap, comprising injecting the rim of the solvent into the oil portion of the formation through injection wells and selecting oil through production wells, according to the invention, a solution containing an oil-insoluble polymer and / or oil-insoluble surface is used as a solvent -active substance, while the solvent is pumped into predefined zones with high gas saturation, and after pumping the solvent into the oil part hundred injected water. Water injection is carried out periodically or continuously, periodically changing the intensity of the injection.

Существенными признаками изобретения являются: закачка в нефтяную часть пласта оторочки растворителя через нагнетательные скважины; отбор нефти через добывающие скважины; использование в качестве растворителя раствора, содержащего нефтерастворимый полимер и/или нефтерастворимое поверхностноактивное вещество; закачка растворителя в предварительно определенные зоны с повышенной газонасыщенностью; после закачки растворителя в нефтяную часть пласта нагнетание воды; осуществление периодической или постоянной закачки воды; периодическое изменение интенсивности закачки воды. The essential features of the invention are: injection of solvent rims into the oil part of the formation through injection wells; selection of oil through production wells; using as a solvent a solution containing an oil-soluble polymer and / or an oil-soluble surfactant; solvent injection into predefined zones with increased gas saturation; after injection of the solvent into the oil part of the reservoir, water injection; the implementation of periodic or continuous injection of water; periodic changes in the intensity of water injection.

Нефтяные залежи с газовой шапкой характеризуются наличием глубинных разломов. Исследования математической модели формирования таких залежей показали, что благодаря поступлению газа из глубинных разломов в нефтяной части залежи под ГНК, а также под прослоями глин формируются слои повышенной газонасыщенности. Oil cap with a gas cap are characterized by the presence of deep faults. Studies of the mathematical model of the formation of such deposits have shown that due to the flow of gas from deep faults in the oil part of the reservoir under the GOC, as well as under interlayers of clay, layers of increased gas saturation are formed.

С целью предотвращения прорывов газа из газовой шапки в добывающие скважины в предварительно определенные интервалы повышенной газонасыщенности нефтяной части пласта закачивают оторочку растворителя, содержащего нефтерастворимой полимер и/или поверхностно-активное вещество (ПАВ). Это способствует переводу свободной газовой фазы в пенообразную форму, и в этих интервалах образуется пенный барьер, который оказывает сопротивление прорыву газа в добывающие скважины из газовой шапки. In order to prevent gas breakthroughs from the gas cap into production wells, a rim of a solvent containing an oil-insoluble polymer and / or surfactant is pumped into predetermined intervals of increased gas saturation of the oil part of the formation. This contributes to the conversion of the free gas phase into a foamy form, and a foam barrier forms in these intervals, which resists breakthrough of gas into production wells from the gas cap.

После закачки оторочки растворителя в пласт в эти же интервалы закачивают воду. При этом в пласте образуется пеноэмульсионная система, то есть вода придает пене эмульгирующие свойства, что увеличивает ее стойкость. Вода увеличивает объем пенного барьера и способствует его продвижению вглубь пласта по направлению к добывающим скважинам. Таким образом, в подгазовой зоне образуется пеноэмульсионный барьер, препятствующий прорыву газа из газовой шапки в нефтяную часть пласта. After injecting the rims of the solvent into the reservoir at the same intervals, water is pumped. In this case, a foam emulsion system is formed in the formation, that is, water gives the foam emulsifying properties, which increases its resistance. Water increases the volume of the foam barrier and contributes to its movement deep into the formation towards production wells. Thus, a foam emulsion barrier is formed in the sub-gas zone, which prevents the breakthrough of gas from the gas cap into the oil part of the reservoir.

