RU2441977C1

RU2441977C1 - Method of the reservoir exploitation

Info

Publication number: RU2441977C1
Application number: RU2010131628/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов (RU); Раис Салихович Хисамов; Равиль Рустамович Ибатуллин (RU); Равиль Рустамович Ибатуллин; Ильшат Мухаметович Бакиров (RU); Ильшат Мухаметович Бакиров; Арслан Валерьевич Насыбуллин (RU); Арслан Валерьевич Насыбуллин; Виктор Владимирович Зубарев (RU); Виктор Владимирович Зубарев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2010-07-27
Filing date: 2010-07-27
Publication date: 2012-02-10

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention belongs to the oil reservoir exploitation with the use of oil displacement techniques with the help of water, gas and hydrocarbon solvents, which may be used in oil producing industry. Essence of the invention: the technique involves a synchronously separate water injection and displacement agent, which comprises gas, to the water-alternated-gas injection wellhead into diverse formation intervals and hydrocarbon take out of exploitation well. At that the injection wellhead is uncapped along the whole formation thickness, while the exploitation well is uncapped or bored in the horizontal direction in such a way, so that the level of its elevation of the upper perforation was lower than the upper perforation mark of the injection well to ensure an angle 1-4º between their upper perforation interval marks. Upper and lower formation intervals of the injection well are separated by a packer with the ratio from 1:4 to 1:1. Herewith a displacement agent in a form of water -gas mixture with the gas content of 50-70% under the pressure equal to the water injection pressure is pumped into the lower interval in order to obtain a gas bearing capacity of the total injected volume not exceeding 40% 3 yl.

EFFECT: increase in oil displacement uniformity under the influence of water-alternated-gas injection at the production field, characterized by flat dip and not complicated by compartmentalization owing to a limited discharge gas flow along the roof part of the formation.

1 dwg

Description

Предложение относится к способам разработки нефтяных месторождений с применением методов вытеснения нефти из пласта водой, газами и углеводородными растворителями и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Оно ориентировано на обеспечение равномерного фронта вытеснения нефти при водогазовом воздействии на месторождениях, характеризующихся горизонтальным залеганием и не осложненных высокой расчлененностью пласта.The proposal relates to methods for developing oil fields using methods of displacing oil from the reservoir with water, gases and hydrocarbon solvents and can be used in the oil industry. It is focused on ensuring a uniform front of oil displacement during water-gas treatment in fields characterized by horizontal bedding and not complicated by high formation stratification.

Известен способ разработки месторождения, предусматривающий гравитационное ограничение мобильности газа и замедления скорости его прорыва в добывающие скважины (Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Фаткуллин А.А., Мамедов Ю.Г., Галина И.Л., Извеков К.С. Использование азота и дымовых газов в процессах повышения нефте- и конденсатоотдачи. - М.: ВНИИОЭНГ. 1990. - С.25). Он основан на установлении такой вертикальной скорости продвижения фронта вытеснения, при которой Архимедова сила, действующая на пузырек газа, уравновесит действие гидродинамических сил, способствующих языкообразованию.A known method of developing a field, providing for the gravitational limitation of gas mobility and slowing the rate of its breakthrough into production wells (Surguchev M.L., Zheltov Yu.V., Fatkullin A.A., Mamedov Yu.G., Galina I.L., Izvekov KS Use of nitrogen and flue gases in the processes of increasing oil and condensate recovery. - M .: VNIIOENG. 1990. - P.25). It is based on the establishment of such a vertical speed of advancement of the displacement front, at which the Archimedean force acting on the gas bubble will balance the action of hydrodynamic forces that contribute to language formation.

Недостатком метода является то, что для гравитационного дренирования требуются пласты с большими углами наклона (не менее 5-6°) или сводовые залежи с равномерной проводимостью пластов. Для рассматриваемого типа объектов данные методы не применимы.The disadvantage of this method is that gravity drainage requires formations with large inclination angles (at least 5-6 °) or vaulted deposits with uniform conductivity of the formations. For the considered type of objects, these methods are not applicable.

