RU2117142C1

RU2117142C1 - Method for development of nonuniform oil deposit

Info

Publication number: RU2117142C1
Application number: RU98105246A
Authority: RU
Inventors: Г.Г. Ганиев; А.И. Иванов; Р.Г. Абдулмазитов
Original assignee: Нефтегазодобывающее управление "Бавлынефть" открытое акционерное общество "Татнефть"
Priority date: 1998-03-30
Filing date: 1998-03-30
Publication date: 1998-08-10

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: this can be used in development of oil deposit with nonuniform reservoir. According to method, working agent is pumped in through injection wells in cyclic mode of operation. In addition, periodically injected is solution of polymer. Oil is recovered from producing wells. In initial period injected through injection wells is polymer solution of maximal concentration under pressure which ensures injectability of highly producing wells. After that, pumped in through injection wells is polymer solution of lower concentration under working injection pressure. Determined is flooding increasing speed per each producing well. During idle period of injection wells, intensively recovered through producing wells at high flooding increasing speed is product subject to extraction. Application of aforesaid method increases oil recovery from deposit. EFFECT: higher efficiency.

Description

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородным коллектором.A method of developing a heterogeneous oil field
The invention relates to the oil industry and may find application in the development of an oil field with a heterogeneous reservoir.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]. A known method of developing an oil field, including the injection of a working agent through injection wells and the selection of oil through production wells [1].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи. The known method does not allow to develop an oil reservoir with the achievement of high oil recovery.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины. Разрабатываемое нефтяное месторождение является неоднородным [2]. Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil field, comprising pumping through the injection wells of a working agent in a cyclic mode, periodically pumping a polymer solution and taking oil through production wells. The developed oil field is heterogeneous [2].

Известный способ позволяет отобрать основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с неоднородным коллектором, что снижает нефтеотдачу залежи. The known method allows you to select the main oil reserves, however, part of the reserves remains in the reservoir, especially in the reservoirs with a heterogeneous reservoir, which reduces the oil recovery of the reservoir.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающем закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению в начальный период закачивают через нагнетательные скважины полимерный раствор с максимальной концентрацией при давлении, обеспечивающем приемистость высокопродуктивных скважин, затем закачивают через нагнетательные скважины полимерный раствор с меньшей концентрацией при рабочих давлениях закачки, при этом в период простоя нагнетательных скважин через добывающие скважины с большой скоростью нарастания обводненности форсированно отбирают добываемую продукцию. The problem is solved in that in a method for developing a heterogeneous oil field, comprising pumping a working agent through injection wells in a cyclic mode, periodically pumping a polymer solution and taking oil through production wells, according to the invention, in the initial period, a polymer solution is pumped through injection wells with a maximum concentration at a pressure , which provides injectivity of highly productive wells, then a polymer solution with a lower concentration is pumped through injection wells ntratsiey injection at operating pressures, while during the idle injection wells via production wells with high slew rate selected watercut forcedly extracted products.

Известные способы разработки нефтяных месторождений позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, что снижает ее нефтеотдачу В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций. Known methods for the development of oil fields make it possible to select the main oil reserves from a deposit, however, a part of the reserves remains in the reservoir, which reduces its oil recovery. The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery of a deposit. The problem is solved by the following set of operations.

Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент в циклическом режиме и проводят периодическую закачку раствора полимера. Проводят отбор нефти через добывающие скважины. В начальный период закачивают через нагнетательные скважины полимерный раствор с максимальной концентрацией при давлении, обеспечивающем приемистость высокопродуктивных скважин. Затем закачивают через нагнетательные скважины полимерный раствор с меньшей концентрацией при рабочих давлениях закачки. Определяют скорость нарастания обводненности по каждой добывающей скважине. В период простоя нагнетательных скважин через добывающие скважины с большой скоростью нарастания обводненности форсированно отбирают добываемую продукцию. Through the injection wells, the working agent is pumped in a cyclic mode and the polymer solution is periodically pumped. Spend the selection of oil through production wells. In the initial period, a polymer solution is pumped through injection wells with a maximum concentration at a pressure that ensures the injection rate of highly productive wells. Then a polymer solution with a lower concentration is pumped through injection wells at operating injection pressures. Determine the rate of increase in water cut for each producing well. During the idle time of injection wells through production wells with a high rate of increase in water cut, the extracted products are forcedly selected.

