RU2559992C1

RU2559992C1 - Oil deposit development method

Info

Publication number: RU2559992C1
Application number: RU2014140933/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Миргазиян Закиевич Тазиев; Булат Галиевич Ганиев; Тагир Асгатович Туктаров; Нафис Фаритович Гумаров
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2014-10-10
Filing date: 2014-10-10
Publication date: 2015-08-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: oil deposit development method involves injection of working agent through injection wells and recovery of the product through production wells. Development is conducted with monitoring of volumes of withdrawal of formation production in production wells and injection of the working agent through injection wells with excess of volumes of injection above withdrawal. The absorption zones are pre-isolated at increase of water content of the production in injection wells. On achievement of the front of displacement from the injection well of the production well in the latter the hydraulic fracturing of formation is performed with increase of formation reservoir pressure to the pre-set value and in conditions of high oil content in borehole environment, changed owing to isolation of absorption zones. After hydraulic fracturing the water content in the production is monitored and at its decrease - recovery up to the pre-set size the development is continued at the pre-set modes with the same withdrawals of formation production and injection of the working agent.

EFFECT: increased oil recovery of the deposit.

1 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 нефтяной залежи, согласно которому через добывающие скважины отбирают нефть из залежи, через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент. Для изоляции зон поглощения в нагнетательную скважину закачивают двумя порциями дегазированную нефть с вязкостью, большей вязкости добываемой нефти, и нагретую до температуры, при которой ее вязкость близка вязкости воды в пластовых условиях. Давление закачки первой порции устанавливают на 15-25% меньше давления закачки рабочего агента. Между порциями закачки дегазированной нефти закачивают воду, нагретую до температуры нагрева дегазированной нефти. Объем закачки второй порции составляет 30-70% объема закачки первой порции. Объем закачки воды составляет 15-30% общего объема закачки дегазированной нефти (патент РФ №2084617, опубл. 20.07.1997).A known method of developing an oil reservoir, according to which oil is extracted from the reservoir through production wells, a working agent is pumped through injection wells. To isolate the absorption zones, degassed oil with a viscosity higher than the viscosity of the produced oil and heated to a temperature at which its viscosity is close to the viscosity of water under formation conditions is pumped into the injection well in two portions. The injection pressure of the first portion is set to 15-25% less than the injection pressure of the working agent. Between the portions of the degassed oil injection, water is heated to the temperature of heating the degassed oil. The injection volume of the second portion is 30-70% of the injection volume of the first portion. The volume of water injection is 15-30% of the total injection volume of degassed oil (RF patent No. 2084617, publ. 20.07.1997).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие (патент РФ №2528308, опубл. 10.09.2014 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir with hydraulic fracturing, including drilling production and injection wells, creating elements with an injection well in the center and producing around, or selecting such already drilled wells, determining the initial direction of the maximum main stress of the formation , hydraulic fracturing in production wells, water injection through injection wells and selection of products h cut mining (RF patent №2528308, published 09.10.2014 -. prototype).

Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача, проявляющаяся вследствие того, что изоляционные и интенсификационные работы проводят без учета динамики пластового давления и без учета компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента.A disadvantage of the known methods is the low oil recovery, which is manifested due to the fact that the isolation and intensification work is carried out without taking into account the dynamics of reservoir pressure and without taking into account compensation for the selection of reservoir products by pumping a working agent.