Прототипом изобретения является способ разработки нефтегазовой залежи и нефтяной оторочки (Патент RU №2085712 Российская Федерация, МПК⁷ Е21В 43/20, опубл. 27.07.1997), включающий одновременно-раздельную закачку газа и воды через водогазовую нагнетательную скважину в разные интервалы продуктивного пласта и отбор углеводородной продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что давление закачиваемой воды на устье водогазовой нагнетательной скважины Р_увподдерживают в соответствии с выражением:The prototype of the invention is a method for developing an oil and gas reservoir and an oil rim (Patent RU No. 2085712 Russian Federation, IPC ⁷ Е21В 43/20, publ. 07.27.1997), including simultaneous-separate injection of gas and water through a gas-water injection well at different intervals of the reservoir and the selection of hydrocarbon products through the production well, characterized in that the pressure of the injected water at the mouth of the gas-water injection well P _{uv is} maintained in accordance with the expression:

За счет поддержания на устье водогазовой нагнетательной скважины значения давления воды, определенного по формуле, обеспечивается поступление вытесняющих агентов в расчетных количествах в заданные интервалы: воды - в верхнюю газонасыщенную часть, а газа - в нижнюю нефтенасыщенную часть пласта. Регулирование процесса нагнетания воды и газа осуществляется с использованием установленных на устье водогазовой нагнетательной скважины манометров.By maintaining the water pressure value determined by the formula at the mouth of the gas-water injection well, displacing agents in calculated quantities are provided at predetermined intervals: water - to the upper gas-saturated part, and gas - to the lower oil-saturated part of the reservoir. The regulation of the water and gas injection process is carried out using pressure gauges installed at the mouth of the gas-water injection well.

Недостатками данного способа разработки месторождения путем организации перекрестных потоков воды и газа следует считать необходимость использования дорогостоящего компрессорного оборудования и ограничение, обусловленное необходимостью наличия в пласте двух зон: газонасыщенной в верхней части и нефтенасыщенной в нижней части пласта. При пренебрежении данным ограничением технология становится менее эффективной, и газ на некотором удалении от призабойной зоны скважины опережает воду, прорывается в сводовую часть пласта, продолжая движение по ней и несколько снижая охват пласта воздействием по толщине.The disadvantages of this method of developing a field by organizing cross-flows of water and gas should be considered the need to use expensive compressor equipment and the limitation due to the need for two zones in the formation: gas saturated in the upper part and oil saturated in the lower part of the formation. If this limitation is neglected, the technology becomes less efficient, and the gas at some distance from the well bottom zone is ahead of the water, breaks into the vaulted part of the formation, continuing to move along it and slightly reducing the coverage of the formation by its thickness.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение коэффициента охвата пласта вытеснением (отношение объема пласта, охваченного вытеснением к общему объему пласта) при водогазовом воздействии на месторождениях, характеризующихся горизонтальным залеганием и не осложненных высокой расчлененностью пласта за счет увеличения зоны устойчивого движения фронта вытеснения путем ограничения движения нагнетаемого газа по кровельной части пласта.The technical task of the proposed method is to increase the coefficient of coverage of the formation by displacement (the ratio of the volume of the formation covered by the displacement to the total volume of the formation) during gas and gas treatment in fields characterized by horizontal bedding and not complicated by the high stratification of the formation by increasing the zone of stable movement of the displacement front by restricting the movement of injected gas on the roofing of the reservoir.

Поставленная задача достигается способом разработки месторождения, неосложненного высокой расчлененностью пласта, при водогазовом воздействии, включающим одновременно-раздельное нагнетание воды и вытесняющего агента, содержащего газ, в водогазовую нагнетательную скважину в разные интервалы пласта и отбор углеводородной продукции из добывающей скважины.The task is achieved by a method of developing a field, uncomplicated by the high stratification of the formation, with water-gas treatment, including simultaneous-separate injection of water and a displacing agent containing gas into the gas-water injection well at different intervals of the formation and selection of hydrocarbon products from the producing well.