При определении скорости нарастания обводненности изменение обводненности в % за определенный период делят на время, например годы. When determining the rate of increase in water cut, the change in water cut in% for a certain period is divided by time, for example, years.

В качестве раствора полимера используют раствор полиакриламида со сшивателем, например сульфатом аммония. As the polymer solution, a polyacrylamide solution with a crosslinker, for example ammonium sulfate, is used.

Пример конкретного выполнения. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9%; проницаемость 0,5 мкм²; нефтенасыщенность 61,1%; абсолютная отметка водонефтяного контакта 1200 м; средняя нефтенасыщенная толщина 4 м; пластовая температура 25^oC; параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м³; вязкость 16 мПа•с; давление насыщения 1,8 МПа; газосодержание 15,2 м³/т; содержание серы 3,64%.An example of a specific implementation. The oil reservoir of the Romashkinskoye field is developed with the following characteristics: porosity 11.9%; permeability of 0.5 μm ² ; oil saturation 61.1%; absolute mark of oil-water contact 1200 m; average oil saturated thickness 4 m; reservoir temperature 25 ^o C; reservoir oil parameters: density 930 kg / m ³ ; viscosity 16 MPa • s; saturation pressure 1.8 MPa; gas content of 15.2 m ³ / t; sulfur content 3.64%.

Залежь разрабатывают по трехрядной системе с расстоянием между рядами и скважинами 500 м. На залежи выделяют участок разработки с 3 добывающими скважинами (1д, 2д, 3д) и 2 нагнетательными скважинами (1н, 2н). Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент - воду в режиме: 15 сут закачка, 15 сут простой. Балансовые запасы участка разработки составляют 450 тыс. т. Через нагнетательные скважины 1н и 2н закачивают рабочий агент соответственно в объеме 150 и 500 м³/сут при давлении на устье 12 МПа. Дебиты добывающих скважин составляют: 1д - 5 т/сут, 2д - 25 т/сут, 3д - 10 т/сут. Скорости нарастания обводненности составляют: 1д - 8%, 2д - 26%, 3д - 17% в год. Из приведенных данных следует, что пласт является неоднородным.The deposit is developed according to a three-row system with a distance between rows and wells of 500 m. A development area with 3 producing wells (1d, 2d, 3d) and 2 injection wells (1n, 2n) is allocated to the deposits. A working agent is pumped through injection wells - water in the mode: 15 days injection, 15 days idle. The balance reserves of the development site are 450 thousand tons. A working agent is pumped through injection wells 1n and 2n in the volumes of 150 and 500 m ³ / day, respectively, at a wellhead pressure of 12 MPa. The production rates of production wells are: 1d - 5 tons / day, 2d - 25 tons / day, 3d - 10 tons / day. Rates of water cut increase are: 1d - 8%, 2d - 26%, 3d - 17% per year. From the above data it follows that the reservoir is heterogeneous.

Средняя обводненность добываемой продукции по участку после отбора 30% от балансовых запасов составляет 85%. Эти данные свидетельствуют о том, что вытеснение водой привело к ускоренной выработке отдельных малотолщинных высокопроницаемых прослоев и обводнению продукции добывающих скважин. При этом основная нефтенасыщенная толща пласта вырабатывается чрезвычайно медленными темпами, а наиболее низкопроницаемые слои вероятно вообще выключены из разработки. The average water cut of extracted products in the area after the selection of 30% of the balance reserves is 85%. These data indicate that water displacement led to the accelerated production of individual thin-walled highly permeable interlayers and watering the production of production wells. At the same time, the main oil-saturated stratum of the formation is being developed at an extremely slow pace, and the most low-permeability layers are probably completely turned off from development.

