RU2194153C2

RU2194153C2 - Method of developing nonuniform oil deposit

Info

Publication number: RU2194153C2
Application number: RU2001103198A
Authority: RU
Inventors: И.М. Бакиров; Р.Г. Абдулмазитов; Г.Х. Бакирова; А.И. Бакиров
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть"им. В.Д.Шашина
Priority date: 2001-02-05
Filing date: 2001-02-05
Publication date: 2002-12-10

Abstract

FIELD: oil producing industry; methods of development of oil deposits with nonuniform reservoirs using waterflooding. SUBSTANCE: method includes drilling of deposits by in-line nonuniform well pattern, injection of displacement agent into injection wells and withdrawal of products from producing wells. After transfer of displacement agent front to the first lines of producing wells, wells of injection line are transformed to category of producing and operated under conditions of formation pressure being below saturation, but not below critical pressure of plasto-elastic deformation of producing formation skeleton up to attainment of limiting profitable waterflooding. Then research is carried out for detection of interlayers with residual oil saturation. After it, products are withdrawn from wells having maximum number of interlayers with residual oil saturation and higher hypsometric elevation. Injection is renewed into wells located in depressed sections of structure. EFFECT: higher oil recovery factor of oil deposit.

Description

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений, представленных неоднородными коллекторами, с применением заводнения и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. The invention relates to methods for developing oil fields represented by heterogeneous reservoirs using water flooding and can be used in the oil industry.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные [1]. There is a method of developing a heterogeneous oil reservoir, including pumping water through injection wells and converting waterlogged production wells into injection wells [1].

Недостатком способа является то, что значительная часть извлекаемых запасов остается невовлеченной в разработку. The disadvantage of this method is that a significant portion of recoverable reserves remains uninvolved in the development.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий разбуривание его по рядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов, превышающим расстояние между добывающими рядами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отключение добывающих скважин первых рядов при обводнении ниже предельно рентабельного, перенос фронта вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин [2]. The closest in technical essence to the proposed one is a method of developing a heterogeneous oil field, including drilling it along a non-uniform grid of wells with a distance from the injection to the production rows exceeding the distance between the production rows, injection of the displacing agent into the injection wells and selection of production from production wells, shutting down production wells of the first rows when watering is below the most profitable, transferring the front of the displacing agent into the first rows of production wells [2].

Приближение нагнетания к зоне отбора в условиях Ромашкинского нефтяного месторождения приводит к увеличению текущих отборов (≈8%) и сокращению сроков разработки (≈23%). The approach of injection to the extraction zone in the conditions of the Romashkinskoye oil field leads to an increase in current production (≈8%) and a reduction in development time (≈23%).

Однако часть извлекаемых запасов (≈3-5%) все же остается невовлеченной в разработку из-за потерь запасов нефти, находящихся в зоне между нагнетательным и первыми добывающими рядами скважин, обусловленных неполной промывкой зоны к моменту переноса нагнетания. However, part of the recoverable reserves (≈3-5%) still remains uninvolved in the development due to the loss of oil reserves located in the zone between the injection and the first production rows of wells due to incomplete flushing of the zone at the time of transfer of injection.

Задачей изобретения является повышение коэффициента нефтеизвлечения месторождения за счет доразработки зоны между нагнетательным и первыми добывающими рядами скважин. The objective of the invention is to increase the coefficient of oil recovery of the field due to the additional development of the zone between the injection and the first producing rows of wells.

Указанная задача решается предлагаемым способом, включающим разбуривание месторождения по рядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов, превышающим расстояние между добывающими рядами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, отключение добывающих скважин первых рядов при обводнении ниже предельно рентабельного, перенос фронта вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин. This problem is solved by the proposed method, including drilling a field along a non-uniform row of wells with a distance from the injection to the production rows exceeding the distance between the production rows, pumping the displacing agent into the injection wells, taking products from the production wells, shutting down the production wells of the first rows when watering is below the maximum cost-effective, transferring the front of the displacing agent into the first rows of production wells.