Закачку воды ведут периодически, и в периоды прекращения закачки воды при отборе нефти в пласте образуются депрессионные зоны, в которые устремляется газ из газовой шапки. Этот газ, встречая сопротивление в виде пеноэмульсионного барьера, начинает продвигать его по пласту, вытесняя при этом нефть в добывающие скважины и уменьшая их обводненность за счет частичного оттеснения воды. После накопления газа в нефтяной части пласта для предотвращения его прорыва в добывающие скважины в пласт снова закачивают воду. При этом снижается депрессия и тем самым уменьшается приток газа из газовой шапки. Таким образом, периодическая закачка воды способствует регулировке подтоков газа из газовой шапки. Water is pumped periodically, and during periods of cessation of water injection during oil withdrawal, depressed zones are formed in the formation, into which gas rushes from the gas cap. This gas, encountering resistance in the form of a foam emulsion barrier, begins to advance it through the reservoir, displacing oil into production wells and reducing their water cut due to partial displacement of water. After the accumulation of gas in the oil part of the formation to prevent its breakthrough into production wells, water is again pumped into the formation. At the same time, depression is reduced and thereby the flow of gas from the gas cap is reduced. Thus, the periodic injection of water helps to control the flow of gas from the gas cap.

Можно закачку воды осуществлять постоянно, но периодически меняя интенсивность закачки. Тогда в периоды уменьшения расхода нагнетаемой воды в пласте будут создаваться депрессионные зоны, куда устремляется газ. Периодичность закачки воды или регулирование ее расхода определяется геологическим строением пласта, соотношением высот газовой и нефтяной частей пласта. Если газовая шапка относительно невелика, или приток из нее газа затруднен наличием глинистых пропластков или низкопроницаемых разностей, то закачку воды производят периодически. Если газовая часть пласта имеет большую мощность, и поступление из нее газа не ограничено глинистыми пропластками или низкопроницаемыми участками пласта в области ГНК, то закачку воды производят непрерывно, но с различной интенсивностью. Water can be pumped continuously, but periodically changing the pumping intensity. Then, in periods of a decrease in the flow rate of injected water in the reservoir, depression zones will be created where gas rushes. The frequency of water injection or regulation of its flow rate is determined by the geological structure of the reservoir, the ratio of the heights of the gas and oil parts of the reservoir. If the gas cap is relatively small, or the flow of gas from it is hampered by the presence of clay layers or low permeability differences, then water is injected periodically. If the gas part of the formation has a large capacity, and the flow of gas from it is not limited to clay interlayers or low-permeability sections of the formation in the GOC region, then water is injected continuously, but with different intensities.

При закачке оторочки растворителя в весь интервал перфорации, включая газонасыщенные интервалы, то есть интервалы, содержащие газовую фазу в свободном состоянии, а также интервалы, не содержащие свободной газовой фазы, то в интервалах с повышенной газонасыщенностью образуется пенный барьер, а в интервалах, не содержащих свободную газовую фазу, такой барьер не образуется. При нерегулируемом потоке газа из газовой шапки газ будет прорываться в скважину через интервалы, не содержащие свободной газовой фазы, так как в них отсутствует пенный барьер, а при больших поступлениях газа он не будет успевать образовываться в этих интервалах. When solvent rims are injected into the entire perforation interval, including gas-saturated intervals, i.e., intervals containing the gas phase in the free state, as well as intervals not containing the free gas phase, a foam barrier forms in the intervals with increased gas saturation, and in the intervals not containing free gas phase, such a barrier does not form. With an unregulated flow of gas from the gas cap, gas will break into the well at intervals that do not contain a free gas phase, since there is no foam barrier in them, and with large gas flows it will not have time to form in these intervals.

Кроме того, расход реагента при этом больше. In addition, the reagent consumption is greater.

Изобретение осуществляется следующим образом. The invention is as follows.

