RU2364715C1 - Development method of oil-bearing formation with low-permeable collector - Google Patents
Development method of oil-bearing formation with low-permeable collector Download PDFInfo
- Publication number
- RU2364715C1 RU2364715C1 RU2008138627/03A RU2008138627A RU2364715C1 RU 2364715 C1 RU2364715 C1 RU 2364715C1 RU 2008138627/03 A RU2008138627/03 A RU 2008138627/03A RU 2008138627 A RU2008138627 A RU 2008138627A RU 2364715 C1 RU2364715 C1 RU 2364715C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- pressure
- pumping
- oil
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of an oil reservoir with a low permeability reservoir.
Известен способ реагентной обработки прискважинной зоны, включающий закачку технологического раствора в пласт, выдержку его в пласте на реакцию и последующее удаление технологического раствора и продуктов его реакции с кольматирующими образованиями. При закачке технологического раствора в пласт определяют коэффициент приемистости скважины - отношение расхода закачки технологического раствора к давлению закачки. После этого через каждые 20-40 мин обработки производят закачку равных порций технологического раствора в пласт объемом 5-10% от объема технологического раствора, первоначально поданного в пласт, при давлении, равном давлению закачки технологического раствора в пласт. При каждой закачке порции технологического раствора определяют коэффициент приемистости скважины. Обработку скважины заканчивают при стабилизации коэффициента приемистости скважины. Техническим результатом является увеличение продуктивности скважин путем полного удаления кольматирующих образований и воздействие на проницаемость горной породы, слагающей продуктивный пласт (патент РФ №2182657, опубл. 2002.05.20).There is a method of reagent processing of the near-wellbore zone, including pumping the technological solution into the formation, holding it in the formation for a reaction and subsequent removal of the technological solution and its reaction products with masticating formations. When the technological solution is injected into the formation, the well injectivity is determined - the ratio of the flow rate of the injection of the technological solution to the injection pressure. After that, every 20-40 minutes of treatment, equal portions of the technological solution are injected into the formation with a volume of 5-10% of the volume of the technological solution initially supplied to the formation, at a pressure equal to the pressure of the injection of the technological solution into the formation. At each injection of a portion of the technological solution, the injectivity coefficient of the well is determined. Well treatment is completed when the well injectivity is stabilized. The technical result is to increase the productivity of wells by completely removing the clogging formations and the impact on the permeability of the rocks that make up the reservoir (RF patent No. 2182657, publ. 2002.05.20).
Известный способ предлагает наличие приемистости скважины, достаточной для закачки технологического раствора обычно применяемым оборудованием на обычных режимах закачки по давлению и расходу. Однако на скважинах с низкой приемистостью (близкой к нулю) применение обычных режимов закачки не приводит к поступлению технологического раствора в призабойную зону. При низкой приемистости применение высокопроизводительных насосов, способных подавать в скважину большой объем жидкости под большим давлением, приводит к полной потере приемистости и невозможности освоить скважину.The known method offers the presence of injectivity of the well, sufficient for pumping the technological solution with commonly used equipment at normal injection modes for pressure and flow. However, in wells with low injectivity (close to zero), the use of conventional injection modes does not lead to the flow of the technological solution into the bottomhole zone. At low injectivity, the use of high-performance pumps capable of delivering a large volume of fluid to a well under high pressure leads to a complete loss of injectivity and the inability to develop a well.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины с приемистостью, близкой к нулевой, включающий определение при рабочем давлении закачки расхода, при котором скважина начинает принимать при таком расходе закачку части технологического раствора, затем увеличение расхода и уменьшение давления до предела, при котором скважина продолжает принимать, и закачку оставшейся части технологического раствора (Патент №2268361, опубл. 2006.01.20 - прототип).A known method of processing the bottom-hole zone of the well with an injectivity close to zero, comprising determining at an operating pressure an injection rate at which the well begins to accept at that rate the injection of a part of the technological solution, then increasing the flow rate and decreasing the pressure to the limit at which the well continues to accept, and injection of the remaining part of the technological solution (Patent No. 2268361, publ. 2006.01.20 - prototype).