Новым является то, что скважины нагнетательного ряда после переноса фронта вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин переводят в категорию добывающих и эксплуатируют их в режиме пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, но не ниже критического давления упругопластической деформации скелета продуктивного пласта до достижения предельно рентабельной обводненности, после чего проводят исследования по установлению пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и затем отбор продукции производят из скважин, имеющих наибольшее количество пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и повышенную гипсометрическую отметку, а закачку возобновляют в скважины, расположенные в пониженных участках структуры. New is that the wells of the injection row after the front of the displacing agent are transferred to the first rows of production wells are transferred to the category of production wells and they are operated in the reservoir pressure mode below the oil saturation pressure of gas, but not below the critical pressure of the elastoplastic deformation of the skeleton of the reservoir to achieve extremely profitable water cut and then conduct research on the establishment of layers with residual oil saturation and then the selection of products is made from wells, I have their greatest number of interlayers having a residual oil saturation and increased hypsometric mark, and download is resumed in the wells located in the lower parts of the structure.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности. На месторождении нефти, представленном неоднородными коллекторами, разбуренном по рядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов, превышающим расстояние между добывающими рядами, отключают добывающие скважины первых рядов при обводненности выше предельно рентабельного и переносят фронт вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин и осваивают их под нагнетание при забойных давлениях, предотвращающих опережающий прорыв закачиваемой воды к забою добывающих скважин. Скважины нагнетательного ряда переводят в категорию добывающих и устанавливают режим работы этих скважин таким, чтобы обеспечить снижение пластового давления ниже давления насыщения, но не ниже критического давления упругопластической деформации скелета продуктивного пласта. The inventive method is carried out in the following sequence. In an oil field represented by heterogeneous reservoirs drilled along a non-uniform row of wells with a distance from the injection to the production rows exceeding the distance between the production rows, the production wells of the first rows are turned off at a water cut above the most profitable and the front of the displacing agent is transferred to the first rows of production wells and mastered them under injection at bottomhole pressures, preventing the advance breakthrough of injected water to the bottom of production wells. The wells of the injection series are transferred to the category of producing wells and the operating mode of these wells is set so as to ensure a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure, but not below the critical pressure of the elastoplastic deformation of the skeleton of the reservoir.

На различных месторождениях значение критического давления составляет 66-86% от давления насыщения и определяется по аналитическим зависимостям или в лабораторных условиях. Многовариантными расчетами, на моделях трехмерной фильтрации, в режиме заданных пластовых давлений определяют забойное давление в добывающих скважинах ниже давления насыщения. In various fields, the critical pressure value is 66-86% of the saturation pressure and is determined by analytical dependencies or in laboratory conditions. By multivariate calculations, on models of three-dimensional filtration, in the mode of predetermined reservoir pressures, the bottomhole pressure in production wells is determined below the saturation pressure.

При нагнетании воды в первые ряды добывающих скважин и отборе продукции скважин в нагнетательном ряду при забойных давлениях ниже давления насыщения запасы нефти между этими рядами скважин вырабатываются в смешанном режиме заводнения и истощения. При этом происходит перераспределение потоков жидкости между пропластками из-за смыкания пор (трещин) высокопродуктивных выработанных заводнением пропластков, изменение направления фильтрационных потоков и вытеснение из слабопроницаемых нефтенасыщенных коллекторов нефти газированной жидкостью. When water is injected into the first rows of production wells and wells are sampled in the injection row at bottomhole pressures below the saturation pressure, oil reserves between these rows of wells are produced in a mixed mode of waterflooding and depletion. In this case, the redistribution of fluid flows between the layers due to the closure of pores (cracks) of highly productive flooding layers, a change in the direction of filtration flows and the displacement of low-permeable oil-saturated oil reservoirs with carbonated liquid.

Скважины, переведенные под отбор продукции в нагнетательном ряду, работают до достижения предельно рентабельной обводненности (дебита). Затем проводят их исследование геофизическими методами или моделированием по установлению пропластков с остаточной нефтенасыщенностью. Дальнейший отбор продукции осуществляют из скважин, имеющих наибольшее количество пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и повышенную гипсометрическую отметку, а закачку возобновляют в скважины, расположенные в пониженных участках структуры. Wells converted to product selection in the injection row work until they achieve extremely profitable water cut (flow rate). Then they are studied using geophysical methods or modeling to establish interlayers with residual oil saturation. Further product selection is carried out from wells that have the largest number of interlayers with residual oil saturation and an increased hypsometric mark, and injection is resumed in wells located in lower sections of the structure.

Пример конкретного выполнения (условный). An example of a specific implementation (conditional).

Залежь нефти в терригенных отложениях площадью 20,9 км² с балансовыми запасами 11697 тыс.т разбурена по пятирядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов 1000 м, а между добывающими рядами 500 м. Пробурено 63 скважины, в т.ч. 53 добывающих и 10 нагнетательных. Плотность сетки скважин составляет 33,17 га/скв.An oil deposit in terrigenous sediments with an area of 20.9 km ² with a balance of 11697 thousand tons was drilled along a five-row uneven grid of wells with a distance from injection to production rows of 1000 m, and between production rows of 500 m. 63 wells were drilled, including 53 mining and 10 injection. The density of the grid of wells is 33.17 ha / well.