Новым является то, что нагнетательную скважину вскрывают на всю толщину пласта, а добывающую скважину вскрывают или бурят в горизонтальном исполнении так, чтобы уровень ее верхней отметки перфорации был ниже, чем верхняя отметка перфорации нагнетательной скважины для обеспечения угла 1-4° между их верхними отметками интервалов перфорации, при этом верхний и нижний интервалы пласта в нагнетательной скважине разделены пакером в соотношении от 1:4 до 1:1, причем в нижний интервал нагнетают вытесняющий агент в виде водогазовой смеси с содержанием газа 50-70% с давлением, равным давлению нагнетания воды для получения газосодержания общего нагнетаемого объема не более 40%.What is new is that the injection well is opened to the entire thickness of the formation, and the production well is opened or drilled horizontally so that the level of its upper perforation mark is lower than the upper perforation mark of the injection well to provide an angle of 1-4 ° between their upper marks perforation intervals, while the upper and lower intervals of the formation in the injection well are separated by a packer in a ratio of 1: 4 to 1: 1, and a displacing agent in the form of a water-gas mixture containing gas 50-70% with a pressure equal to the pressure of the water injection to obtain a gas content of the total injected volume of not more than 40%.

На фиг.1 схематически изображена реализация предложенного способа.Figure 1 schematically depicts the implementation of the proposed method.

На фиг.2 приведено поле трехфазной насыщенности, полученное в процессе моделирования предложенного способа разработки, на котором видна форма фронта вытеснения.Figure 2 shows the field of three-phase saturation obtained in the process of modeling the proposed development method, which shows the shape of the displacement front.

На фиг.3 приведено сравнение технологий для условий бобриковских отложений Татарстана.Figure 3 shows a comparison of technologies for the conditions of the Bobrikov deposits of Tatarstan.

Способ разработки месторождения, не осложненного высокой расчлененностью пласта, при водогазовом воздействии, включающий одновременно-раздельное нагнетание воды и вытесняющего агента, содержащего газ, в водогазовую нагнетательную скважину 1 в разные интервалы пласта 4 и отбор углеводородной продукции из добывающей скважины 2, отличающийся тем, что нагнетательную скважину вскрывают на всю толщину пласта, а добывающую скважину вскрывают или бурят в горизонтальном исполнении так, чтобы уровень ее верхней отметки перфорации 3 был ниже, чем верхняя отметка перфорации нагнетательной скважины для обеспечения угла 1-4° между их верхними отметками интервалов перфорации, при этом верхний 5 и нижний 6 интервалы пласта в нагнетательной скважине разделены пакером 7 в соотношении от 1:4 до 1:1, причем в нижний интервал нагнетают вытесняющий агент в виде водогазовой смеси с содержанием газа 50-70% с давлением, равным давлению нагнетания воды для получения газосодержания общего нагнетаемого объема не более 40%.A method of developing a field not complicated by high formation stratification during water-gas treatment, comprising simultaneously and separately injecting water and a gas-displacing agent into the water-gas injection well 1 at different intervals of the formation 4 and selecting hydrocarbon products from production well 2, characterized in that the injection well is opened to the entire thickness of the formation, and the production well is opened or drilled in a horizontal design so that the level of its upper mark of perforation 3 is lower than the upper mark of the perforation of the injection well to provide an angle of 1-4 ° between their upper marks of the intervals of perforation, while the upper 5 and lower 6 intervals of the formation in the injection well are separated by the packer 7 in a ratio of 1: 4 to 1: 1, and pumped into the lower interval a displacing agent in the form of a water-gas mixture with a gas content of 50-70% with a pressure equal to the water injection pressure to obtain a gas content of the total injection volume of not more than 40%.

На фиг.2 отчетливо различается фронт вытеснения нефти нагнетаемым агентом, характерный для предлагаемого способа разработки месторождения.Figure 2 clearly distinguishes the front of the displacement of oil by a pumped agent, characteristic of the proposed method of field development.

