RU2319829C2

RU2319829C2 - Method for oil deposit development

Info

Publication number: RU2319829C2
Application number: RU2005130611/03A
Authority: RU
Inventors: Марат Мадарисович Хамидуллин (RU); Марат Мадарисович Хамидуллин; Галина Федоровна Кандаурова (RU); Галина Федоровна Кандаурова; Сергей Васильевич Нечваль (RU); Сергей Васильевич Нечваль; Иль Фанузович Галимов (RU); Илья Фанузович Галимов; Николай Константинович Маликов (RU); Николай Константинович Маликов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2005-10-03
Filing date: 2005-10-03
Publication date: 2008-03-20
Also published as: RU2005130611A

Abstract

FIELD: oil production, particularly to develop oil deposits confined to non-uniform porous fractured, fractured porous and fractured reservoirs, for instance carbonate ones.

SUBSTANCE: method involves setting periodical operation regimes of well having high displacing liquid content in product; producing oil via producing wells; determining oil content in well product and recording pressure recovery curve in said wells. In the case of deposit development with porous carbonate blocks producing well clusters are formed so that injection well is arranged in cluster center and injection well or wells are in depressed structure zone relatively producing ones. Then injection well is operated in steady-state regime and well response is recorded. Periodical well operation regime is set after production well response recording to provide it by periodic liquid removal at injection well or injection wells by alternating activating/deactivating of latter wells to obtain stable reservoir pressure increase in well area surrounding injection well. Then water is discharged in area characterized by decreased reservoir pressure or outside deposit.

EFFECT: decreased water content in well product and increased oil recovery from porous blocks of carbonate reservoirs.

2 cl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, приуроченных к неоднородным поровотрещинным, трещинно-поровым или трещинным коллекторам, например карбонатным.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil deposits confined to heterogeneous pore-crack, fracture-pore or fracture reservoirs, for example carbonate.

Известен способ разработки нефтяной залежи в условиях ярко выраженной неоднородности пласта-коллектора, включающий задание периодических режимов работы добывающих скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции и нагнетательных скважин так, что периоды режимов работы линии нагнетания и линии отбора находятся в противофазе друг к другу, а продолжительность непрерывной закачки задается выражениемThere is a method of developing an oil reservoir under conditions of pronounced heterogeneity of the reservoir, including setting periodic operating modes of production wells with a high content of displacing fluid in the product and injection wells so that the periods of operation of the injection line and the extraction line are in antiphase to each other, and continuous download duration is given by

где k₁, k₃ - коэффициенты, зависящие от общих количественных показателей нагнетания и отбора, такие что параметр Т имеет порядок в несколько месяцев (см. Авт. св. СССР №1553658, МКИ Е21В 43/20, опубл. 30.03.1990 г., бюл.12).where k ₁ , k ₃ are coefficients depending on the general quantitative indicators of injection and selection, such that the parameter T is of the order of several months (see Avt. St. USSR No. 1553658, MKI E21B 43/20, published on 03.30.1990 ., bull. 12).

Этот способ основан на представлении продуктивного пласта как динамической системы, имеющей собственную частоту колебания порядка

This method is based on the representation of the reservoir as a dynamic system having its own frequency of oscillation of the order

Однако в этом случае временной масштаб процесса изменения давления в рассматриваемой точке пласта задается периодом изменения состояния динамической системы, не являющимся внутренней характеристикой коллектора. При этом, очевидно, интенсивность взаимообмена жидкостью между участками пласта с разными проницаемостями не достигает наибольших значений ввиду несовпадения временного масштаба колебательного процесса и постоянной времени взаимообмена жидкостью между участками пласта с разными проницаемостями, которая является внутренней характеристикой пласта-коллектора.However, in this case, the time scale of the process of pressure change at the considered point in the reservoir is determined by the period of change in the state of the dynamic system, which is not an internal characteristic of the reservoir. In this case, it is obvious that the rate of fluid interchange between sections of the reservoir with different permeabilities does not reach the highest values due to the mismatch between the time scale of the oscillation process and the time constant of fluid interchange between sections of the reservoir with different permeabilities, which is an internal characteristic of the reservoir.

