RU2154157C1

RU2154157C1 - Method of oil pool development

Info

Publication number: RU2154157C1
Application number: RU99114181/03A
Authority: RU
Inventors: Р.К. Ишкаев; В.М. Хусаинов; Н.И. Хаминов; Н.Ф. Гумаров; Р.Г. Хангильдин
Original assignee: Хусаинов Васил Мухаметович; Хаминов Николай Иванович; Гумаров Нафис Фаритович; Хангильдин Радиф Габидуллович
Priority date: 1999-07-08
Filing date: 1999-07-08
Publication date: 2000-08-10

Abstract

FIELD: oil-producing industry, particularly, development of oil deposits by injection into formation of displacement agents. SUBSTANCE: method includes withdrawal of oil from producing wells and injection of water-gas mixture through injection wells. Water-gas mixture is used in the form of underground natural water-gas mixtures of producing horizon and/or of underlying horizons relating to single hydrodynamic basic. Withdrawal of underground natural water-gas mixture and its injection into formation are carried out by system of strong-sealing interwell pumping over. Content of hydrocarbon gases in underground water-gas mixture amounts up to 60-80%, including content of ethane and other hydrocarbons in amount of 7-20%. EFFECT: devised technology of oil pool development with use of reagent natural underground available at oil field equipment in the form of water-gas mixture with definite parameters. 2 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов. The invention relates to the oil industry, in particular to the development of oil fields by injection into the reservoir displacing agents.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку вытесняющего агента в пласт через нагнетательные скважины и извлечение нефти через добывающие скважины. В качестве вытесняющего агента используют воду (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с. 37-116). A known method of developing an oil field, including pumping a displacing agent into the formation through injection wells and extracting oil through production wells. Water is used as a displacing agent (Surguchev M.L. Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. - M .: Nedra, 1985, p. 37-116).

Однако известный способ недостаточно эффективен, коэффициент нефтеотдачи пластов не превышает 30-40%. However, the known method is not effective enough, the oil recovery factor does not exceed 30-40%.

Известен способ разработки нефтяного месторождения посредством закачки водогазовой смеси, полученной путем аэрации, в нагнетательные скважины и извлечение нефти через добывающие скважины. A known method of developing an oil field by injecting a water-gas mixture obtained by aeration into injection wells and extracting oil through production wells.

К недостаткам способа относится то, что степень аэрации образованной водогазовой смеси зависит от пластовых условий. Например, при закачке воды и газа на опытном участке Самотлорского месторождения отношение объема закачиваемого газа к объему нагнетаемой воды для разных скважин отличалось в 10-18 раз (Ефремов Е.П. и др. Водогазовое воздействие на опытном участке Самотлорского месторождения// Нефтяное хозяйство, 1986, N 12, с.36-40). В результате этого образованная водогазовая смесь часто обладает высокой вязкостью и, соответственно, низкой проникающей способностью, что уменьшает охват нефтяного пласта воздействием. Имеет место также опасность расслоения водогазовой смеси и прорыв газа в добывающие скважины. The disadvantages of the method include the fact that the degree of aeration of the formed water-gas mixture depends on the reservoir conditions. For example, when water and gas were injected at the experimental site of the Samotlor field, the ratio of the volume of injected gas to the volume of injected water for different wells differed by 10-18 times (Efremov E.P. et al. Water-gas impact on the experimental section of the Samotlor field // Oil industry, 1986, N 12, p. 36-40). As a result of this, the water-gas mixture formed often has a high viscosity and, accordingly, low penetrating ability, which reduces the impact of the oil reservoir. There is also a risk of stratification of the gas-water mixture and gas breakthrough into production wells.

Наиболее близким к заявленному способу является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку водогазовой смеси, образованной путем эжекции, в нагнетательные скважины и добычу нефти через эксплуатационные скважины, причем степень аэрации водогазовой смеси в начале поддерживают на уровне, обеспечивающем равенство вязкости водогазовой смеси и вязкости нефти, а после достижения фронта вытеснения добывающих скважин, степень аэрации повышают в 2-5 раз, до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5-2,5 раза, после чего повышают давление нагнетания в 1,1-1,5 раза до момента восстановления первоначальной приемистости (патент РФ N 2088752, МКл 6 E 21 В 43/20, публ. 1997 г.). Closest to the claimed method is a method of developing an oil field, including injecting a water-gas mixture formed by ejection into injection wells and oil production through production wells, and the degree of aeration of the gas-gas mixture at the beginning is maintained at a level that ensures equal viscosity of the gas-gas mixture and oil viscosity, and after reaching the displacement front of production wells, the degree of aeration is increased by 2-5 times, until the injection rate of injection wells is reduced by 1.5-2.5 times, after which increase the injection pressure by 1.1-1.5 times until the initial pickup is restored (RF patent N 2088752, MKL 6 E 21 B 43/20, publ. 1997).

