RU2527951C1

RU2527951C1 - Method of oil pool development

Info

Publication number: RU2527951C1
Application number: RU2013149378/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Миргазиян Закиевич Тазиев; Тагир Асгатович Туктаров
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2013-11-07
Filing date: 2013-11-07
Publication date: 2014-09-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: method involves pumping of working agent through injectors and recovery of the product through producers. The section is selected at the deposit with the following characteristics: remaining reserves of at least 3000 thousand t, reservoir pressure equal or less than initial reservoir pressure, water cut of the produced product within limits of 80-99% and injectability of injectors within limits of 40-140 m/day at wellhead pressure of 4-15 MPa and permeability of at least 500 mD against results of hydrodynamic research. At this section an injector is selected with perforation interval according to hypsometric marks lying at the maximum height and at least 1 m above the perforation interval of the nearest producer. In the selected injector the injection volumes are limited up to values less than 50 m/day. For the other injectors placed at 1 m below the perforation interval of the producer the injection volumes are increased per 5% in comparison with volumes injected earlier. In this mode injection is made within 3 months under control over changes in operation mode for producers by measurements of bottomhole pressure and water cut. Similar operations are made with other groups of wells for the selected section of development.EFFECT: higher oil recovery of the deposit.2 ex

Description

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

Известен способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, который включает разбуривание месторождения по рядной неравномерной сетке скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. 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, но не ниже критического давления упругопластической деформации скелета продуктивного пласта до достижения предельно рентабельной обводненности. Далее проводят исследования по установлению пропластков с остаточной нефтенасыщенностью. Затем отбор продукции производят из скважин, имеющих наибольшее количество пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и повышенную гипсометрическую отметку. Закачку возобновляют в скважины, расположенные в пониженных участках структуры (Патент РФ №2194153, опублик. 10.12.2002).There is a method of developing a heterogeneous oil field, which includes drilling a field along a non-uniform uneven grid of wells, pumping a displacing agent into injection wells and selecting products from production wells. After the front of the displacing agent is transferred to the first rows of production wells, the injection well wells are transferred to the production category and they are operated in the reservoir pressure mode below the saturation pressure, but not lower than the critical pressure of the elastoplastic deformation of the skeleton of the productive formation until the maximum cost-effective water cut is reached. Next, studies are carried out to establish interlayers with residual oil saturation. Then, the selection of products is made from wells that have the largest number of layers with residual oil saturation and an increased hypsometric mark. The injection is resumed in wells located in lower sections of the structure (RF Patent No. 2194153, published. 10.12.2002).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи нефти с подошвенной водой, согласно которому производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины и создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта. Давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. Под отбор нефти выбирают добывающие скважины, имеющие повышенные гипсометрические отметки пласта. Из стволов этих скважин удаляют задавочную жидкость. Заполняют их нефтью этой же залежи. Кровельную часть продуктивного пласта в этих скважинах вторично вскрывают в нефтяной среде скважин с образованием перфорационных отверстий глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны. Отбор нефти осуществляют периодически. При отборе нефти используют ствол скважины от устья как резервуар для отстоя и накопления нефти (Патент РФ №2151860, опублик. 27.06.2000 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a reservoir of oil with bottom water, according to which the working agent is injected through injection wells, production is taken through production wells and a pressure monitoring and regulation system is created between the oil and aquifer parts of the reservoir. The pressure in the reservoir is maintained at a level that ensures the establishment of a static level in the estuary zone of producing wells. For oil selection, production wells are selected that have elevated hypsometric marks of the formation. Fluid is removed from the trunks of these wells. Fill them with oil of the same deposits. The roofing of the reservoir in these wells is re-opened in the oil medium of the wells with the formation of perforations with a depth exceeding the thickness of the sealed zone. The selection of oil is carried out periodically. When selecting oil, use the wellbore from the mouth as a reservoir for sludge and accumulation of oil (RF Patent No. 2151860, published. 06/27/2000 - prototype).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача залежи.A common disadvantage of the known technical solutions is the low oil recovery of the reservoir.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, на залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами в объеме не менее 3000 т, имеющий пластовое давление, равное или меньше начального пластового давления, обводненностью добываемой пластовой продукции в пределах 80-99% и приемистостью нагнетательных скважин в переделах 40-140 м³/сут при устьевом давлении в пределах 4-15 МПа, характеризующийся проницаемостью по гидродинамическим исследованиям скважин не менее 500 мД, на данном участке выбирают нагнетательную скважину, интервал перфорации которой согласно гипсометрическим отметкам расположен на максимальной высоте и выше 1 м интервала перфорации ближайшей добывающей скважины, в выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений менее 50 м³/сут, по другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5% и более ранее прокачиваемых объемов, в таком режиме производят закачку в период не менее 3-х месяцев с контролем за изменением в режиме работы добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности, подобные работы проводят с другими группами скважин выбранного участка разработки.The problem is solved in that in the method of developing an oil deposit, including pumping a working agent through injection wells and selecting reservoir products through production wells, according to the invention, a development section with residual reserves of at least 3,000 tons having a reservoir pressure equal to or less than the initial reservoir pressure, water cut of produced reservoir products within 80-99% and injectivity of injection wells in the range of 40-140 m ³ / day at wellhead pressure within 4-15 MPa, character which is permeable by hydrodynamic research of wells of at least 500 mD, an injection well is selected in this section, the perforation interval of which, according to the hypsometric marks, is located at a maximum height and above 1 m of the perforation interval of the nearest producing well, the injection volumes in the selected injection well are limited to values less than 50 m ³ / day, on the other injection wells located 1 m below the slot perforations of the production well, producing an increase in the injection volume of 5% and bo its previously pumped volumes in this mode to produce the download period of at least 3 months from the shift control mode in production wells through measurement of bottomhole pressure and water content, similar operation is conducted with other groups selected area development wells.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При разработке нефтяной залежи часть запасов нефти остается невыработанной вследствие недостаточного охвата воздействием по высоте залежи. Существующие способы разработки направлены на увеличение охвата воздействием по площади залежи, что не приводит к повышению выработки запасов по высоте. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет увеличения охвата воздействием залежи рабочим агентом по высоте. Задача решается следующим образом.When developing an oil reservoir, part of the oil reserves remains undeveloped due to insufficient exposure to the height of the reservoir. Existing development methods are aimed at increasing coverage by exposure over the area of the reservoir, which does not lead to an increase in the development of reserves in height. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery by increasing the exposure to exposure to the working agent in height. The problem is solved as follows.