Таким образом, применяя известный способ к пластам-коллекторам трещиновато-пористого типа, невозможно достичь высоких значений коэффициента извлечения нефти из пористых блоков.Thus, applying the known method to reservoirs of a fractured-porous type, it is impossible to achieve high values of the coefficient of oil recovery from porous blocks.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора посредством задания периодических режимов работы добывающих скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции. Сначала задают стационарные режимы работы добывающих скважин. Определяют нефтесодержание продукции каждой скважины. Затем скважины переводят на периодические режимы работы. Извлечения нефти через посредство каждой отдельной скважины производят в несколько этапов. На каждом этапе периодический режим работы скважины задают путем чередующихся пусков и остановок последней на равные друг другу промежутки времени при стационарных режимах работы нагнетательных скважин. При таком гидродинамическом режиме обеспечивают максимальную плотность перетока между блоками и трещинами пласта-коллектора (см. патент РФ №2109130, Е21В 43/16, бюл. №11, 1998 г.).Closest to the proposed invention is a method of extracting oil from a fractured porous reservoir by setting periodic modes of production of wells with a high content of displacing fluid in the product. First, stationary modes of production wells are set. The oil content of the production of each well is determined. Then the wells are transferred to periodic modes of operation. Oil recovery through each individual well is carried out in several stages. At each stage, the periodic mode of operation of the well is set by alternating starts and stops of the well for equal intervals of time during stationary modes of operation of the injection wells. In this hydrodynamic regime, the maximum flow density between blocks and fractures of the reservoir is ensured (see RF patent No. 2109130, ЕВВ 43/16, bull. No. 11, 1998).

Периодический режим способствует увеличению нефтеотдачи залежи, однако при извлечении нефти из трещиновато-порового коллектора с активной, прорывающейся по трещинам подошвенной или закачиваемой водой данный способ малоэффективен из-за быстрой компенсации отбора водой и невозможности эффективного снижения давления в трещинной системе, следовательно, и слабого, ограниченного вовлечения в разработку низкопроницаемых блоков матрицы. Увеличение отбора продукции на добывающей скважине, для более эффективного снижения давления, ведет к росту объемов добытой воды, увеличению затрат на добычу, транспортировку и подготовку продукции. Кроме того, недостатком известного способа является увеличение простоя добывающих скважин, уменьшение межремонтного периода работы и более быстрый износ оборудования.The periodic mode increases the oil recovery of the reservoir, however, when extracting oil from the fractured-pore reservoir with active plantar or pumped water breaking through the cracks, this method is ineffective because of the rapid compensation of water withdrawal and the impossibility of effectively reducing the pressure in the fracture system, therefore, weak limited involvement in the development of low permeability matrix blocks. An increase in the selection of products at the production well, in order to more effectively reduce pressure, leads to an increase in the volume of produced water, an increase in the cost of production, transportation and preparation of products. In addition, the disadvantage of this method is the increase in idle production wells, a decrease in the overhaul period, and faster wear of equipment.

Задачей изобретения является снижение процента обводненности продукции скважин и повышение коэффициента извлечения нефти из пористых блоков карбонатных коллекторов.The objective of the invention is to reduce the percentage of water cut in the production of wells and increase the coefficient of oil recovery from porous blocks of carbonate reservoirs.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем задание периодических режимов работы скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции, извлечение нефти посредством добывающих скважин, на которой производят оценку нефтесодержания продукции скважины и запись кривой восстановления давления, задание периодического режима работы осуществляют посредством периодического отбора жидкости на нагнетательной скважине или группе нагнетательных скважин путем чередующихся пусков и остановок последней(их) с дальнейшим сбросом воды на участке с пониженным пластовым давлением или за контур залежи, при этом нагнетательная(ые) скважина(ы) должна(ы) находиться в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим.The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir, including setting periodic modes of operation of wells with a high content of displacing fluid in the product, extracting oil through production wells, which evaluate the oil content of the production of the well and recording the pressure recovery curve, setting the periodic mode of operation is carried out by periodic fluid sampling at the injection well or group of injection wells by alternating starts and stops of the latter (their ) with further discharge of water in the area with reduced reservoir pressure or beyond the reservoir contour, while the injection well (s) (s) should be in the lower part of the reservoir structure with respect to the producing ones.

Кроме того, новые нагнетательные скважины выбирают из числа добывающих или пробуривают новые, применение периодических режимов работы осуществляют как на нагнетательных, так и на части добывающих скважин.In addition, new injection wells are selected from the number of producing wells or new ones are being drilled, the use of periodic operating modes is carried out both on injection and part of production wells.