Для отбора нефти из низкопроницаемых прослоев принята технология закачки в течение 3 лет сшитых полимерных систем циклически 2 цикла в год из расчета 9 т полиакриламида в год на одну скважину. В качестве сшивающего агента используют сульфат аммония. Концентрацию сшивателя и полимера устанавливают 1: 1. Общий объем годовой закачки полиакриламида составляет 18 т, сульфата аммония 18 т. Закачку ведут, дозируя раствор полиакриламида в разводящий водовод от кустовой насосной станции. Подачу сшивателя осуществляют на устье нагнетательной скважины с помощью передвижной насосной установки с использованием турбулизатора потока. To select oil from low-permeability interlayers, the technology of injecting cross-linked polymer systems for 2 years cyclically 2 cycles per year at the rate of 9 tons of polyacrylamide per year per well is adopted. Ammonium sulfate is used as a crosslinking agent. The concentration of the crosslinker and the polymer is set to 1: 1. The total annual injection of polyacrylamide is 18 tons, ammonium sulfate is 18 tons. The injection is carried out by dosing a solution of polyacrylamide into a distribution pipe from a cluster pump station. The stapler is fed at the mouth of the injection well using a mobile pumping unit using a flow turbulator.

В начальном периоде цикла закачивают 100 м³ оторочки полимерного раствора 0,5%-ной концентрации со сшивателем при давлении на выходе кустовой насосной станции 6 МПа. Приемистость скважины 1н при таком давлении практически равна нулю и раствор поступает в пласт через нагнетательную скважину 2н. Раствор продавливают водой в объеме 200 м³. Скважину останавливают на технологическую выдержку для гелеобразования на 3 сут. После технологической выдержки приемистость скважины снизилась до 150 м³/сут. Затем в скважины закачивают оставшийся расчетный объем раствора полиакриламида с сульфатом аммония при помощи кустовой насосной станции через общую систему подводящих и разводящих водоводов к нагнетательным скважинам с постепенным набором рабочего давления закачки 8-10 МПа и с концентрацией полимерного раствора 0,1%. После этого переходят к закачке рабочего агента. Работы по следующим циклам закачки проводят аналогично.In the initial period of the cycle, 100 m ^{3 of} polymer solution rims of 0.5% concentration with a stapler are pumped at a pressure at the outlet of the cluster pumping station of 6 MPa. The injectivity of a 1n well at this pressure is practically zero and the solution enters the formation through a 2n injection well. The solution is pressed with water in a volume of 200 m ³ . The well is stopped for technological exposure for gelation for 3 days. After technological exposure, the injectivity of the well decreased to 150 m ³ / day. Then, the remaining calculated volume of the solution of polyacrylamide with ammonium sulfate is pumped into the wells with the help of a cluster pumping station through a common system of inlet and outlet pipelines to injection wells with a gradual set of working injection pressure of 8-10 MPa and with a polymer solution concentration of 0.1%. After that, they proceed to the download of the working agent. Work on the following injection cycles is carried out similarly.

В периоды простоя нагнетательных скважин из добывающих скважин 2д и 3д, имеющих большую скорость нарастания обводненности, форсированно отбирают жидкость. During idle periods of injection wells from production wells 2d and 3d, having a high rate of increase in water cut, fluid is forcedly taken.

В результате проведенных работ обводненность скважин снизилась на 20% и составила 65%. За счет увеличения охвата пласта заводнением с 0.75 до 0,85 нефтеизвлечение повысилось на 7%. Дополнительная добыча составила 32 тыс. т. As a result of the work, water cut of wells decreased by 20% and amounted to 65%. Due to the increase in reservoir coverage by water flooding from 0.75 to 0.85, oil recovery increased by 7%. Additional production amounted to 32 thousand tons.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных месторождений. The application of the proposed method will increase the oil recovery of oil fields.

Источники информации
1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с. 102-103.Sources of information
1. Muravyov I.M. etc. Development and operation of oil and gas fields. - M .: Nedra, 1970, p. 102-103.

2. Патент РФ N 2065937. кл. E 21 B 43/20, опублик. 1996 г. - прототип. 2. RF patent N 2065937. cl. E 21 B 43/20, published. 1996 - a prototype.

Claims

A method for developing a heterogeneous oil field, including pumping a working agent through injection wells in a cyclic mode, periodically pumping a polymer solution and taking oil through production wells, characterized in that a polymer solution with a maximum concentration is pumped at an initial concentration at a pressure that ensures injectivity of highly productive wells, then polymer solution is injected with a lower concentration at operating injection pressures, while during the idle time of injection wells through production wells with a high rate of rise of water cut in crude production is taken by force.