Известный способ позволяет осваивать скважины с низкой приемистостью, однако при дальнейшей эксплуатации скважины как нагнетательной в системе разработки нефтяной залежи возникают трудности поддержания пластового давления. Давление закачки рабочего агента остается низким относительно рабочего давления закачки. Сохранить пластовое давление в районе такой скважины бывает весьма трудно или практически невозможно.The known method allows you to develop wells with low injectivity, however, with further operation of the well as an injection in the development system of the oil reservoir, difficulties arise in maintaining the reservoir pressure. The injection pressure of the working agent remains low relative to the working injection pressure. It can be very difficult or practically impossible to maintain reservoir pressure in the area of such a well.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором. На первом этапе при минимальном расходе закачки рабочего агента 5-50 м3/сут и минимальном начальном давлении 2-4 МПа закачивают в скважину рабочий агент, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при минимальном расходе и давлении повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке. На втором этапе закачивают в скважину рабочий агент при повышенном давлении закачки при сохранении минимального расхода рабочего агента, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при повышенном давлении и минимальном расходе повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке. На третьем и последующих возможных циклах закачки и технологической выдержки повышение давления закачки при сохранении минимального расхода повторяют до достижения рабочего давления закачки рабочего агента. Постепенно повышают расход закачки рабочего агента при сохранении рабочего давления закачки до достижения максимально достижимого расхода порядка 50-100 м3/сут. Достигнутый режим закачки рабочего агента используют при разработке нефтяной залежи (Патент РФ №2304704, опубл. 2007.08.20 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir with a low permeability reservoir. At the first stage, with a minimum flow rate of injection of a working agent of 5-50 m 3 / day and a minimum initial pressure of 2-4 MPa, a working agent is pumped into the well, technological exposure is carried out with the well closed and the pressure achieved in the well, the injection cycles at the minimum flow rate and pressure are repeated to establish stable values of pressure drop during exposure. At the second stage, the working agent is pumped into the well at an increased injection pressure while maintaining a minimum flow rate of the working agent, technological exposure is carried out with the well closed and the pressure achieved in the well, the injection cycles at elevated pressure and minimum flow rate are repeated until a stable pressure drop during exposure is established. In the third and subsequent possible cycles of injection and technological exposure, the increase in the injection pressure while maintaining the minimum flow rate is repeated until the working pressure of the injection agent is reached. Gradually increase the injection flow rate of the working agent while maintaining the working injection pressure until the maximum attainable flow rate of about 50-100 m 3 / day is reached. The achieved injection mode of the working agent is used in the development of an oil deposit (RF Patent No. 2304704, publ. 2007.08.20 - prototype).
Известный способ не позволяет поддерживать пластовое давление в зоне нагнетания на уровне начального пластового давления, что отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи.The known method does not allow to maintain reservoir pressure in the injection zone at the level of the initial reservoir pressure, which negatively affects the oil recovery of the reservoir.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению закачку рабочего агента ведут до потери приемистости нагнетательной скважины, останавливают закачку, снижают давление на устье скважины до атмосферного, проводят технологическую выдержку до появления приемистости и возобновляют закачку до следующей потери приемистости нагнетательной скважины, циклы закачки-остановки-снижения давления-технологической выдержки повторяют.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir with a low permeability reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells and taking oil through production wells, according to the invention, the working agent is injected until the injectivity of the injection well is lost, the injection is stopped, and the pressure at the wellhead is reduced to atmospheric , hold technological exposure until injectivity appears and resume pumping until the next loss of injectivity of the injection well, pump-stop cycles Application-pressure reduction and technological repeated exposure.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;1) injection of a working agent through injection wells;
2) отбор нефти через добывающие скважины;2) oil extraction through production wells;
3) закачка рабочего агента до потери приемистости нагнетательной скважины;3) injection of the working agent to the loss of injectivity of the injection well;
4) остановка закачки;4) stopping the download;
5) снижение давления на устье скважины до атмосферного;5) pressure reduction at the wellhead to atmospheric;
6) проведение технологической выдержки до появления приемистости;6) holding technological exposure until the appearance of throttle response;
7) возобновление закачки до следующей потери приемистости нагнетательной скважины;7) the resumption of injection until the next loss of injectivity of the injection well;
8) повторение циклов закачки-остановки-снижения давления-технологической выдержки.8) repetition of cycles of injection-stop-pressure reduction-technological exposure.
