RU2515741C1

RU2515741C1 - Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors

Info

Publication number: RU2515741C1
Application number: RU2012142100/03A
Authority: RU
Inventors: Зарина Салаватовна Идиятуллина; Данил Сергеевич Данилов; Евгений Константинович Плаксин; Александр Иванович Арзамасцев; Лилия Рафагатовна Оснос
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2012-12-04
Filing date: 2012-12-04
Publication date: 2014-05-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: penetration of productive strata and subjacent water-bearing beds is made by injectors with subsequent construction and casing perforation, penetration of productive strata by producers with subsequent construction and penetration of the productive stratum, water-flooding of the productive stratum by downhole pumping in injectors from water-bearing beds to the oil-bearing bed, product extraction from the productive stratum through producers. According to the invention water-flooding of the productive stratum is made under permanent pressure with sequential operational delays of injectors less than 4 days. At that pressure compensation by water-flooding at operational delay of the injectors is made due to the closest injectors. In the process of oil production rate decrease, at water-flooding from water-bearing beds pressure compensation is made by water and/or reagents pumping from the mouths of the injectors.

EFFECT: increasing oil recovery of the deposit due to increase in oil displacement efficiency and increase of impact on hard to recover reserves with low drainage in oil-bearing beds.

2 cl, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в карбонатных коллекторах.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits in carbonate reservoirs.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти (патент RU №2215128, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.10.2003 г.), включающий бурение вертикальных скважин по разреженной сетке для доизучения неоднородности коллекторских свойств пласта и добычу нефти из пробуренных скважин в условиях упругого режима фильтрации. Согласно изобретению по данным геолого-промыслового анализа и результатам эксплуатации скважин выявляют низкопроницаемые зоны с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Формируют систему заводнения за счет закачки воды в низкопроницаемые зоны и вытеснения оттуда нефти в высокопроницаемые зоны. Для этого большинство стволов нагнетательных скважин для закачки воды располагают в низкопроницаемых зонах путем бурения горизонтальных нагнетательных скважин при зарезке боковых стволов преимущественно из малодебитных вертикальных добывающих скважин. Соотношение количества добывающих скважин и количества нагнетательных скважин принимают меньше единицы. Закачкой воды компенсируют объемы добываемых нефти, газа и воды. Поддерживают пластовое давление на заданном уровне. Известный способ обеспечивает сокращение объемов попутной воды, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет усиления воздействия на слабодренируемые и трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах.A known method of developing an oil field with heterogeneous reservoirs and hard-to-recover oil reserves (patent RU No. 2215128, IPC ЕВВ 43/16, published on October 27, 2003), including drilling vertical wells along a sparse grid to further investigate the heterogeneity of reservoir properties of the formation and extracting oil from drilled wells under elastic filtration conditions. According to the invention, according to the geological field analysis and well operation results, low-permeability zones with hard-to-recover oil reserves are identified. A water flooding system is formed by pumping water into low-permeability zones and displacing oil from there into highly permeable zones. For this, most injection well shafts for water injection are located in low-permeability zones by drilling horizontal injection wells during sidetracking, mainly from low-production vertical production wells. The ratio of the number of producing wells and the number of injection wells is less than one. Water injection compensates for the volumes of oil, gas and water produced. Maintain reservoir pressure at a given level. The known method provides a reduction in the volume of associated water, an increase in the oil recovery coefficient by enhancing the effect on poorly drained and hard to recover oil reserves in low permeability reservoirs.