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

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины и проведение гидроразрыва пласта в добывающих скважинах, согласно изобретению, предварительно в нагнетательных скважинах проводят изоляцию зон поглощения, гидроразрыв пласта в добывающих скважинах проводят по достижению фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие изоляции зон поглощения, а компенсацию отбора восстанавливают до начального значения после восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells, selecting reservoir products through production wells and conducting hydraulic fracturing in production wells, according to the invention, the absorption zones are previously isolated in injection wells, hydraulic fracturing in production wells carried out to achieve the front of displacement from the injection well, changed due to the isolation of the absorption zones, and the selection compensation is restored to initial value after the restoration of water cut of reservoir products, changed during hydraulic fracturing.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При разработке нефтяной залежи мало внимания обращают на соотношение объемов закачиваемого через нагнетательные скважины рабочего агента и объемов отбираемой пластовой продукции через добывающие скважины. Кроме того, зачастую несвоевременная интенсификация работы добывающих скважин оказывает отрицательное воздействие на обводненность добываемой пластовой продукции. Между , длительное отклонение от оптимальной компенсации отбора и несвоевременность интенсификационных работ приводит к изменению пластового давления, преждевременной обводненности пластовой продукции или к недоборам нефти. И в том, и в другом случаях снижается нефтеотдача залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing an oil field, little attention is paid to the ratio of the volumes of the working agent injected through injection wells and the volumes of produced reservoir products through production wells. In addition, often untimely intensification of production wells has a negative impact on the water content of produced reservoir products. Between, a long deviation from the optimal compensation of the selection and untimely intensification work leads to a change in reservoir pressure, premature watering of reservoir products or to oil shortages. In both cases, the oil recovery is reduced. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. При повышении обводненности добываемой пластовой продукции в нагнетательной скважине проводят изоляцию зон поглощения. При этом изолирующий агент проникает в высокопроницаемые обводненные зоны залежи, закупоривает их полностью или частично и способствует отклонению вытесняющих потоков рабочего агента в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны. Рабочий агент вытесняет нефть из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон, что приводит к снижению обводненности добываемой пластовой продукции. Фронт вытеснения с повышенным количеством нефти распространяется по залежи. По достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие изоляции зон поглощения, до добывающей скважины проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. При этом трещиной разрыва вскрывают часть залежи с увеличенным содержанием нефти.When developing an oil reservoir, the working agent is injected through injection wells and formation products are extracted through production wells. With an increase in the water cut of the produced stratum in the injection well, the absorption zones are isolated. In this case, the insulating agent penetrates into the highly permeable watered zones of the reservoir, clogs them completely or partially and contributes to the deflection of the displacing flows of the working agent into low-permeable oil-saturated zones. The working agent displaces oil from low-permeability oil-saturated zones, which leads to a decrease in the water content of produced reservoir products. The displacement front with a high amount of oil spreads over the reservoir. Upon reaching the displacement front from the injection well, altered due to isolation of the absorption zones, to the production well, hydraulic fracturing is carried out in the production well. At the same time, a part of the deposit with an increased oil content is opened with a fracture rupture.

Как известно, после гидроразрыва пласта в добывающей скважине в обычных условиях в первое время после гидроразрыва наблюдают резкое увеличение обводненности добываемой пластовой продукции. Постепенно обводненность снижается, достигая уровня до гидроразрыва. Этот период называют периодом освоения скважины после гидроразрыва. Иногда он может достигать значительных величин порядка 4-6 месяцев. Все это время наблюдают недоборы нефти из-за временной обводненности.As is known, after hydraulic fracturing in a production well under normal conditions, a sharp increase in the water cut of produced reservoir products is observed for the first time after hydraulic fracturing. Gradually, water cut decreases, reaching a level before fracturing. This period is called the period of well development after hydraulic fracturing. Sometimes it can reach significant values of the order of 4-6 months. All this time, oil shortages have been observed due to temporary water cut.

При проведении гидроразрыва в добывающей скважине по достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие изоляции зон поглощения, гидроразрыв проводят в условиях повышенного содержания нефти в околоскважинном пространстве. При этом после гидроразрыва наблюдают не только минимальное увеличение обводненности, но и резкое сокращение периода освоения скважины после гидроразрыва, т.е. ускоренное восстановление обводненности и даже снижение обводненности по сравнению с уровнем до гидроразрыва.When hydraulic fracturing is carried out in the producing well upon reaching the displacement front from the injection well, which was changed due to isolation of the absorption zones, hydraulic fracturing is carried out under conditions of increased oil content in the near-wellbore space. Moreover, after hydraulic fracturing, not only a minimal increase in water cut is observed, but also a sharp reduction in the period of well development after hydraulic fracturing, i.e. accelerated restoration of water cut and even a decrease in water cut compared to the level before hydraulic fracturing.

Во избежание последующего увеличения обводненности компенсацию отбора восстанавливают до начального значения после восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта.In order to avoid a subsequent increase in water cut, the selection compensation is restored to the initial value after the restoration of water cut in the reservoir products changed during hydraulic fracturing.