Признаки 1-2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-2 are common with the prototype, signs 3-8 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором возникают трудности с закачкой рабочего агента через нагнетательные скважины. Минимальная приемистость нагнетательных скважин (близкая к нулю) препятствует заводнению залежи, не позволяет поддерживать пластовое давление, резко снижает нефтеотдачу залежи. Известные способы повышения приемистости скважин позволяют добиться временного эффекта или не добиться вообще. Кроме того, известные способы как бы разрывают процесс разработки залежи и работы по интенсификации приемистости скважин. Переход от интенсификационных работ на скважине к закачке рабочего агента неизбежно приводит к потере части достигнутого при интенсификационных работах эффекта. Закачка рабочего агента на режимах минимальной приемистости не позволяет поддерживать пластовое давление на уровне начального, снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing an oil reservoir with a low permeability reservoir, it is difficult to pump a working agent through injection wells. The minimum injectivity of injection wells (close to zero) prevents the flooding of the reservoir, does not allow to maintain reservoir pressure, and sharply reduces the oil recovery of the reservoir. Known methods for increasing the injectivity of wells can achieve a temporary effect or not at all. In addition, the known methods seem to break the process of developing deposits and work on the intensification of the injectivity of wells. The transition from stimulation work in the well to pumping a working agent inevitably leads to the loss of part of the effect achieved during stimulation work. Injection of a working agent at minimum injection rates does not allow maintaining reservoir pressure at the initial level, and reduces oil recovery. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
При закачке рабочего агента в скважины, вскрывшие низкопроницаемый коллектор, было замечено, что обычно применяемые режимы закачки с давлением на устье порядка 10-20 МПа и текущим расходом приводят к обратному явлению, т.е. к полной потере приемистости. Скважина как бы запирается (захлопывается) и перестает принимать рабочий агент. Увеличение давления вплоть до давления разрыва пласта не приводит к появлению приемистости или в призабойной зоне появляется трещина гидроразрыва. Рабочий агент начинает фильтроваться по полученной трещине, не обеспечивая требуемого характера нефтевытеснения.When pumping a working agent into wells that opened a low-permeability reservoir, it was noted that the commonly used injection modes with a pressure at the mouth of about 10-20 MPa and a current flow rate lead to the opposite phenomenon, i.e. to a complete loss of throttle response. The well, as it were, closes (closes) and stops accepting the working agent. The increase in pressure up to the pressure of the fracture does not lead to the appearance of injectivity or in the bottomhole zone there is a hydraulic fracture. The working agent begins to filter on the resulting crack, not providing the required nature of oil displacement.
В известных технических решениях было предложено сохранить рабочее давление закачки порядка 10-15 МПа на устье скважины и снизить расход до минимально возможных значений порядка 25-30 м3/сут. исходя из возможностей насосного оборудования. Применение такого режима в редких случаях позволило сохранить имеющуюся минимальную приемистость и закачать в призабойную зону скважины часть рабочего агента. После закачки части рабочего агента на таком режиме приемистость скважины несколько возрастала, что позволило увеличить расход до 30-60 м3/сут. и уменьшить давление закачки до предела, при котором скважина продолжает принимать, т.е. до 6-10 МПа. Однако переход к закачке рабочего агента в режиме заводнения залежи, т.е. в режиме разработки, показал, что достигнутая приемистость уменьшается до величин порядка 20-30 м3/сут., что явно недостаточно для заводнения и поддержания пластового давления.In well-known technical solutions, it was proposed to maintain the working injection pressure of about 10-15 MPa at the wellhead and reduce the flow rate to the minimum possible values of about 25-30 m 3 / day. based on the capabilities of pumping equipment. The use of such a regime in rare cases has made it possible to maintain the existing minimum throttle response and to pump part of the working agent into the bottomhole zone of the well. After injecting part of the working agent in this mode, the injectivity of the well increased slightly, which allowed to increase the flow rate to 30-60 m 3 / day. and reduce the injection pressure to the limit at which the well continues to receive, i.e. up to 6-10 MPa. However, the transition to the injection of the working agent in the mode of flooding the reservoir, i.e. in the development mode, showed that the achieved injectivity is reduced to values of the order of 20-30 m 3 / day. That is clearly not enough for water flooding and maintaining reservoir pressure.
