RU2627336C1

RU2627336C1 - Method of developing low permeable reservoir by periodic injection of carbon dioxide gas

Info

Publication number: RU2627336C1
Application number: RU2016146182A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Владлен Борисович Подавалов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date: 2016-11-25
Filing date: 2016-11-25
Publication date: 2017-08-07

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: in the method of developing low permeable reservoirs by periodic injection of carbon dioxide gas, wells with a horizontal end of the bore diameter of 5-7 inches are chosen, which tap the reservoir with an average absolute permeability from 0.001 mD to 2 mD, or lateral horizontal bores are drilled from vertical wells which tap the reservoir with the mentioned permeability. All wells must be production wells. In each of the wells, a pump is lowered to the central part of the horizontal bore on the main pipe string, through which product selection is carried out, after a period of operation and achievement of the condition q_f ≤ 0.5·q_f ⁰ at P_sat ≤ P_b ≤ 0.3·P_f ⁰, where q_f is the current fluid production rate of the well, q_f ⁰ is the initial fluid production rate after the well is put into production before the appropriate cycle of selection-injection, P_b is the current bottom-hole pressure, P_f ⁰ is the initial formation pressure, P_sat is the pressure of oil saturation with hydrocarbon gas, an additional pipe string is lowered to the horizontal bore, with a diameter of 1-2 inches with a filter, which length is not less than half the length of the horizontal bore. An additional pipe string is sealed above the upper boundary of the productive formation. If it is necessary, the main pipe string is changed to a string of such diameter, which makes it possible to carry out round-trip operations of each of the pipe strings separately. A working agent is pumped through the additional pipe string, carbon dioxide - CO₂ is used as the working agent, injection of CO₂is carried out with a gradual increase in consumption from 0 to q_inj ^max, where q_inj ^max is the maximum consumption of CO₂ at injection pressure P_inj= (0.6-0.9) ·P_r, where P_r is a vertical rock pressure, when q_inj ^max is reached, the injection is stopped and the well is left to redistribute the pressure in the reservoir for 5-50 days. After that, the well is put into production through an additional pipe string. The fluid production rate is increased gradually from 0 to (0.5-0.9) q_prod ^max, where q_prod ^max is the maximum fluid production rate at bottomhole pressure, equal to P_sat, the cycles of injection, waiting and selection are repeated.

EFFECT: oil recovery of low permeable carbonate reservoirs increase.

