RU2164591C1

RU2164591C1 - Process of exploitation of oil pool

Info

Publication number: RU2164591C1
Application number: RU2000123801A
Authority: RU
Inventors: Г.Ф. Кандаурова; Р.С. Нурмухаметов; Р.Х. Галимов; В.Ф. Федин; С.В. Кандауров
Original assignee: Нефтегазодобывающее управление "Лениногорскнефть" Открытого акционерного общества "Татнефть"
Priority date: 2000-09-19
Filing date: 2000-09-19
Publication date: 2001-03-27

Abstract

FIELD: oil industry. SUBSTANCE: invention is meant for development of oil pool with zonaly inhomogeneous strata. In correspondence with proposed process oil pool is exploited by pumping of working agent under cyclic mode through injection wells and by extraction of oil through production wells. Low-intake injection wells are united in one group. Working agent is pumped by high-productivity pump into all injection wells in period of first half-cycle of cyclic mode. In period of second half-cycle of cyclic mode pumping of working agent by high-productivity pump is stopped and working agent is pumped into group of low-intake injection wells by low-productivity pump till seam pressure in zone of low-intake injection wells equals current seam pressure in developed section. EFFECT: increased recovery of oil from pool.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с зонально-неоднородными пластами. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits with zonal heterogeneous reservoirs.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разделение на группы скважин по результатам определения их приемистости, приготовление вязкоупругих составов для каждой группы скважин с различными структурно-механическими свойствами, закачку вязкоупругих составов в колонну насосно-компрессорных труб при закрытом затрубном пространстве скважины, изменение вязкоупругих составов последовательно, начиная с вязкоупругого состава, имеющего наибольшее значение предельного напряжения сдвига, продавку вязкоупругих составов в призабойную зону скважины продавочной жидкостью, вырьируют составы и давления закачки [1]. A known method of developing an oil reservoir, including dividing into groups of wells according to the results of determining their injectivity, preparing viscoelastic compositions for each group of wells with different structural and mechanical properties, injecting viscoelastic compounds into the tubing string when the annulus is closed, changing the viscoelastic compositions sequentially starting from the viscoelastic composition having the highest value of the ultimate shear stress, the sale of viscoelastic compositions to the prize squeezing-breakdown zone wellbore fluid vyriruyut compositions and injection pressure [1].

Известный способ обеспечивает повышение объемов извлекаемых углеводородных флюидов, однако не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей. The known method provides an increase in the volume of recoverable hydrocarbon fluids, but does not allow to develop an oil reservoir with high oil recovery.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий оценку средних значений фильтационно-емкостных свойств пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме с выбором продолжительности цикла закачки и выработки пласта, разделение пласта на группы, осуществление оценки средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью, во вторую группу - менее проницаемых пластов, выбор продолжительности цикла закачки воды из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй группы [2]. A known method of developing an oil reservoir, including assessing the average values of the reservoir properties of the reservoirs, taking oil from the reservoirs through production wells, injecting water in a cyclic mode with a choice of the length of the injection and production cycle, dividing the reservoir into groups, and evaluating the average values of reservoir filtration properties for each group, inclusion in the first group of formations with higher permeability, in the second group - less permeable formations, choice of the duration of the water injection cycle providing conditions of the smallest difference in averaged velocities of displacement of the fronts of the producing formations cut first and the second group [2].

Известный способ обеспечивает повышение текущей добычи нефти и нефтеотдачи пластов, однако конечная нефтеотдача залежи остается на недостаточно высоком уровне. The known method provides an increase in current oil production and oil recovery, however, the final oil recovery of the reservoir remains at an insufficiently high level.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, включающий разбуривание сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемой зоне пласта, циклическую закачку воды путем периодической работы кустовой насосной станции, задание времени цикла закачки кустовой насосной станцией из расчета, при котором пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта не превышает давление в малопроницаемой зоне пласта, и разобщение полости разводящих трубопроводов в период прекращения закачки вытесняющего агента [3]. Closest to the invention, the technical essence is a method of developing a zone-heterogeneous oil reservoir, including drilling a grid of production and injection wells, introducing additional injection wells in the low-permeability zone of the formation, cyclic water injection through periodic operation of the cluster pump station, setting the cycle time for the injection pump station from the calculation in which the reservoir pressure in the highly permeable zone of the reservoir does not exceed the pressure in the low-permeable zone of the reservoir, and ix cavity distributing pipeline during termination of injection displacing agent [3].