Недостатком способа является то, что он требует дополнительных затрат на аэрацию для получения водогазовой смеси, а также сложность технологии осуществления способа. The disadvantage of this method is that it requires additional costs for aeration to obtain a water-gas mixture, as well as the complexity of the technology of the method.

Задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является создание технологии разработки нефтяной залежи с использованием имеющихся на месторождении оборудования и естественного подземного реагента - водогазовой смеси с определенными параметрами. The problem to which this invention is directed is to create a technology for developing an oil deposit using the equipment available at the field and a natural underground reagent - a water-gas mixture with certain parameters.

Поставленная изобретением задача решается так, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через эксплуатационные скважины и закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины, в качестве водогазовой смеси используют подземные естественные водогазовые смеси продуктивного горизонта и/или нижележащих горизонтов, относящихся к единому гидродинамическому бассейну, а извлечение подземной естественной водогазовой смеси и ее нагнетание в пласт осуществляют жестко-герметичной системой межскважинной перекачки, причем общее содержание углеводородных газов в подземной естественной водогазовой смеси составляет 60-80%, из них этана и других углеводородов 7-20%. Температура данных водогазовых смесей составляет - 20-25^oC, вязкость от 2,8 до 6,9 мПа•с.The problem posed by the invention is solved in such a way that in the method of developing an oil reservoir, including oil extraction through production wells and pumping a gas-water mixture through injection wells, underground natural water-gas mixtures of a productive horizon and / or underlying horizons belonging to a single hydrodynamic basin are used as a water-gas mixture and the extraction of the underground natural water-gas mixture and its injection into the reservoir is carried out by a rigid-tight system of interwell pumping, Rich total content of hydrocarbon gases in a subterranean natural water-gas mixture is 60-80%, of which ethane and 7-20% other hydrocarbons. The temperature of these water-gas mixtures is - 20-25 ^o C, viscosity from 2.8 to 6.9 MPa • s.

Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, когда изученность продуктивных коллекторов, нефти и естественных подземных водогазовых смесей высока и основные их параметры известны, а эффективность применения традиционных методов по слабопроницаемым глинистым коллекторам, линзам, тупиковым зонам низка, данный способ позволяет увеличить дебит нефти. Наибольший эффект по добыче нефти достигается на невыработанных участках с различными характеристиками коллекторов, изначально низкими пластовыми давлениями, на скважинах, обладающих слабой приемистостью. For deposits at a late stage of development, when the knowledge of productive reservoirs, oil, and natural underground water-gas mixtures is high and their main parameters are known, and the effectiveness of traditional methods for poorly permeable clay reservoirs, lenses, and dead ends is low, this method allows to increase the oil production rate. The greatest effect on oil production is achieved in undeveloped areas with different reservoir characteristics, initially low reservoir pressures, in wells with poor injectivity.