Недостатками данного способа являются относительно низкая приемистость горизонтальных стволов скважин, пробуренных в низкопроницаемые зоны карбонатного коллектора, а следовательно, относительно невысокая нефтеотдача низкопроницаемых зон нефтяной залежи с карбонатным коллектором.The disadvantages of this method are the relatively low injectivity of horizontal wellbores drilled into low-permeability zones of the carbonate reservoir, and therefore, the relatively low oil recovery of low-permeability zones of the oil reservoir with a carbonate reservoir.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластового нефтяного месторождения (патент РФ №2158821, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.11.2000), включающий размещение скважин на выделенном участке разработки залежи по утвержденному проекту, определение коллекторских свойств пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины. При разбуривании разрабатываемых участков залежи нефти кустовым способом сначала бурят нагнетательные скважины с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом до вскрытия водоносных пластов, затем бурят добывающие скважины, при этом если гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважин продолжают также до вскрытия упомянутых водоносных горизонтов и после завершения разбуривания участка в пределах этого куста с учетом полученной максимально возможной информации скважины группируют в единую систему разработки по отношению к одному из эксплуатационных объектов в разрезе, например к нижнему, а заводнение пластов через нагнетательные скважины осуществляют путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с водоносных горизонтов или засолоненных питьевых вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a multilayer oil field (RF patent No. 2158821, IPC ЕВВ 43/20, publ. 10.11.2000), including the placement of wells in a dedicated area of the development of the deposits according to the approved project, the determination of reservoir properties of reservoirs section, cyclic injection of produced water through injection and oil selection through production wells. When drilling the developed areas of oil deposits by the cluster method, first, injection wells are drilled with a deepening of the bottom under the lower production facility until the aquifers are opened, then production wells are drilled, in this case, if the hypsometric marks of the productive formations are below the oil-water contact or the lithological substitution zones for the non-reservoir are opened, then deepening of the bottom of the wells is also continued until the opening of the mentioned aquifers and after completion of drilling the site to the limit Based on the obtained maximum possible information, the wells are grouped into a single development system with respect to one of the production facilities in the context, for example, to the bottom, and waterflooding of the reservoirs through injection wells is carried out by downhole or interwell pumping of water from aquifers or saline drinking water from upper horizons located on the territory of the developed section.

Недостатком данного способа является то, что не предусматривают возможности перекачки вод с нижележащих водоносных горизонтов в верхние продуктивные горизонты.The disadvantage of this method is that it does not provide for the possibility of pumping water from the underlying aquifers to the upper productive horizons.

Технической задачей является увеличение нефтеотдачи залежи за счет повышения эффективности процесса вытеснения нефти и усиления воздействия на слабодренируемые, трудноизвлекаемые запасы нефти в нефтеносных пластах.The technical task is to increase oil recovery by increasing the efficiency of the process of oil displacement and increasing the impact on weakly drained, hard-to-recover oil reserves in oil-bearing formations.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающим строительство добывающих и нагнетательных скважин, внутрискважинную или межскважинную перекачку вод в нагнетательных скважинах с нижележащих водоносных горизонтов в верхние продуктивные горизонты и отбор продукции из добывающих скважин.The technical problem is solved by the method of developing an oil deposit in carbonate reservoirs, including the construction of production and injection wells, downhole or interwell pumping of water in injection wells from underlying aquifers to the upper productive horizons and selection of products from production wells.

Новым является то, что заводнение продуктивного пласта осуществляют внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.New is that waterflooding of a productive formation is carried out by downhole pumping in injection wells from aquifers to an oil bearing formation with constant pressure with alternate technological downtimes of injection wells for no more than 4 days, and pressure compensation by waterflooding during idle times of injection wells is carried out due to nearby injection wells.

Новым также является то, что в процессе снижения дебита нефти при заводнении из водоносных пластов компенсацию давления заводнением производят закачкой воды и/или реагентов с устья нагнетательных скважин.Also new is the fact that in the process of reducing oil production during flooding from aquifers, pressure compensation by flooding is performed by pumping water and / or reagents from the mouth of injection wells.

Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION

При разработке нефтяной залежи с карбонатным коллектором часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. В предложенном способе решаются задачи повышения нефтеотдачи залежи с карбонатным коллектором за счет непрерывной закачки вытесняющего агента с высоким значением компенсации и с поддержанием пластового давления на уровне первоначального.When developing an oil reservoir with a carbonate reservoir, part of the reservoir’s reserves remains unreached. In the proposed method, the tasks of increasing oil recovery of a reservoir with a carbonate reservoir are solved by continuously injecting a displacing agent with a high compensation value and maintaining the reservoir pressure at the initial level.

