RU2170341C1

RU2170341C1 - Process of exploitation of multipool oil deposit

Info

Publication number: RU2170341C1
Application number: RU2000130617A
Authority: RU
Inventors: М.Ю. Ахапкин; А.В. Бодрягин; А.А. Боксерман; Л.С. Бриллиант; А.Д. Митрофанов; Ю.Л. Смирнов
Original assignee: Боксерман Аркадий Анатольевич
Priority date: 2000-12-07
Filing date: 2000-12-07
Publication date: 2001-07-10

Abstract

FIELD: oil industry. SUBSTANCE: according to process pools are divided into two groups. Mean values of filtration-capacitive properties are estimated per each group. Pools of higher penetrability and advanced working of stock are included in first group. Second group includes less penetrable pools with slow working of stock. Oil is extracted from pools through production wells. Working agent is pumped under cyclic condition through injection wells and agent increasing hydrodynamic resistance of pool is pumped through one injection well and/or one production well as minimum during second half of period of reduced seam pressure. Duration of cycle of pumping of working agent is chosen from condition providing for least difference in averaged rates of transfer of forcing fronts in pools of productive section of first and second groups. If penetrability of pools differs by factor of 10 and more half-cycle of shut- down of injection wells in case of cyclic pumping of working agent is so assigned that seam pressure drops sufficiently to ensure transfer of stratal fluids from pools of second group to pools of first group inside shut-down wells. Intensification operations to raise oil output in pools of second group are periodically conducted in shut-down wells. EFFECT: increased output of oil deposit.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a multilayer oil reservoir.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985,с. 143 - 149). A known method of developing a multilayer oil reservoir, including the selection of oil through production wells and pumping a working agent in a cyclic mode through injection wells (Surguchev ML Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. M .: Nedra, 1985, pp. 143 - 149) .

Известный способ позволяет отбирать нефть в основном из высокопроницаемых пластов и весьма мало из низкопроницаемых пластов, вследствие чего нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. The known method allows you to select oil mainly from high permeability formations and very little from low permeability formations, as a result of which the oil recovery of the reservoir remains at a low level.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разделение пластов на две группы, оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу - менее проницаемых пластов с медленной выработкой запасов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, по крайней мере в одну нагнетательную и/или добывающую скважину во второй половине периода снижения пластового давления, выбор продолжительности цикла закачки рабочего агента из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп (Патент РФ N 2132939, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г. - прототип). Closest to the invention in technical essence is a method of developing a multilayer oil reservoir, which includes dividing the reservoir into two groups, estimating the average values of reservoir properties for each group, including in the first group of reservoirs with higher permeability and outrunning reserves, in the second group - less permeable formations with slow development of reserves, oil selection from formations through production wells, injection of a working agent in a cyclic mode through injection wells, for pumping of an agent that increases the hydrodynamic resistance of the formation to at least one injection and / or production well in the second half of the period of decrease in reservoir pressure, selection of the duration of the injection cycle of the working agent from the condition of ensuring the smallest difference in the averaged velocities of movement of the displacement fronts across the reservoirs of the first and the second group (RF Patent N 2132939, class E 21 B 43/20, published. 1999 - prototype).

Известный способ позволяет отбирать из залежи повышенное количество нефти. Однако способ удовлетворительно работает только при весьма небольшой разнице свойств групп пластов, когда проницаемости различаются не более, чем в три раза. Особенно низка эффективность способа, когда проницаемости пластов различаются в 10 и более раз, т. е. когда на залежи имеется сверхвысокопроницаемый пласт, называемый суперколлектором. В этом случае нефтеотдача залежи невелика даже при применении всех мероприятий по выравниванию проницаемостей пластов. The known method allows you to select from the deposits an increased amount of oil. However, the method works satisfactorily only with a very small difference in the properties of the groups of formations, when the permeabilities differ by no more than three times. Particularly low efficiency of the method, when the permeability of the layers differ by 10 or more times, that is, when the reservoir has an ultra-high permeability layer, called a super reservoir. In this case, the oil recovery of the reservoir is small even with the application of all measures to level the permeability of formations.