В ходе разработки залежей с трещиновато-пористым типом коллектора возникают осложнения, связанные с наличием высокопроницаемых трещин, скорость движения жидкости в которых достигает 420 м/сутки. В результате движение жидкости происходит в основном по трещинам, слабо охватывая матрицу пород. Это приводит к быстрой обводненности добывающей скважины, особенно при вертикальной трещиноватости и наличии высокопроницаемой связи с подошвенной или закачиваемой водой. Для извлечения нефти из низкопроницаемых блоков матрицы необходимо замедлить прорыв воды и создать максимальный перепад давления между блоком и трещиной.During the development of reservoirs with a fractured-porous reservoir type, complications arise associated with the presence of highly permeable cracks with a fluid velocity of up to 420 m / day. As a result, the movement of the fluid occurs mainly along the cracks, weakly covering the matrix of rocks. This leads to rapid watering of the producing well, especially with vertical fracturing and the presence of a highly permeable bond with plantar or pumped water. To extract oil from low-permeability matrix blocks, it is necessary to slow down the water breakthrough and create a maximum pressure drop between the block and the crack.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.The method is carried out by the following sequence of operations.

1. Формируют группы добывающих скважин с нагнетательными скважинами в центре.1. Form groups of production wells with injection wells in the center.

2. При стационарном режиме работы добывающих скважин производят оценку нефтесодержания продукции.2. At a stationary operating mode of producing wells, the oil content of the product is estimated.

3. Производят запись кривой восстановления давления, определяют пластовое давление и величину депрессии на пласт.3. Record the pressure recovery curve, determine the reservoir pressure and the magnitude of the depression on the reservoir.

4. Учитывают конкретные геолого-физические условия залежи. Во избежание прорыва воды в окружающие добывающие скважины нагнетательная скважина, на которой производится периодический отбор, должна находиться в пониженной части структуры залежи.4. Take into account the specific geological and physical conditions of the reservoir. In order to avoid water breakthrough into the surrounding production wells, the injection well, which is used for periodic sampling, should be located in the lower part of the reservoir structure.

5. Производят спуск электроцентробежного насоса (или другого) на нагнетательную скважину с высоким пластовым давлением.5. Launch the electric centrifugal pump (or another) to the injection well with high reservoir pressure.

6. Все скважины переводят на стационарный режим работы.6. All wells are switched to a stationary mode of operation.

7. Стационарный отбор воды на нагнетательной скважине продолжается до фиксации отклика окружающих скважин на эти действия: снижением обводненности, изменением уровня жидкости, депрессии или темпа извлечения нефти. После этого скважину переводят на периодический режим отбора жидкости.7. Stationary water withdrawal at the injection well continues until the response of the surrounding wells to these actions is recorded: a decrease in water cut, a change in the liquid level, depression or the rate of oil recovery. After that, the well is transferred to a periodic mode of fluid withdrawal.

8. В выделенных зонах отклика залежи варьируют продолжительностью циклов в зависимости от скорости передачи отклика и изменения процента обводненности.8. In the selected response zones, the deposits vary in the duration of the cycles depending on the response rate and the change in the percentage of water cut.

9. Извлеченная вода транспортируется на кустовую насосную станцию и сбрасывается в соседнем ряду нагнетательных скважин с пониженным пластовым давлением или законтурные воды залежи.9. The extracted water is transported to the cluster pumping station and discharged in the adjacent row of injection wells with reduced reservoir pressure or the marginal water of the reservoir.

10. При устойчивом снижении пластового давления в области окружающих скважин периодический отбор воды на нагнетательной скважине прекращают и переходят на другой участок.10. With a steady decrease in reservoir pressure in the area of surrounding wells, the periodic water withdrawal at the injection well is stopped and transferred to another site.

Трещиноватость, генетически связанная с геолого-тектонической историей развития карбонатных массивов, в значительной степени зависит от изменения пластового давления. При значительном снижении пластового давления происходит смыкание некоторой части микротрещин, что нарушает естественную систему фильтрации. Макротрещины, являясь основным путем перемещения вытесняемой из матрицы нефти, перестают получать ее и становятся хорошим проводником подошвенной или контурной воды. Поэтому в процессе отбора жидкости необходим контроль пластового давления во избежание его значительного снижения.Fracturing, genetically related to the geological and tectonic history of the development of carbonate massifs, is largely dependent on changes in reservoir pressure. With a significant decrease in reservoir pressure, a certain part of the microcracks closes, which violates the natural filtration system. Macrocracks, being the main way of displacing oil displaced from the matrix, stop receiving it and become a good conductor of plantar or contour water. Therefore, in the process of fluid selection, it is necessary to control reservoir pressure in order to avoid its significant reduction.

Предложенный способ обеспечивает повышение эффективности извлечения нефти из пористых блоков пласта коллектора за счет экранирования подтока подошвенной воды, введения знакопеременных перепадов давления, создающих упругий режим фильтрации жидкости.The proposed method provides an increase in the efficiency of oil extraction from porous blocks of the reservoir by screening the bottom water flow, introducing alternating pressure drops that create an elastic mode of fluid filtration.