Данный способ можно также использовать при разработке сильно обводненных неоднородных пластов, где для предотвращения прорыва закачиваемой водогазовой смеси к добывающим скважинам проводят изоляцию высокопроницаемых зон. Технология закачки подземной естественной водогазовой смеси, ее доставки в неизменном виде к месту закачки проводится с использованием жестко- герметичной системы межскважинной перекачки (МПС). На невыработанных ранее участках и зонах систему МПС создают на основе ограниченного количества водозаборных и нагнетательных скважин, как вновь освоенных под закачку, так и использованных старых. Под забор воды осваивают или углубленные на нижние водоносные горизонты скважины неработающего старого фонда и выведенные в другие категории (контрольные, законсервированные, физически ликвидированные), или новые скважины, не имеющие объектов для рентабельной эксплуатации. Применение заявляемого способа разработки нефтяной залежи позволяет поддерживать оптимальный режим вытеснения нефти, при котором подвижность (вязкость) вытесняющего агента - подземной естественной водогазовой смеси данного продуктивного горизонта и/или нижележащих горизонтов, относящихся к единому гидродинамическому бассейну, равна подвижности (вязкости) вытесняемой нефти, а использование жестко-герметичной системы МСП подземной естественной водогазовой смеси позволяет поддерживать пластовое давление и сохранить естественные характеристики смеси, а именно: содержание солей, газов, вязкость, плотность и температуру, что обеспечивает ее совместимость как со средой разрабатываемого горизонта, так и флюидами, находящимися в данном горизонте, что снижает отрицательное воздействие на среду пласта, выражающегося в разрушении карбонатной составляющей, выпадении солей или набухания глин. This method can also be used in the development of highly flooded heterogeneous formations, where, to prevent breakthrough of the injected water-gas mixture to production wells, isolation of highly permeable zones is carried out. The technology for injecting the underground natural water-gas mixture and delivering it unchanged to the injection site is carried out using a tightly sealed cross-hole pumping system (MPS). In previously undeveloped areas and zones, the MPS system is created on the basis of a limited number of water intake and injection wells, both newly developed for injection and used old ones. Wells that are not working in the old foundation and which are put into other categories (control, mothballed, physically liquidated) or new wells that do not have facilities for cost-effective operation are either being drilled for water abstraction or deepened into the lower aquifers. The application of the proposed method for the development of oil deposits allows you to maintain the optimal mode of oil displacement, in which the mobility (viscosity) of the displacing agent is an underground natural water-gas mixture of a given productive horizon and / or underlying horizons belonging to a single hydrodynamic basin is equal to the mobility (viscosity) of the displaced oil, and the use of a rigidly sealed system of SMEs of the underground natural water-gas mixture allows maintaining reservoir pressure and preserving natural the characteristics of the mixture, namely: the content of salts, gases, viscosity, density and temperature, which ensures its compatibility both with the medium of the developed horizon and with fluids located in this horizon, which reduces the negative impact on the environment of the formation, expressed in the destruction of the carbonate component, salt precipitation or clay swelling.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно повысить эффективность разработки нефтяной залежи за счет использования подземных естественных водогазовых смесей данной залежи, добываемых из пласта и вновь закачиваемых в пласт с использованием жестко-герметичной системы МСП. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely, to increase the efficiency of the development of an oil reservoir through the use of underground natural water-gas mixtures of this reservoir, extracted from the reservoir and again pumped into the reservoir using a rigidly sealed ICP system.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего высокими показателями при разработке нефтяной залежи, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критериям "новизна" и "изобретательский уровень". An analysis of the known solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object with high performance in the development of an oil deposit, which allows us to conclude that the proposed method meets the criteria of "novelty" and "inventive step".

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретный пример его эффективного использования. To prove the conformity of the claimed invention to the criterion of "industrial applicability" we give a specific example of its effective use.

Рассмотрим пример реализации способа на конкретной залежи нефти Ромашкинского месторождения, характеризующейся многопластовым строением продуктивного горизонта. Разрабатывают залежь заводнением, при снижении эффективности выявляют зоны, не охваченные воздействием, такие как тупиковые линзы, слабопроницаемые и глинистые коллектора, где применение традиционных методов разработки неэффективно. Для выработки таких зон используют подземные естественные водогазовые смеси продуктивного горизонта и/или водогазовые смеси нижележащих горизонтов, относящихся к единому гидродинамическому бассейну. Consider an example of the implementation of the method on a specific oil reservoir of the Romashkinskoye field, characterized by a multi-layer structure of the productive horizon. The reservoir is developed by water flooding, while reducing the effectiveness, areas not affected by exposure, such as dead-end lenses, poor-permeable and clay reservoirs, where the use of traditional development methods are inefficient, are identified. To develop such zones, underground natural water-gas mixtures of the productive horizon and / or gas-gas mixtures of the underlying horizons belonging to a single hydrodynamic basin are used.