Известный способ позволяет увеличить охват малопроницаемой зоны пласта заводнением, однако нефтеотдача залежи невелика. The known method allows to increase the coverage of the low-permeability zone of the reservoir by water flooding, however, the oil recovery of the reservoir is small.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. The invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, объединяют малоприемистые нагнетательные скважины в одну группу, в период первого полуцикла циклического режима закачивают рабочий агент во все скважины насосом высокой производительности, в период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности и закачивают рабочий агент насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки. The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent in a cyclic mode through injection wells and extracting oil through production wells, according to the invention, low-pressure injection wells are combined into one group, during the first half-cycle of the cyclic mode, the working agent is pumped into all wells with a high-capacity pump, during the second half-cycle of the cyclic mode, the injection of the working agent is stopped by a high-capacity pump and pumped an agent with a low productivity pump to the group of low-pressure injection wells until the reservoir pressure in the zone of low-pressure injection wells is reached, equal to the current reservoir pressure at the development site.

Признаками изобретения являются:
1. закачка рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины;
2. отбор нефти через добывающие скважины;
3. объединение малоприемистых нагнетательных скважин в одну группу;
4. в период первого полуцикла циклического режима закачка рабочего агента во все скважины насосом высокой производительности;
5. в период второго полуцикла циклического режима прекращение закачки рабочего агента насосом высокой производительности;
6. в период второго полуцикла циклического режима закачка рабочего агента насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин;
7. в период второго полуцикла циклического режима закачка рабочего агента насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.The features of the invention are:
1. pumping a working agent in a cyclic mode through injection wells;
2. the selection of oil through production wells;
3. the combination of low-pressure injection wells in one group;
4. during the first half-cycle of the cyclic mode, the injection of the working agent into all wells with a high-capacity pump;
5. during the second half-cycle of the cyclic mode, the termination of the injection of the working agent by a high-capacity pump;
6. during the second half-cycle of the cyclic mode, the injection of the working agent with a low productivity pump into the group of low-pressure injection wells;
7. during the second half-cycle of the cyclic mode, the injection of the working agent with a low-productivity pump into the group of low-pressure injection wells until the reservoir pressure in the zone of low-pressure injection wells is equal to the current reservoir pressure at the development site.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1, 2 are common with the prototype, signs 3-7 are the essential distinguishing features of the invention.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи часть запасов нефти остается в залежи. Предлагаемое техническое решение направлено на повышение нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.SUMMARY OF THE INVENTION
When developing an oil reservoir, part of the oil reserves remains in the reservoir. The proposed technical solution is aimed at increasing oil recovery. The problem is solved as follows.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и постоянный отбор нефти через добывающие скважины. Объединяют малоприемистые нагнетательные скважины в одну группу. К малоприемистым нагнетательным скважинам относят скважины, проявляющие приемистость до 50 м³/сут при закачке рабочего агента насосом высокой производительности, обеспечивающим расход рабочего агента 1000 и более м³/сут при давлении нагнетания 9 - 13 МПа. Проводят обвязку трубопроводами группы малоприемистых скважин и обеспечивают одновременную закачку рабочего агента во всю группу малоприемистых скважин. В период первого полуцикла циклического режима закачивают рабочий агент во все нагнетательные скважины, в том числе и в группу малоприемистых скважин, насосом высокой производительности. При этом через высокоприемистые скважины с приемистостью более 50 м³/сут в пласт поступает повышенное количество рабочего агента. Пластовое давление в пласте в зоне высокоприемистых скважин растет быстрее, чем в зоне малоприемистых скважин. Неравномерность роста пластового давления отрицательно сказывается на разработке, снижает нефтеотдачу залежи. В период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности во все нагнетательные скважины и закачивают рабочий агент насосом малой производительности только в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки. При этом происходит выравнивание пластового давления по пласту. Пластовое давление в зоне высокоприемистых и малоприемистых скважин сравнивается. Насосы высокой производительности обеспечивают расход рабочего агента порядка 250 - 500 м³/сут при давлении нагнетания 15-25 МПа. За счет более высокого давления нагнетания во втором полуцикле в пласт поступает большее количество рабочего агента, чем при закачке в первом полуцикле насосом высокой производительности (низкого давления нагнетания).When developing an oil reservoir, the working agent is pumped in a cyclic mode through injection wells and continuous oil extraction through production wells. Combine low-pressure injection wells in one group. Low-injectivity injection wells include wells that exhibit injectivity of up to 50 m ³ / day when the working agent is pumped with a high-capacity pump, providing a working agent flow rate of 1000 or more m ³ / day at an injection pressure of 9 - 13 MPa. Conduct piping of a group of low-sensitivity wells and provide simultaneous injection of a working agent into the entire group of low-sensitivity wells. During the first half-cycle of the cyclic mode, the working agent is pumped into all injection wells, including the group of low-sensitivity wells, with a high-capacity pump. In this case, through highly-responsive wells with an injection rate of more than 50 m ³ / day, an increased amount of the working agent enters the formation. Formation pressure in the formation in the zone of highly sensitive wells is growing faster than in the zone of low-sensitivity wells. The uneven growth of reservoir pressure negatively affects the development, reduces the oil recovery of the reservoir. During the second half-cycle of the cyclic regime, the injection of the working agent with a high-capacity pump into all injection wells is stopped and the working agent is pumped with a low-productivity pump only into the group of low-pressure injection wells until the reservoir pressure in the zone of low-pressure injection wells is equal to the current reservoir pressure at the development site. When this occurs, the alignment of reservoir pressure in the reservoir. The reservoir pressure in the zone of highly-accepting and low-accepting wells is compared. High performance pumps provide a flow rate of the working agent of the order of 250 - 500 m ³ / day at a discharge pressure of 15-25 MPa. Due to the higher injection pressure in the second half-cycle, a greater amount of working agent enters the formation than when a high-capacity pump (low injection pressure) is pumped in the first half-cycle.