Резкий увеличенный отбор воды на нагнетательной скважине приводит к образованию зоны пониженного давления на водонефтяном контакте залежи. Данная зона временно экранирует подток воды в окружающие обводненные добывающие скважины, периодический отбор воды создает упругие знакопеременные колебания, перепады давления в трещинной системе пласта, активизировав таким образом застойные замкнутые микротрещины и слабопроницаемые блоки матрицы. Воздействие упругими колебаниями оказывает положительное влияние на фильтрационные процессы в продуктивных пластах. В данном случае воздействие будет являться силой, позволяющей реализовать внутреннюю энергию матрицы. Возникающий знакопеременный перепад давления между блоком и трещиной позволит увеличить скорость капиллярного пропитывания в низкопроницаемых блоках матрицы, мобилизовать в фильтрационное течение прегражденные водой застойные микротрещины пласта. Резкий периодический, интенсивный отбор воды через нагнетательную скважину позволит оттянуть к водонефтяному контакту образовавшиеся водяные конусы добывающих скважин. Таким образом, мы реализуем перепады давления между трещинами и блоками матрицы. Вода из слоев и зон с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые, вытесняя остаточную нефть. Нефть первоначально перемещается в микротрещины, а потом и в более крупные транспортные макротрещины пласта.A sharp increase in water withdrawal at the injection well leads to the formation of a zone of reduced pressure at the oil-water contact of the reservoir. This zone temporarily screens water inflow into the surrounding waterlogged production wells, periodic water withdrawal creates elastic alternating vibrations, pressure drops in the fracture system of the formation, thus activating stagnant closed microcracks and low-permeable matrix blocks. The impact of elastic vibrations has a positive effect on the filtration processes in the reservoir. In this case, the impact will be a force that allows you to realize the internal energy of the matrix. The alternating pressure differential arising between the block and the crack will increase the rate of capillary impregnation in the low-permeability blocks of the matrix and mobilize stagnant formation microcracks blocked by water in the filtration flow. A sharp periodic, intensive water withdrawal through the injection well will allow the formed water cones of the producing wells to be drawn to the water-oil contact. Thus, we realize pressure drops between cracks and matrix blocks. Water from layers and zones with greater permeability penetrates into low permeability, displacing residual oil. Oil initially moves to microcracks, and then to larger transport macrocracks in the formation.

При создании в продуктивном пласте нестационарных перепадов давления полезно формировать зоны с небольшим временным снижением пластового давления. Поэтому с целью вовлечения в неравновесное состояние большей площади пласта и создания более интенсивного воздействия упругими колебаниями необходимо периодический отбор проводить на группе нагнетательных скважин. При создании в продуктивном, трещиноватом карбонатном коллекторе нестационарных знакопеременных перепадов давления на границе макро- и микротрещин будут возникать добавочные силы, направленные к перераспределению фаз в пласте. Без наличия необходимого надпорогового перепада давления процессы перераспределения фаз между трещинами и блоками пласта будут протекать во времени недостаточно интенсивно или вообще будут отсутствовать.When creating unsteady pressure drops in a reservoir, it is useful to form zones with a slight temporary decrease in reservoir pressure. Therefore, in order to engage a larger formation area in a non-equilibrium state and to create a more intense impact of elastic vibrations, it is necessary to periodically select on a group of injection wells. When unsteady alternating pressure drops are created in a productive, fractured carbonate reservoir, additional forces will appear at the boundary of macro- and microcracks aimed at phase redistribution in the formation. Without the presence of the necessary suprathreshold pressure drop, the processes of phase redistribution between the cracks and the blocks of the formation will not be intensive enough in time or will be absent altogether.

Claims

1. A method of developing an oil reservoir, including setting periodic modes of operation of wells with a high content of displacing fluid in the product, oil recovery through production wells, which evaluate the oil content in the production of wells and recording a pressure recovery curve, characterized in that when developing a reservoir with porous carbonate blocks form groups of production wells with an injection well in the center and so that the injection well or wells are in a reduced part the structure of the wells in relation to the production wells, they perform the operation of the injection well in a stationary mode, record the response of the production wells, set the periodic mode of operation of the wells after recording the response of the production wells and provide it by periodically sampling the fluid at the injection well or group of injection wells by alternating starts and stops last or last until a steady decrease in reservoir pressure in the area of the wells surrounding the injection well, followed by he discharged water in the area with low reservoir pressure or beyond the contour of the reservoir.

2. The method according to claim 1, characterized in that the injection wells are selected from the number of producing or new ones are drilled, and periodic fluid sampling is carried out both on the injection and part of the producing wells.