Нагнетание водогазовой смеси с высоким газосодержанием на уровне 50-70% в отличие от нагнетания газа позволяет снизить мобильность газа в призабойной зоне пласта и ограничить скорость его прорыва в кровельную часть пласта и забоям добывающих скважин. Кроме того, нагнетание водогазовой смеси позволяет в ряде случаев заменить дорогостоящее компрессорное оборудование на более доступные схемы с использованием мультифазных насосов, способных работать с высоким содержанием свободного газа в потоке и создавать требуемое давление на устье скважины.Injection of a water-gas mixture with a high gas content of 50-70%, unlike gas injection, can reduce gas mobility in the bottomhole formation zone and limit the rate of breakthrough into the roofing of the formation and the bottom of production wells. In addition, the injection of a water-gas mixture allows in some cases to replace expensive compressor equipment with more affordable schemes using multiphase pumps capable of working with a high content of free gas in the flow and creating the required pressure at the wellhead.

Разбиение пласта на два интервала нагнетания с обеспечением газосодержания общего нагнетаемого объема менее 40% позволяет создавать водный экран требуемой мощности, препятствующий миграции газа в кровельную часть пласта на значительном удалении от забоя водогазонагнетательной скважины.Dividing the formation into two injection intervals with a gas content of the total injected volume of less than 40% allows you to create a water screen of the required capacity, which prevents the migration of gas into the roofing of the formation at a considerable distance from the bottom of the gas and water injection well.

Максимальная эффективность технологии достигается при взаимном расположении скважин с углом наклона 1-4°. Поэтому для ее достижения используют перенос интервала перфорации в добывающей скважине или бурят соответствующим образом горизонтальную добывающую скважину.The maximum efficiency of the technology is achieved with the mutual arrangement of wells with an angle of inclination of 1-4 °. Therefore, to achieve this, use is made to transfer the perforation interval in the production well or to drill an appropriately horizontal production well.

Эксперименты, проведенные на гидродинамической модели, показали высокую эффективность процесса в сравнении с классической схемой совместного нагнетания воды и газа, технологией-прообразом и технологией циклического водогазового воздействия.The experiments conducted on the hydrodynamic model showed a high efficiency of the process in comparison with the classical scheme of combined injection of water and gas, the prototype technology and the cyclic water-gas treatment technology.

Для условий бобриковских отложений Татарстана, не осложненных наличием глинистых прослоек, эффективность предлагаемой технологии при оптимальном проектировании выразилась в увеличении периода безводной и безгазовой добычи почти на 12 месяцев. Учитывая, что во всех экспериментах изменению подвергалась лишь технология нагнетания вытесняющего агента, то полученный эффект является следствием увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением по мощности. Это отражено на фиг.3.For the conditions of the Bobrikov deposits of Tatarstan, not complicated by the presence of clay interlayers, the effectiveness of the proposed technology with optimal design was expressed in an increase in the period of anhydrous and gasless production by almost 12 months. Considering that in all experiments only the technology of injection of the displacing agent was subjected to change, the effect obtained is a consequence of an increase in the coverage coefficient of the formation by power displacement. This is reflected in figure 3.

Таким образом, данная технология позволяет почти в два раза повысить коэффициент охвата пласта вытеснением по мощности по сравнению с классическим вариантом реализации водогазового воздействия.Thus, this technology makes it possible to almost double the coefficient of reservoir coverage by displacement in terms of power in comparison with the classical version of the implementation of water-gas treatment.

Claims

A method of developing a field that is not complicated by high formation stratification during water-gas treatment, comprising simultaneously and separately injecting water and a gas-displacing agent into a water-gas injection well at different intervals of the formation and extracting hydrocarbon products from the producing well, characterized in that the injection well is opened over the entire thickness of the reservoir, and the production well is opened or drilled in horizontal design so that the level of its upper mark of perforation is lower than the vertical the perforation mark of the injection well to provide an angle of 1-4 ° between their upper marks of the perforation intervals, while the upper and lower intervals of the formation in the injection well are separated by a packer in a ratio of 1: 4 to 1: 1, with the displacing agent being injected into the lower interval in the form of a water-gas mixture with a gas content of 50-70% with a pressure equal to the water injection pressure to obtain a gas content of the total injection volume of not more than 40%.