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

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем разделение пластов на две группы, оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу - менее проницаемых пластов с медленной выработкой запасов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, по крайней мере, через одну нагнетательную и/или добывающую скважину во второй половине периода снижения пластового давления и выбор продолжительности цикла закачки рабочего агента из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп, согласно изобретению, при различии проницаемости пластов в 10 и более раз и циклической закачке рабочего агента полупериод остановки нагнетательных скважин назначают таким, при котором происходит снижение пластового давления, достаточное для перетока пластовых флюидов из пластов второй группы в пласты первой группы внутри остановленных скважин, при этом в остановленных скважинах периодически проводят интенсификационные работы по увеличению нефтеотдачи пластов в пластах второй группы. The problem is solved in that in the method of developing a multilayer oil reservoir, including dividing the formations into two groups, estimating the average values of the reservoir properties for each group, including in the first group the formations with higher permeability and outstripping the development of reserves, in the second group - less permeable reservoirs with slow development of reserves, oil withdrawal from reservoirs through production wells, injection of a working agent in a cyclic mode through injection wells, injection of an agent that increases hydrodynamics the resistivity of the formation through at least one injection and / or production well in the second half of the period of decrease in reservoir pressure and the choice of the duration of the injection cycle of the working agent from the condition of ensuring the smallest difference in the average velocities of movement of the displacement fronts across the reservoirs of the productive section of the first and second groups, according to the invention, with a difference in the permeability of the formations by 10 or more times and the cyclic injection of the working agent, the half-period of stopping the injection wells is At which the reservoir pressure reduction sufficient for flow of formation fluids from the formations of the second group in the layers of the first group are stopped inside the wells, the wells in the stopped periodically intensification works to increase oil recovery in reservoirs of the second group.

Сущность изобретения
При разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи происходит опережающее вытеснение нефти из пластов с высокой проницаемостью. При этом часто нефть в пластах с низкой проницаемостью остается частично невыработанной. Это приводит к снижению нефтеотдачи залежи. В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.SUMMARY OF THE INVENTION
During the development of a heterogeneous multilayer oil reservoir, the leading displacement of oil from reservoirs with high permeability occurs. At the same time, oil in reservoirs with low permeability often remains partially undeveloped. This leads to a decrease in oil recovery deposits. The invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved by the following set of operations.

При разработке многопластовой нефтяной залежи производят разделение пластов на две группы. Оценивают средние значения фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы. В первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов. Во вторую группу включают менее проницаемые пласты с медленной выработкой запасов. Отбирают нефть из пластов через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент в циклическом режиме через нагнетательные скважины. Закачивают агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта, по крайней мере, через одну нагнетательную и/или добывающую скважину во второй половине периода снижения пластового давления. Выбирают продолжительность цикла закачки рабочего агента из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп. При периодической закачке рабочего агента в полупериод остановки нагнетательных скважин назначают таким, при котором происходит снижение пластового давления, достаточное для перетока пластовых флюидов из пластов второй группы в пласты первой группы внутри остановленных скважин. Этот процесс основан на том, что пластовое давление в пластах с большей проницаемостью снижается быстрее, чем в пластах с меньшей проницаемостью. Чем больше разница проницаемостей пластов, тем быстрее наступает переток. При наступлении перетока в остановленных скважинах периодически проводят интенсификационные работы в пластах второй группы, например поинтервальные кислотные обработки, разглинизацию и т.п. When developing a multilayer oil reservoir, the layers are divided into two groups. Estimate the average values of filtration-capacitive properties for each group. The first group includes reservoirs with higher permeability and advanced reserves development. The second group includes less permeable formations with slow development of reserves. Oil is taken from the reservoirs through production wells. The working agent is pumped in a cyclic mode through injection wells. An agent is added that increases the hydrodynamic resistance of the formation through at least one injection and / or production well in the second half of the period of decrease in reservoir pressure. The duration of the working agent injection cycle is selected from the condition of ensuring the smallest difference in the averaged velocities of displacement of the displacement fronts along the layers of the productive section of the first and second groups. When the working agent is periodically injected in half-time, the shutdown of injection wells is prescribed such that the formation pressure decreases enough to transfer formation fluids from the formations of the second group to the formations of the first group inside the shut-off wells. This process is based on the fact that reservoir pressure in formations with a higher permeability decreases faster than in formations with a lower permeability. The greater the difference in the permeability of the formations, the faster the overflow occurs. Upon the onset of overflow in the stopped wells, intensification work is periodically carried out in the formations of the second group, for example, interval acid treatments, mud control, etc.