При разработке нефтяной залежи проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. На залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами в объеме не менее 3000 т, имеющий пластовое давление 12-14 МПа или равное начальному пластовому давлению 16 МПа, обводненностью добываемой пластовой продукции в пределах 80-99% и приемистостью нагнетательных скважин в переделах 40-140 м³/сут при устьевом давлении в пределах 4-15 МПа, характеризующийся проницаемостью по гидродинамическим исследованиям скважин не менее 500 мД. На данном участке выбирают нагнетательную скважину, интервал перфорации которой согласно гипсометрическим отметкам расположен на максимальной высоте и выше 1 м интервала перфорации ближайшей добывающей скважины. При расстоянии до ближайшей добывающей скважины более 500 м в выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений менее 50 м³/сут, при расстоянии до ближайшей добывающей скважины менее 500 м ограничивают закачку вплоть до полной остановки. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5% выше ранее прокачиваемых объемов. В таком режиме производят закачку в период не менее 3-х месяцев с контролем за изменением в режиме работы добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности. Подобные работы проводят с другими группами скважин выбранного участка разработки.When developing an oil field, the working agent is injected through injection wells and formation products are taken through production wells. In the deposits, choose a development site with residual reserves of at least 3,000 tons, having a reservoir pressure of 12-14 MPa or equal to an initial reservoir pressure of 16 MPa, a water cut of produced reservoir products in the range of 80-99% and injectivity of injection wells within 40-140 m ³ / day at wellhead pressure within 4-15 MPa, characterized by permeability by hydrodynamic studies of wells of at least 500 mD. In this section, an injection well is selected, the perforation interval of which, according to the hypsometric marks, is located at a maximum height and above 1 m of the perforation interval of the nearest producing well. At a distance to the nearest producing well more than 500 m in the selected injection well, injection volumes are limited to values less than 50 m ³ / day; at a distance to the nearest producing well less than 500 m, the injection is limited to a complete stop. For other injection wells located below 1 m of the perforation interval of the producing well, injection volumes are increased by 5% higher than previously pumped volumes. In this mode, an injection is carried out for a period of at least 3 months with control over a change in the operating mode of production wells by measuring bottomhole pressure and water cut. Similar work is carried out with other groups of wells of the selected development site.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 900-1200 м, пластовое давление 12-14 МПа, пластовая температура 26-36°C, пористость 5-40%, проницаемость 5-1000 мДа, толщина продуктивного пласта 0,1-12 м, вязкость нефти 12-35 мПа*с, плотность нефти 0,865-0,925 г/см³, коллектор - песчаник-алевролит, тип залежи - массивный.Example 1. Develop an oil reservoir with the following characteristics: depth 900-1200 m, reservoir pressure 12-14 MPa, reservoir temperature 26-36 ° C, porosity 5-40%, permeability 5-1000 mDa, the thickness of the reservoir 0.1- 12 m, oil viscosity 12-35 MPa * s, oil density 0.865-0.925 g / cm ³ , the reservoir is sandstone-siltstone, the type of deposit is massive.