Пример конкретного выполнения способа
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29^oC, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПа·с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.An example of a specific implementation of the method
An oil reservoir of the Romashkinskoye field is being developed with the following characteristics: porosity - 18.4%, average permeability - 0.646 μm ² , oil saturation - 61.1%, absolute mark of water-oil contact - 1530 m, average oil-saturated thickness - 4 m, initial reservoir pressure - 16 MPa, reservoir temperature - 29 ^o C, reservoir oil parameters: density - 930 kg / m ³ , viscosity - 46 MPa · s, saturation pressure - 1.8 MPa, gas content - 15.2 m ³ / t, sulfur content - 3 , 64%.

На залежи выделяют участок разработки. На участке разработки отбирают нефть через 25 добывающих скважин. Четыре малоприемистые нагнетательные скважины с приемистостью 45, 47, 49 и 50 м³/сут объединяют в группу малоприемистых скважин. Прочие три нагнетательные скважины с приемистостью порядка 250 м³/сут эксплуатируют без объединения в группу. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины ведут циклически. В качестве рабочего агента используют попутную пластовую воду. В период первого полуцикла, равного 15 сут, циклического режима закачивают рабочий агент во все нагнетательные скважины насосом высокой производительности, равной 1000 м³/сут. При этом в зоне высокоприемистых нагнетательных скважин пластовое давление становится равным 16,5 МПа, а в зоне малоприемистых скважин - 16,1 МПа. В период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности и закачивают рабочий агент насосом низкой производительности, равной 500 м³/сут, только в группу из четырех малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки. В результате пластовое давление в зоне высокоприемистых нагнетательных скважин и в зоне малоприемистых нагнетательных скважин становится равным 16,3 МПа. Продолжительность второго полуцикла составляет 12 сут.A development site is allocated to the deposits. At the development site, oil is sampled through 25 production wells. Four low-pressure injection wells with injections of 45, 47, 49 and 50 m ³ / day are combined into a group of low-sensitivity wells. The other three injection wells with an injection rate of about 250 m ³ / day are exploited without being grouped. The injection of the working agent through injection wells is carried out cyclically. Associated produced water is used as a working agent. During the first half-cycle, equal to 15 days, of the cyclic mode, the working agent is pumped into all injection wells with a high-capacity pump equal to 1000 m ³ / day. Moreover, in the zone of highly sensitive injection wells, the reservoir pressure becomes 16.5 MPa, and in the zone of low-sensitivity wells - 16.1 MPa. During the second half-cycle of the cyclic regime, the injection of the working agent is stopped with a high-capacity pump and the working agent is pumped with a low-capacity pump, equal to 500 m ³ / day, only to a group of four low-pressure injection wells until the reservoir pressure in the zone of low-pressure injection wells is equal to the current reservoir pressure at the development site. As a result, the reservoir pressure in the zone of highly sensitive injection wells and in the zone of low-sensitivity injection wells becomes 16.3 MPa. The duration of the second half-cycle is 12 days.

В результате разработки удается повысить нефтеотдачу залежи на 0,3%. As a result of development, it is possible to increase oil recovery by 0.3%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи. The application of the proposed method will improve the recovery of deposits.

Источники информации
1. Патент РФ N 2136862, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г.Sources of information
1. RF patent N 2136862, cl. E 21 B 43/20, published. 1999 year

2. Патент РФ N 2132940, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г. 2. RF patent N 2132940, cl. E 21 B 43/20, published. 1999 year

3. Патент РФ N 2142556, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г. - прототип. 3. RF patent N 2142556, cl. E 21 B 43/20, published. 1999 - a prototype.

Claims

A method of developing an oil reservoir, comprising injecting a working agent in a cyclic mode through injection wells and extracting oil through a producing well, characterized in that low-injection injection wells are combined into one group, during the first half-cycle of a cyclic regime, the working agent is pumped into all injection wells with a high-capacity pump , during the second half-cycle of the cyclic mode, the injection of the working agent is stopped by a high-capacity pump and the working agent is pumped on low-pressure pumps to the group of low-pressure injection wells until reservoir pressure in the zone of low-pressure injection wells is reached, equal to the current reservoir pressure at the development site.