На чертеже представлена нефтяная залежь с карбонатным коллектором, где:The drawing shows an oil reservoir with a carbonate reservoir, where:

1 - нефтеносный пласт; 2 - водоносный пласт, 3 - добывающая скважина; 4 - нагнетательная скважина.1 - oil reservoir; 2 - aquifer, 3 - production well; 4 - injection well.

Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.

Залежь нефти 1 в карбонатном коллекторе трещинного типа разбуривают проектной сеткой добывающих 3 и нагнетательных скважин 4. Добывающие скважины 3 бурят со вскрытием нефтеносного пласта 1 и вводят в эксплуатацию. Замеряют начальное пластовое давление. Нагнетательные скважины 4 бурят со вскрытием нижележащего водоносного пласта 2. Заводнение нефтеносного пласта 1 осуществляют внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах 4 из водоносного пласта 2 в нефтеносный пласт 1 с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин 4 не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин 4 производят за счет близлежащих нагнетательных скважин 4.Oil deposit 1 in a fractured carbonate reservoir is drilled with a design grid of producing 3 and injection wells 4. Production wells 3 are drilled with opening of oil reservoir 1 and put into operation. Measure the initial reservoir pressure. The injection wells 4 are drilled with the opening of the underlying aquifer 2. Waterflooding of the oil reservoir 1 is carried out by downhole pumping in the injection wells 4 from the aquifer 2 to the oil reservoir 1 with constant pressure with alternate technological downtime of the injection wells 4 for no more than 4 days, moreover, water flooding pressure compensation at idle injection wells 4 are produced by nearby injection wells 4.

Далее при снижении дебита из водоносных пластов 2 компенсацию давления заводнением производят закачкой воды и/или реагентов с устья нагнетательных скважин 4.Further, when the flow rate from the aquifers 2 is reduced, water flooding compensates for the pressure by injecting water and / or reagents from the mouth of the injection wells 4.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

На залежи нефти 1 с карбонатным коллектором по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м пробурили 10 вертикальных добывающих 3 и две вертикальные нагнетательные скважины 4. Через нагнетательные скважины 4 осуществляют закачку воды, а через добывающие скважины 3 производят отбор продукции.10 vertical producing 3 and two vertical injection wells 4 were drilled in oil reservoir 1 with a carbonate reservoir along a triangular grid with a distance of 300 m between the wells. Water is injected through injection wells 4, and production is selected through production wells 3.

Далее для полной выработки запасов на участке залежи 1 пробурили одну вертикальную добывающую 3 и на расстоянии 300 м от нее нагнетательную скважины 4. При этом добывающей скважиной 3 вскрывают нефтеносный пласт 1 на глубине 1200 м нефтенасыщенной толщиной 15 м и начальным пластовым давлением, составляющим 12 МПа. Нагнетательной скважиной 4 вскрывают водоносный пласт 2 на глубине 1222 м с водонасыщенной толщиной пласта 7 м. Давление на устье нагнетательных скважин 4 составило 13 МПа.Then, for the full development of reserves, one vertical producer 3 was drilled at deposit 1, and an injection well 4 was drilled at a distance of 300 m from it. At that, oil producing reservoir 1 was opened at a depth of 1200 m with an oil-saturated thickness of 15 m and a reservoir pressure of 12 MPa at a depth of 1200 m . The injection well 4 opens the aquifer 2 at a depth of 1222 m with a water-saturated thickness of the formation 7 m. The pressure at the mouth of the injection wells 4 was 13 MPa.