В результате удается увеличить отборы нефти и, тем самым, увеличить нефтеотдачу залежи.As a result, it is possible to increase oil production and, thereby, increase oil recovery.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Разрабатывают Минибаевскую нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1900-2000 м., пластовое давление 12-14 МПа, пластовая температура 34-38°С, толщина пласта от 3 до 10 м., пористость от 12 до 20%, проницаемость от 96 до 1500 мДа, нефтенасыщенностью более 70%, вязкость нефти 18 мПа*с, плотность нефти 0,86 г/см³. Коллектор - глинистый алевролит-высокозернистый песчаник. Участок залежи с 2 нагнетательными скважинами и 4 добывающими скважинами разрабатывают заводнением с закачкой пластовой воды в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины и отбором пластовой продукции через добывающие скважины.The Minibaevskoye oil field is developed with the following characteristics: depth 1900-2000 m, reservoir pressure 12-14 MPa, reservoir temperature 34-38 ° C, reservoir thickness from 3 to 10 m, porosity from 12 to 20%, permeability from 96 to 1500 mDa, oil saturation more than 70%, oil viscosity 18 MPa * s, oil density 0.86 g / cm ³ . The collector is clayey siltstone-high-grained sandstone. A reservoir area with 2 injection wells and 4 production wells is developed by flooding with injection of produced water as a working agent through injection wells and selection of formation products through production wells.

Объем закачки через 2 нагнетательные скважины составляет от 100 м³/сут. Объем отбора пластовой продукции по участку через 4 добывающие скважины составляет до 80 м³/сут. Компенсация отбора составляет 100/80*100%=125%.The volume of injection through 2 injection wells is from 100 m ³ / day. The volume of selection of reservoir products in the area through 4 production wells is up to 80 m ³ / day. The selection compensation is 100/80 * 100% = 125%.

При повышении обводненности добываемой пластовой продукции в окружающих нагнетательную скважину добывающих скважинах на 5-15% в нагнетательной скважине проводят изоляцию зон поглощения. Для чего в скважину закачивают изолирующий агент, проводят технологическую выдержку и запускают скважину в эксплуатацию. Дожидаются достижения фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие изоляции зон поглощения, до добывающей скважины. При этом пластовое давление в зоне добывающей скважины увеличивается на 5% и достигает 12,6-14,7 МПа, а обводненность добываемой пластовой продукции снижается на 5-15% и составляет от 50 до 90%.With an increase in the water cut of the produced stratum in the producing wells surrounding the injection well by 5-15%, the absorption zones are isolated in the injection well. For this, an insulating agent is pumped into the well, technological exposure is carried out, and the well is put into operation. Achievement of the front of displacement from the injection well, changed due to the isolation of the absorption zones to the production well, is expected. At the same time, the reservoir pressure in the zone of the producing well increases by 5% and reaches 12.6-14.7 MPa, and the water cut of the produced reservoir products decreases by 5-15% and ranges from 50 to 90%.

Проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. В результате обводненность добываемой продукции непосредственно после гидроразрыва снизилась до 40-80% и была восстановлена до 10% всего за 30 сут.Hydraulic fracturing is carried out in the producing well. As a result, the water cut of extracted products immediately after hydraulic fracturing decreased to 40-80% and was restored to 10% in just 30 days.

После восстановления обводненности восстанавливают компенсацию отбора закачкой рабочего агента до прежних 125%.After the restoration of water cut, compensation for selection by injection of the working agent is restored to the previous 125%.

Продолжают разработку на установившихся режимах.Continue development in steady state.

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 reservoir, including injecting a working agent through injection wells, selecting reservoir products through production wells and conducting hydraulic fracturing in producing wells, characterized in that the development is carried out with control over the volumes of reservoir production withdrawal from production wells and injection of working agent through injection wells with the excess of injection volumes over the selections, previously, with an increase in water cut in the produced products in injection wells, zones are isolated by Absorption, hydraulic fracturing in producing wells is carried out after reaching the displacement front from the injection well of the producing well with increasing the reservoir pressure by a predetermined amount, and in conditions of increased oil content in the near-wellbore space, changed due to isolation of the absorption zones, after hydraulic fracturing, the water content of the produced products is observed and when it decreases - recovery to a predetermined value continues to be developed at steady-state conditions with previous selections of reservoir products and injections working agent.