Проводят закачку рабочего агента - пластовой воды через 5 нагнетательных скважин и отбор пластовой продукции через 20 добывающих скважин.They carry out the injection of a working agent — produced water through 5 injection wells and selection of formation products through 20 production wells.

На залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами в объеме 3000 т, имеющий текущее пластовое давление 12-14 МПа, с обводненностью добываемой пластовой продукции в пределах 80-99%, приемистостью нагнетательных скважин в переделах 40-140 м³/сут при устьевом давлении в пределах 4-15 МПа, характеризующийся проницаемостью по гидродинамическим исследованиям скважин не менее 1000 мД. На данном участке выбирают одну нагнетательную скважину, интервал перфорации которой составляет 1150-1165 м. Данный интервал согласно гипсометрических отметок расположен на 1 м и более интервала перфорации всех добывающих скважин данного участка. Расстояние до ближайшей добывающей скважины более 500 м. В выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений 5-50 м³/сут, т.е. менее 50 м³/сут. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже на 1 м и более, производят увеличение объемов закачки на 10-15% выше ранее прокачиваемых объемов. В таком режиме производят закачку в период не менее 3-х месяцев с контролем за изменением в режиме работы добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности.In the deposits, a development site is selected with residual reserves of 3,000 tons, having a current reservoir pressure of 12-14 MPa, with a water cut of produced reservoir products in the range of 80-99%, injectivity of injection wells within 40-140 m ³ / day at wellhead pressure of within 4-15 MPa, characterized by permeability by hydrodynamic studies of wells of at least 1000 mD. In this section, one injection well is selected, the perforation interval of which is 1150-1165 m. This interval, according to the hypsometric marks, is located at 1 m or more of the perforation interval of all producing wells in this section. The distance to the nearest producing well is more than 500 m. In the selected injection well, injection volumes are limited to 5-50 m ³ / day, i.e. less than 50 m ³ / day. For other injection wells located 1 m or more lower, injection volumes are increased by 10-15% higher than previously pumped volumes. In this mode, an injection is carried out for a period of at least 3 months with control over a change in the operating mode of production wells by measuring bottomhole pressure and water cut.

Подобные работы проводят с другими группами скважин выбранного участка разработки.Similar work is carried out with other groups of wells of the selected development site.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Расстояние до ближайшей добывающей скважины менее 500 м. В выбранной нагнетательной скважине ограничивают закачку вплоть до полной остановки. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5-10% выше ранее прокачиваемых объемов.Example 2. Perform, as example 1. The distance to the nearest producing well is less than 500 m. In the selected injection well, injection is limited to a complete stop. For other injection wells located below 1 m of the perforation interval of the producing well, injection volumes are increased by 5-10% higher than previously pumped volumes.

В результате нефтеотдача залежи увеличилась на 1-2% и составила 1,5%.As a result, oil recovery increased by 1-2% and amounted to 1.5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.

Claims

A method of developing an oil deposit, including pumping a working agent through injection wells and selecting reservoir products through production wells, characterized in that a development site with residual reserves of at least 3,000 tons having a reservoir pressure equal to or less than the initial reservoir pressure is selected on the deposits, water cut of produced reservoir products within 80-99% and injectivity of injection wells in the range of 40-140 m ³ / day at wellhead pressure in the range of 4-15 MPa, characterized by permeability for hydrodynamic studies of wells of at least 500 mD, an injection well is selected in this section, the perforation interval of which, according to hypsometric marks, is located at a maximum height and above 1 m of the perforation interval of the nearest producing well, injection volumes are limited to values less than 50 m ³ in the selected injection well days, for other injection wells located below 1 m of the perforation interval of the producing well, injection volumes are increased by 5% or more previously pumped ems, in this mode producing download a period of at least 3 months from the shift control mode in production wells through measurement of bottomhole pressure and water content, similar operation is conducted with other groups selected area development wells.