В нефтяной части пласта с газовой шапкой определяют интервалы повышенной газонасыщенности в нагнетательных скважинах. Через нагнетательные скважины производят закачку оторочки растворителя, содержащего нефтерастворимый полимер и/или нефтерастворимый ПАВ, в интервалы повышенной газонасыщенности нефтяной части пласта. Затем в эти же интервалы через нагнетательные скважины закачивают воду. При этом отбор нефти ведут через добывающие скважины. Воду закачивают периодически или постоянно с различной интенсивностью. In the oil part of the reservoir with a gas cap, intervals of increased gas saturation in the injection wells are determined. Through injection wells, rims of a solvent containing an oil-soluble polymer and / or oil-soluble surfactant are injected into the intervals of increased gas saturation of the oil part of the formation. Then, water is pumped into the same intervals through injection wells. In this case, the selection of oil is carried out through production wells. Water is pumped periodically or continuously with different intensities.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где представлен разрез нефтегазового пласта, содержащий добывающие скважины 3 и 5 и нагнетательные - 1,2,4,6. The invention is illustrated in the drawing, which shows a section of an oil and gas reservoir containing producing wells 3 and 5 and injection wells 1,2,4,6.

Пример 1. Для обоснования предлагаемого изобретения проводят расчеты этого процесса на модели нефтегазового пласта с помощью программы трехфазной фильтрации в вертикальном пласте "SUTRA" для пласта ПК-1 Северо-Комсомольского месторождения. Example 1. To justify the invention, calculations of this process are carried out on a model of an oil and gas formation using the three-phase filtration program in the vertical SUTRA formation for formation PK-1 of the North Komsomolskoye field.

На залежи пробурили нагнетательные скважины 1 и 2, через которые закачивают растворитель и добывающую скважину 3, через которую отбирают нефть. The injection wells 1 and 2 were drilled into the deposits, through which the solvent is pumped and the production well 3, through which oil is taken.

На основании исследования модели формирования залежи определяют интервалы повышенной газонасыщенности в нагнетательных скважинах 1 и 2 нефтяной части пласта. Based on the study of the reservoir formation model, the intervals of increased gas saturation in the injection wells 1 and 2 of the oil part of the reservoir are determined.

Через нагнетательные скважины 1 и 2 в интервалы повышенной газонасыщенности закачивают оторочку растворителя, содержащего нефтерастворимый полимер. Объем оторочки равен 5% от запасов нефти на участке вокруг скважины 3 с радиусом, равным расстоянию между скважинами 3 и 2. Запасы этого участка составляют 472,5 тыс.т нефти. В качестве растворителя, содержащего нефтерастворимый полимер, выбирают воду. В качестве нефтерастворимого полимера использовали биополимер, продуцируемый бактериями Pseudomonas putida 110, который также растворим и в воде, концентрация раствора 0,5%
Затем через нагнетательные скважины закачали 400 тыс. м³ воды в течение 16 лет.Through injection wells 1 and 2, a rim of a solvent containing an oil-soluble polymer is pumped into the intervals of increased gas saturation. The rim volume is 5% of the oil reserves in the area around well 3 with a radius equal to the distance between wells 3 and 2. The reserves of this section are 472.5 thousand tons of oil. As a solvent containing an oil-soluble polymer, water is selected. As the oil-soluble polymer used biopolymer produced by the bacteria Pseudomonas putida 110, which is also soluble in water, the concentration of the solution is 0.5%
Then, 400 thousand m ^{3 of} water were pumped through injection wells for 16 years.

При этом нефтеотдача увеличилась на 12,5%
Пример 2. Выполняют аналогично примеру 1, но объем оторочки растворителя в примере 2 равен 10% от запасов нефти на участке вокруг скважины 1, а в качестве растворителя, содержащего нефтерастворимое поверхностно-активное вещество, используют нефть с неонолом с концентрацией 0,25%
Закачку воды через нагнетательные скважины ведут периодически, то есть закачивают по 25 тыс.м воды через год в течение 16 лет. Общий объем закачки воды составил 200 тыс.м³.At the same time, oil recovery increased by 12.5%
Example 2. Perform analogously to example 1, but the volume of the rim of the solvent in example 2 is 10% of the oil reserves in the area around the well 1, and as a solvent containing an oil-insoluble surfactant, use neonol oil with a concentration of 0.25%
Water is pumped through injection wells periodically, that is, 25 thousand m of water are pumped in a year for 16 years. The total volume of water injection amounted to 200 thousand m ³ .