Пример конкретного выполнения способа
Разрабатывают нефтяную залежь Талинского месторождения со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта - 2700 м, пластовое давление 25 МПа, пластовая температура 101^oC, толщина продуктивного пласта 30 м, глубина расположения суперколлектора 2728 м, толщина суперколлектора 0,4 м, пористость пласта 14,5%, пористость суперколлектора 15,5%, проницаемость пласта 60•10^-3 мкм², проницаемость суперколлектора 1 мкм², вязкость нефти 0,4 МПа•с, плотность нефти - 0,83 г/см³.An example of a specific implementation of the method
An oil reservoir of the Talinskoye field is being developed with the following characteristics: depth of the reservoir is 2700 m, reservoir pressure is 25 MPa, reservoir temperature is 101 ^o C, the thickness of the reservoir is 30 m, the depth of the super reservoir is 2728 m, the thickness of the super reservoir is 0.4 m, the porosity of the reservoir is 14, 5%, porosity of the supercollector 15.5%, permeability of the formation 60 • 10 ^-3 μm ² , permeability of the supercollector 1 μm ² , oil viscosity 0.4 MPa • s, oil density 0.83 g / cm ³ .

Производят разделение пластов на две группы. Оценивают средние значения фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы. В первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов - суперколлектора. Во вторую группу включают прочие менее проницаемые пласты с медленной выработкой запасов. Separate the layers into two groups. Estimate the average values of filtration-capacitive properties for each group. The first group includes reservoirs with higher permeability and advanced development of reserves - a super collector. The second group includes other less permeable formations with slow development of reserves.

Отбирают нефть из пластов через 120 добывающих скважин. Закачивают рабочий агент (пластовую воду) в циклическом режиме через 57 нагнетательных скважин: 15 сут. - закачка, 12 сут. - остановка. Закачивают агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта через одну нагнетательную скважину во второй половине периода снижения пластового давления - 0,4%-ный водный раствор полиакриламида. Продолжительность цикла закачки рабочего агента выбрана из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп. При периодической закачке рабочего агента полупериод остановки нагнетательных скважин назначают таким, при котором происходит снижение пластового давления, достаточное для перетока пластовых флюидов из пластов второй группы в пласты первой группы внутри остановленных скважин - 12 сут. При наступлении перетока в остановленных скважинах через один цикл проводят интенсификационные работы в пластах второй группы - гидроразрыв пласта. Oil is taken from the reservoirs through 120 production wells. A working agent (produced water) is pumped in a cyclic mode through 57 injection wells: 15 days. - download, 12 days. - stop. An agent is added that increases the hydrodynamic resistance of the formation through one injection well in the second half of the period of decrease in reservoir pressure — a 0.4% aqueous solution of polyacrylamide. The duration of the working agent injection cycle is selected from the condition of ensuring the smallest difference in the averaged speeds of displacement of the displacement fronts along the layers of the productive section of the first and second groups. When the working agent is periodically injected, the half-stop of injection wells is designated such that the formation pressure decreases enough to transfer formation fluids from formations of the second group to formations of the first group inside shut-in wells — 12 days. Upon the onset of overflow in stopped wells, after one cycle, intensification work is carried out in the formations of the second group — hydraulic fracturing.

Применение предложенного способа позволит добыть дополнительный объем нефти из низкопроницаемых пластов и тем самым увеличить нефтеотдачу залежи на 1,5 - 2,0%. The application of the proposed method will allow to extract additional oil from low-permeability formations and thereby increase the oil recovery of the reservoir by 1.5 - 2.0%.

Claims

A method for developing a multilayer oil reservoir, including dividing the reservoirs into two groups, estimating the average values of the reservoir properties for each group, including in the first group of reservoirs with higher permeability and faster development of reserves, in the second group of less permeable reservoirs with slow development of reserves, oil withdrawal from reservoirs through production wells, injection of a working agent in a cyclic mode through injection wells, injection of an agent that increases the hydrodynamic resistance of the reservoir Asta through at least one injection and / or production well in the second half of the period of decrease in reservoir pressure and the choice of the duration of the injection cycle of the working agent from the condition of ensuring the smallest difference in the average speeds of the displacement fronts moving through the layers of the productive section of the first and second groups, characterized in that with a difference in the permeability of the reservoirs by 10 or more times and the cyclic injection of the working agent, the half-period of the shutdown of injection wells is designated such that voltage reservoir pressure sufficient for flow of formation fluids from the formations of the second group in the layers of the first group are stopped inside the wells, the wells in the stopped periodically intensification works to increase oil recovery in reservoirs of the second group.