Начальное пластовое давление на залежи равно 21,9 МПа, температура 101^oС, давление насыщения нефти газом 16 МПа. Вязкость нефти в пластовых условиях 0,4 мПа•с, воды 0,3 мПа•с, плотность нефти 632 кг/м³, газовый фактор 242 м³/т. Забойное давление в добывающих скважинах поддерживалось на уровне давления насыщения и равнялось 16 МПа.The initial reservoir pressure on the deposits is 21.9 MPa, a temperature of 101 ^o C, the pressure of saturation of oil with gas 16 MPa. The viscosity of oil in reservoir conditions is 0.4 MPa • s, water 0.3 MPa • s, oil density 632 kg / m ³ , gas factor 242 m ³ / t. The bottomhole pressure in the producing wells was maintained at the saturation pressure level and amounted to 16 MPa.

При обводненности продукции первого ряда добывающих скважин выше 98% их освоили под нагнетание воды и прекратили нагнетание воды в скважины нагнетательного ряда и перевели их в категорию добывающих и установили давление на забое, равное 5 МПа. При этом давлении обеспечивается снижение пластового давления в зоне отбора скважин и поддержание его на уровне выше критического давления упругопластической деформации породы на 10%, т.е. равным 12,5 МПа. When the water cut of the production of the first row of producing wells above 98% was mastered by pumping water, they stopped pumping water into the wells of the injection row and transferred them to the category of producing wells and set the bottom pressure to 5 MPa. At this pressure, a decrease in reservoir pressure in the well selection zone and its maintenance at a level higher than the critical pressure of elastoplastic deformation of the rock by 10%, i.e. equal to 12.5 MPa.

Скважины нагнетательного ряда, переведенные под отбор продукции, работали до достижения обводненности 98%. После этого провели исследования (моделированием) по установлению пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и отбор продукции продолжили из скважин, имеющих наибольшее количество пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и повышенную гипсометрическую отметку, а закачку возобновили в скважины, расположенные в пониженных участках структуры. The injection wells converted to product selection worked until they reached a water cut of 98%. After that, research (modeling) was carried out to establish interlayers with residual oil saturation and production selection was continued from wells with the largest number of interlayers with residual oil saturation and increased hypsometric mark, and injection was resumed in wells located in lower sections of the structure.

При этом ожидаемая добыча нефти за весь срок составит 3357 тыс.т, коэффициент нефтеизвлечения 0,287 д.ед. (По прототипу эти показатели соответственно равны: 2788 тыс.т и 0,234 д.ед.). Для рассмотренного участка согласно предлагаемому способу будет дополнительно добыто 619 тыс.т нефти. Коэффициент нефтеизвлечения увеличится на 0,053 д.ед. At the same time, the expected oil production for the entire period will be 3357 thousand tons, the oil recovery coefficient of 0.287 units (According to the prototype, these figures are respectively equal: 2788 thousand tons and 0.234 units). For the considered area, according to the proposed method, 619 thousand tons of oil will be additionally produced. The oil recovery coefficient will increase by 0.053 units.

Источники информации
1. Аналог А.С. 1606.687, кл. Е 21 В 43/20, 1990.Sources of information
1. Analogue A.S. 1606.687, class E 21 B 43/20, 1990.

2. Прототип Р.Х. Муслимов "Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения" Издательство Казанского университета, 1979 г., стр. 93-94.3 2. The prototype of R.X. Muslimov "The influence of the features of the geological structure on the development efficiency of the Romashkinskoye field" Kazan University Press, 1979, pp. 93-94.3

Claims

A method of developing a heterogeneous oil field, including drilling it along a non-uniform row of wells with a distance from the injection to the production rows exceeding the distance between the production rows, pumping the displacing agent into the injection wells and selecting products from the production wells, shutting down the production wells of the first rows at a water cut below the maximum cost-effective, transferring the front of the displacing agent into the first rows of production wells, characterized in that the wells of the injection row after the wasp of the front of the displacing agent in the first rows of producing wells is transferred to the category of producing wells and they are operated in a reservoir pressure mode below the oil saturation pressure of gas, but not lower than the critical pressure of the elastic-plastic deformation of the skeleton of the productive formation until the maximum cost-effective water cut is achieved, after which studies are conducted the establishment of interlayers with residual oil saturation and then the selection of products is carried out from wells having the largest number of interlayers with residual oil saturation In addition, the increased hypsometric mark, and the injection is resumed in wells located in lower sections of the structure.