Согласно предложенному способу при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Закачку рабочего агента ведут через обратный клапан для предотвращения излива после остановки закачки или закрывают задвижку на нагнетательной линии в момент остановки закачки (первый вариант предпочтительнее). Закачку ведут при давлении и расходе до полной потери приемистости нагнетательной скважины, т.е. при давлении на устье порядка 10-15 МПа и расходе рабочего агента, необходимом для поддержания пластового давления. Постепенно приемистость скважины снижается почти до нуля. Останавливают закачку. Снижают давление на устье нагнетательной скважины до атмосферного. Проводят технологическую выдержку до появления приемистости скважины и возобновляют закачку при прежнем давлении и расходе до потери приемистости нагнетательной скважины. Циклы закачки-остановки-снижения давления-технологической выдержки повторяют.According to the proposed method, when developing an oil reservoir with a low-permeability reservoir, the working agent is pumped through injection wells and oil is taken through production wells. The injection of the working agent is carried out through the check valve to prevent spout after the injection is stopped or the valve on the discharge line is closed at the time of the injection stop (the first option is preferable). The injection is carried out at pressure and flow rate until the injection well is completely lost, i.e. when the pressure at the mouth is about 10-15 MPa and the flow rate of the working agent is necessary to maintain reservoir pressure. Gradually, the well injectivity is reduced to almost zero. Stop the download. Reduce pressure at the mouth of the injection well to atmospheric. Carry out technological exposure until the injectivity of the well and resume pumping at the same pressure and flow rate until the injectivity of the injection well is lost. The cycles of injection-stop-pressure reduction-technological exposure repeat.
Постепенно при повторении циклов возможно увеличение приемистости скважины, что, видимо, связано с появлением новых и увеличением существующих каналов в низкопроницаемом коллекторе. Проницаемость призабойной зоны скважины увеличивается. Суммарно удается закачать через скважину больший объем рабочего агента, чем в прототипе, а следовательно, в большей степени поддерживать и (или) поднять пластовое давление и обеспечить повышение нефтеотдачи залежи.Gradually, when the cycles are repeated, an increase in the injectivity of the well is possible, which, apparently, is associated with the appearance of new and increase in existing channels in the low-permeability reservoir. Borehole permeability increases. In total, it is possible to pump through the well a larger volume of the working agent than in the prototype, and therefore, to maintain and (or) increase the reservoir pressure to a greater extent and to increase the oil recovery of the reservoir.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,12 мкм2, нефтенасыщенность - 71,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта -1485 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 31°С, параметры пластовой нефти: плотность - 865 кг/м3, вязкость - 16 мПа·с, давление насыщения - 8 МПа, газосодержание - 47,5 м3/т, содержание серы - 1,64%. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин. 2 нагнетательные скважины имеют приемистость близкую к нулевой. На этих скважинах проводят работы согласно заявленному способу.An oil reservoir of the Romashkinskoye field is being developed with the following characteristics: porosity - 18.4%, average permeability - 0.12 μm 2 , oil saturation - 71.1%, absolute mark of water-oil contact -1485 m, average oil-saturated thickness - 4 m, initial reservoir pressure - 16 MPa, reservoir temperature - 31 ° С, formation oil parameters: density - 865 kg / m 3 , viscosity - 16 MPa · s, saturation pressure - 8 MPa, gas content - 47.5 m 3 / t, sulfur content - 1 , 64%. On the deposit site, oil is taken through 24 producing wells and the injection of a working agent through 7 injection wells. 2 injection wells have injectivity close to zero. At these wells, work is carried out according to the claimed method.
В качестве рабочего агента при заводнении залежи применяют пластовую воду.Formation water is used as a working agent for flooding a reservoir.