Проводят отбор водогазовых смесей и их анализ. В таблице 1 приводим данные по исследованию водогазовых смесей, добытых из водозаборных скважин рассматриваемого горизонта. Из приведенных данных видно, что водогазовые смеси данного горизонта представляют собой естественные водогазовые смеси с содержанием в них от 67,8 до 76,5% растворенных газов нефтяного ряда, от 0,1 до 1,19% углекислого газа и от 10,3 до 29,6% азота, температура смесей колеблется от 13 до 26^oC. Отбор водогазовой смеси, доставку ее в неизменном виде к месту использования и закачку в нагнетательные скважины осуществляют с использованием жестко-герметичной системы МСП. В таблице 2 приведены данные по разработке данного горизонта за последний год.Water-gas mixtures are selected and analyzed. Table 1 shows the data on the study of water-gas mixtures extracted from water wells of the considered horizon. It can be seen from the data that water-gas mixtures of this horizon are natural gas-gas mixtures with a content of from 67.8 to 76.5% of the dissolved gases of the oil series, from 0.1 to 1.19% of carbon dioxide, and from 10.3 to 29.6% nitrogen, the temperature of the mixtures ranges from 13 to 26 ^o C. the selection of the water-gas mixture, its delivery unchanged to the place of use and injection into injection wells is carried out using a rigidly sealed system of MSP. Table 2 shows the data on the development of this horizon for the last year.

Под нагнетание водогазовой смеси отбирают добывающие скважины из неработающего фонда, ремонтируют их, проводят очистку скважины и призабойной зоны повторно перфорируют. Далее определяют давление, при котором скважины обладают максимальной приемистостью. Затем выбирают водозаборные скважины с учетом того, чтобы между нагнетательными и водозаборными скважинами было не более 100 - 200 метров. Данное расстояние оптимально для поддержания пластового давления, которое в среднем составляет 8,0 - 14,0 мПа•с, а также для сохранения температуры водогазовых смесей. В рассматриваемом примере на 58 водозаборных скважин приходится 111 нагнетательных скважин. Применение заявляемого способа на данном продуктивном горизонте приводит к дополнительной добыче нефти на 59,4 тыс.т (см. табл. 2). При достижении обводненности добываемой продукции до 98 - 99% переходят к разработке других зон, не охваченных воздействием. For injection of the water-gas mixture, production wells are taken from the idle fund, they are repaired, the wells are cleaned, and the bottom-hole zone is re-perforated. Next, determine the pressure at which the wells have maximum injectivity. Then, water wells are selected, taking into account that between injection and water wells there should be no more than 100-200 meters. This distance is optimal for maintaining reservoir pressure, which averages 8.0 - 14.0 mPa • s, as well as for maintaining the temperature of water-gas mixtures. In this example, 58 injection wells account for 111 injection wells. The application of the proposed method on this productive horizon leads to an additional oil production of 59.4 thousand tons (see table. 2). Upon reaching the water cut of the extracted products, up to 98 - 99% go on to the development of other zones not covered by the impact.

Предлагаемый способ обладает следующими технико-экономическими преимуществами: закачиваемые подземные естественные водогазовые смеси совместимы с водами разрабатываемого горизонта, что не оказывает отрицательного воздействия на породу и на нефть; они не вызывают коррозию нефтепромыслового оборудования; для применения заявляемого изобретения используют оборудование и технологические коммуникации, применяемые в уже существующих схемах организации добычи нефти и поддержания пластового давления; а также высокая степень разбуренности, наличие большого количества скважин, не используемых в добыче, позволяет выбрать наиболее экономичный вариант для организации нефтедобычи из слабопроницаемых и тупиковых зон, линз, глинистых коллекторов, где применение существующих методов разработки неэффективно. The proposed method has the following technical and economic advantages: the injected underground natural water-gas mixtures are compatible with the waters of the developed horizon, which does not adversely affect the rock and oil; they do not cause corrosion of oilfield equipment; for the application of the claimed invention use equipment and technological communications used in existing schemes for organizing oil production and maintaining reservoir pressure; as well as a high degree of drilling, the presence of a large number of wells that are not used in production, allows you to choose the most economical option for organizing oil production from poorly permeable and dead ends, lenses, clay reservoirs, where the use of existing development methods is inefficient.

Claims

A method of developing an oil reservoir, including oil extraction through production wells and injecting a water-gas mixture through injection wells, characterized in that underground natural water-gas mixtures of a productive horizon and / or underlying horizons belonging to a single hydrodynamic basin are used as a water-gas mixture, and underground natural water-gas mixture and its injection into the reservoir is carried out by a rigid-tight system of cross-pumping, and the total content of carbohydrate natural gas in the underground natural water-gas mixture is 60 - 80%, of which ethane and other hydrocarbons is 7 - 20%.