Через нагнетательные скважины 4 осуществляют заводнение продуктивного пласта 1 с помощью оборудования внутрискважинной перекачки из водоносного пласта 2 в нефтеносный пласт 1. Закачку воды осуществляют с постоянным давлением нагнетания (14 МПа), объемом закачки 40 м³/сут с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин 4 не более четырех дней. При простоях более четырех дней происходит снижение пластового давления до 10 МПа, при этом ухудшается фронт вытеснения нефти водой и уменьшается коэффициент вытеснения (в 1,5-2 раза). Далее для компенсации давления заводнение при простое нагнетательной скважины 4 осуществляют за счет близлежащих нагнетательных скважин 4 с постоянным давлением нагнетания (14 МПа), объемом закачки 60 м³/сут. В случае, когда дебит нефти при заводнении из водоносного пласта 2 снижается, закачку воды и/или реагентов производят с устья нагнетательных скважин 4. В качестве реагентов используют колматирующие составы (например; глинистый раствор, растворы полиакриламида и т.п.) или промывающие растворы (растворы соляной или серной кислоты, растворы поверхностно-активных веществ и т.п.) для включения в добычу неохваченных участков нефтеносного пласта 1. Для включения в добычу неохваченных участков нефтеносного пласта 1 в рассматриваемом примере с устья скважины 4 производят закачку композиции на основе 10%-ного водного раствора полиакриламида (ПАА) и сшивателя (ацетата хрома) объемом закачки 10 т и технологической выдержкой 2 дня.Through injection wells 4 waterflooding of reservoir 1 is carried out using downhole pumping equipment from the aquifer 2 to oil reservoir 1. Water is injected with a constant injection pressure (14 MPa), an injection volume of 40 m ³ / day with alternate technological shutdowns of injection wells 4 not more than four days. With downtimes of more than four days, reservoir pressure decreases to 10 MPa, while the front of oil displacement by water deteriorates and the displacement coefficient decreases (1.5-2 times). Further, to compensate for the pressure, flooding during idle injection well 4 is carried out at the expense of nearby injection wells 4 with a constant injection pressure (14 MPa), injection volume of 60 m ³ / day. In the case when the oil flow rate during waterflooding from the aquifer 2 decreases, water and / or reagents are injected from the mouth of injection wells 4. As a reagent, colming compositions (for example, clay solution, polyacrylamide solutions, etc.) or washing solutions are used (solutions of hydrochloric or sulfuric acid, solutions of surfactants, etc.) for inclusion in the extraction of unreached sections of the oil reservoir 1. For inclusion in the extraction of unreached sections of the oil reservoir 1 in the considered example from the mouth 4 injection wells produce a composition based on 10% aqueous solution of polyacrylamide (PAA) and the stapler (chromium acetate) Injection volume of 10 m and technological delayed 2 days.

По сравнению с аналогом предлагаемый способ позволил повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) с 16% до 21-23% на различных участках залежи, то есть на 5-7%.Compared with the analogue, the proposed method allowed to increase the oil recovery coefficient (CIN) from 16% to 21-23% in various areas of the reservoir, i.e. by 5-7%.

Предлагаемый способ позволит увеличить нефтеотдачу залежи за счет повышения эффективности процесса вытеснения нефти и выработки запасов нефти из слабодренируемых и трудноизвлекаемых участков залежи в нефтеносных пластах.The proposed method will increase oil recovery by increasing the efficiency of the process of oil displacement and the development of oil reserves from poorly drained and hard to recover areas of the reservoir in oil reservoirs.

Claims

1. A method of developing an oil reservoir in carbonate reservoirs, including opening a producing formation and underlying aquifers with injection wells, followed by building and re-opening the formation, opening the producing formation with production wells, followed by the construction and opening of the producing formation, and flooding the producing formation with downhole pumping aquifers into the oil reservoir, the selection of products from the reservoir through producing wells wines, characterized in that the waterflooding of the reservoir is carried out with constant pressure with alternate technological downtime of injection wells for no more than 4 days, moreover, pressure compensation by waterflooding during idle time of injection wells is carried out due to nearby injection wells.

2. The method according to claim 1, characterized in that in the process of reducing oil production during flooding from aquifers, pressure compensation by flooding is performed by pumping water and / or reagents from the mouth of the injection wells.