При этом нефтеотдача увеличилась на 4,6%
Пример 3. На залежи пробуривают добывающую скважину 5 и нагнетательные скважины 4 и 6.At the same time, oil recovery increased by 4.6%
Example 3. On deposits drilled production well 5 and injection wells 4 and 6.

На основе исследования модели формирования залежи определяют интервалы повышенной газонасыщенности в нагнетательных скважинах 4 и 6. Через нагнетательные скважины 4 и 6 в интервалы повышенной газонасыщенности закачивают оторочку растворителя, содержащего нефтерастворимый полимер и поверхностно-активное вещество, в объеме, равном 20% от запасов нефти, на участке вокруг скважины 5 с радиусом, равным расстоянию между скважинами 5 и 6. Запасы этого участка составили 550 тыс.т нефти. Based on the study of the reservoir formation model, intervals of increased gas saturation in injection wells 4 and 6 are determined. Through injection wells 4 and 6, a rim of a solvent containing an oil-soluble polymer and a surfactant is pumped into the intervals of increased gas saturation in an amount equal to 20% of oil reserves, in the area around well 5 with a radius equal to the distance between wells 5 and 6. The reserves of this section amounted to 550 thousand tons of oil.

В качестве оторочки растворителя, содержащего нефтерастворимые полимер и ПАВ, используют воду с биополимером, продуцируемым бактериями Pseudomonas putida 112 с концентрацией 0,5% и неонолом с концентрацией 0,2% Закачку воды вели постоянно, периодически меняя ее интенсивность. As a rim of a solvent containing an oil-soluble polymer and surfactant, water with a biopolymer produced by the bacteria Pseudomonas putida 112 with a concentration of 0.5% and neonol with a concentration of 0.2% is used. Water was injected continuously, periodically changing its intensity.

Затем через нагнетательные скважины закачали 450 тыс.м³ воды в течение 16 лет. При этом нефтеотдача увеличилась на 5,0%
Пример 4. Выполняют аналогично примеру 3, но в качестве оторочки растворителя закачивают полимер Р-48 с концентрацией 0,1% При этом нефтеотдача увеличилась на 4,8%
Пример 5. Выполняют аналогично примеру 2, но в качестве поверхностно-активного вещества используют АФ 9-4 с концентрацией 0,15% Нефтеотдача увеличилась на 3,5%
На основании приведенных выше примеров можно сделать вывод о том, что предлагаемое изобретение повышает нефтеотдачу на 2,5-5%Then 450 thousand m ^{3 of} water were pumped through injection wells for 16 years. At the same time, oil recovery increased by 5.0%.
Example 4. Perform analogously to example 3, but as a rim of the solvent pump polymer R-48 with a concentration of 0.1% while the oil recovery increased by 4.8%
Example 5. Perform analogously to example 2, but as a surfactant, use AF 9-4 with a concentration of 0.15%. Oil recovery increased by 3.5%.
Based on the above examples, we can conclude that the present invention improves oil recovery by 2.5-5%

Claims

1. A method of developing an oil reservoir with a gas cap, including injecting the rim of the solvent into the oil portion of the formation through injection wells and selecting oil through production wells, characterized in that the solvent containing the solution is an oil-soluble polymer and / or an oil-insoluble surfactant, in this case, the solvent is pumped into predefined zones with increased gas saturation, and after the solvent is pumped into the oil part of the formation, water is pumped.

2. The method according to claim 1, characterized in that the injection of water is carried out periodically or continuously, periodically changing the intensity of the injection.