Закачку рабочего агента через 2 нагнетательные скважины ведут при давлении 10 МПа и расходе до 100 м3/сут., т.е. при давлении и расходе, вызывающих потерю приемистости низкопродуктивной нагнетательной скважины. Через некоторое время скважина перестает принимать рабочий агент. Останавливают закачку, снижают давление на устье скважины до атмосферного, проводят технологическую выдержку до снижения забойного давления до давления более пластового на 0-10%. При этом появляется приемистость скважины. Возобновляют закачку при вышеуказанных давлении и расходе. Циклы закачки-остановки-снижения давления-технологической выдержки повторяют. Через 15 сут. такого режима закачки рабочего агента приемистость скважины возросла на 50%, что позволило сократить технологическую выдержку и закачивать рабочий агент в циклическом режиме, близком к постоянному.The injection of the working agent through 2 injection wells is carried out at a pressure of 10 MPa and a flow rate of up to 100 m 3 / day., I.e. at pressure and flow rate, causing a loss of injectivity of a low-productivity injection well. After some time, the well ceases to accept the working agent. They stop the injection, reduce the pressure at the wellhead to atmospheric, carry out technological exposure until the bottomhole pressure decreases to a pressure of more formation by 0-10%. In this case, injectivity of the well appears. Resume injection at the above pressure and flow rate. The cycles of injection-stop-pressure reduction-technological exposure repeat. After 15 days. In this mode of injection of the working agent, the injectivity of the well increased by 50%, which made it possible to reduce technological exposure and pump the working agent in a cyclic mode close to constant.
В результате нефтеотдача залежи возросла на 1,1%.As a result, oil recovery increased by 1.1%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008138627/03A RU2364715C1 (en) | 2008-09-30 | 2008-09-30 | Development method of oil-bearing formation with low-permeable collector |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008138627/03A RU2364715C1 (en) | 2008-09-30 | 2008-09-30 | Development method of oil-bearing formation with low-permeable collector |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2364715C1 true RU2364715C1 (en) | 2009-08-20 |
Family
ID=41151255
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008138627/03A RU2364715C1 (en) | 2008-09-30 | 2008-09-30 | Development method of oil-bearing formation with low-permeable collector |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2364715C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483201C1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method for increasing oil recovery of production wells |
-
2008
- 2008-09-30 RU RU2008138627/03A patent/RU2364715C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483201C1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method for increasing oil recovery of production wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2014150019A (en) | WAYS TO MINIMIZE EXTRAORDINARY EXTRUSION OF THE PROPELLING FILLER AT HYDRAULIC GROUND RIP | |
| WO2007116366A3 (en) | Method for treating a subterranean formation | |
| US8684081B2 (en) | Zero-leakoff gel | |
| US20090062153A1 (en) | Enzyme enhanced oil/gas recovery (EEOR/EEGR) using non-gel hydraulic fracturing in hydrocarbon producing wells | |
| RU2011117402A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION AND OTHER RESERVOIR FLUIDS FROM THE COLLECTOR (OPTIONS) | |
| CN110273671A (en) | A method of for the slightly sour compound augmented injection of pressure of marine High porosity high permeability reservoirs | |
| RU2288356C1 (en) | Method for processing bottomhole zone of horizontal well | |
| RU2304703C1 (en) | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector | |
| RU2304704C1 (en) | Method of developing oil pool with low-permeable reservoir | |
| RU2364715C1 (en) | Development method of oil-bearing formation with low-permeable collector | |
| RU2494246C1 (en) | Treatment method of bore-hole zone | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells | |
| US20210115756A1 (en) | Method for Preventing Influx of Fluid During Fracturing of an Offset Well | |
| RU2579095C1 (en) | Method of developing low-permeability oil reservoirs | |
| RU2680563C1 (en) | Method and device for formation geomechanical impact | |
| RU2095560C1 (en) | Method for treating down-hole zone of oil bed | |
| RU2286447C2 (en) | Method for water influx isolation in horizontal producing well bore | |
| RU2163966C2 (en) | Method of oil pool waterflooding | |
| RU2483201C1 (en) | Method for increasing oil recovery of production wells | |
| RU2268361C1 (en) | Treatment method for well bottom zone having injectivity close to zero | |
| RU2094601C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2527432C1 (en) | Method of oil deposit development by water and gas injection | |
| RU2066733C1 (en) | Method for shutoff of water inflow to producing well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131001 |