1 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых карбонатных коллекторов горизонтальными скважинами с периодичной закачкой углекислого газа.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of low-permeability carbonate reservoirs in horizontal wells with periodic injection of carbon dioxide.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Согласно изобретению замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 10 ч, определение приемистости проводят не ранее чем через 3 ч, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м³/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м³/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки (патент РФ №2361072, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.07.2009).A known method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells, pumping a working agent through injection wells, determining the injectivity of injection wells and taking it into account when assigning operating modes of injection wells. According to the invention, injectivity and injection pressure are measured on injection wells after establishing a constant mode of operation of the wells, i.e. after a long downtime of up to 10 hours, the determination of injectivity is carried out no earlier than 3 hours, after a long downtime of about 10-15 days, the determination of injectivity is carried out no earlier than 2 days, with an increase in the injectivity of injection wells with an injectivity of more than 40 m ³ / day, working continuously perform their transfer to short to 1-4 months cyclic mode until the return to the previous pick-up and malopriemistye injectors operating in continuous mode with a pick-up order of 15-20 m ³ / day, converted to Tap cyclic operation to improve their pickup, after which the wells again in a constant pumping mode (RF patent №2361072, Cl. E 21 B 43/20, publ. 10.07.2009).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами, включающий бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины. В известном способе в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, на одной из которых устанавливают в центре ствола насос, на другой по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, плотность перфорации N_n каждой n-й секции фильтров выполняют согласно соотношению: N_n=N_min·k_max/k_n, где k_max - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, k_n - проницаемость n-го участка коллектора, N_min - плотность перфорационных отверстий секции фильтров напротив коллектора с максимальной проницаемостью. В межтрубное пространство до устья закачивают техническую воду, после чего при остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты, после реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе, при падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки (патент РФ 2595114, кл. Е21В43/27, опубл. 20.08.2016 - прототип).Closest to the technical essence of the proposed method is a method of developing a carbonate reservoir by horizontal wells, including drilling horizontal wells, descending on a pipe string into the horizontal part of the pump trunks, acid treatment of the reservoir through filters with different perforation densities, selection of well production. In the known method, two columns of pipes with a diameter of 1.5-2 inches are lowered into the horizontal wellbore, which is open, on one of which a pump is installed in the center of the wellbore, series-connected filters are placed along the entire length of the wellbore, perforation density N _{n of} each nth filter section is performed according to the relation: N _n = N _min · k _max / k _n , where k _max is the maximum permeability of the collector along the horizontal barrel, k _n is the permeability of the n-th part of the collector, N _min is the density of the perforation holes of the filter section on the contrary willow collector with maximum permeability. Technical water is pumped into the annulus to the mouth, after which, when the pump is stopped, acid is supplied to the pipe string with filters, pressed through with technical water in an amount not less than the volume of the pipe string, through which acid is pumped, after the reaction of the acid with the rock, products are taken through the pipe reactions before the appearance of oil, then the pump is put into operation in a horizontal well, when the oil production rate drops by more than 50% of the oil production rate after acid treatment, the acid injection process is repeated, and the volume of process water for the sale of acid choose from the condition of at least 2 volumes of industrial water, which was used in the previous processing cycle (RF patent 2595114, CL Е21В43 / 27, publ. 08.20.2016 - prototype).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность разработки слабопроницаемых карбонатных коллекторов по каждому из способов в отдельности, что приводит к невысокой нефтеотдаче. A common disadvantage of the known methods is the low efficiency of developing poorly permeable carbonate reservoirs for each of the methods separately, which leads to low oil recovery.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of low permeability carbonate reservoirs.

Задача решается тем, что в способе разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа, включающем закачку рабочего агента и отбор продукции в периодическом режиме через одну горизонтальную скважину посредствам спуска двух параллельных колонн труб, причем на одной из которых устанавливают насос, а на другой - фильтр, согласно изобретению выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы, все скважины выполняют добывающими, в каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия q_ж ≤ 0,5·q_ж ⁰ при Р_нас ≤ P_з ≤ 0,3·Р_пл ⁰, где q_ж – текущий дебит жидкости скважины, q_ж ⁰ – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, P_з – текущее забойное давление, Р_пл ⁰ – начальное пластовое давление, Р_нас – давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола, дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности, через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО₂, закачку СО₂ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак ^max, где q_зак ^max – максимальный расход СО₂ при давлении закачки P_зак= (0,6-0,9)·P_горн, где P_горн – вертикальное горное давление, при достижении q_зак ^max закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут, после чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·q_доб ^max, где q_доб ^max – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Р_нас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют.The problem is solved in that in a method for developing low-permeability reservoirs by periodic injection of carbon dioxide, which includes injecting a working agent and taking products periodically through one horizontal well by lowering two parallel pipe columns, one of which is equipped with a pump and the other with a filter, according to the invention, wells with a horizontal end with a bore diameter of 5-7 inches are selected that open a reservoir with an average absolute permeability of 0.001 mD to 2 mD, or drill from a vertical wells, which opened the reservoir with the indicated permeability, horizontal lateral wells, all wells are producing, wells are pumped into each of the wells in the central part of the horizontal well on the main pipe string, through which the products are selected, after the period of operation and the condition q _w ≤ 0 is reached 5 · q _w ⁰ when P ≤ P _us _h ≤ 0,3 · _Sq P ^0, where _w q - current well production fluid, q _w ⁰ - initial fluid flow rate after start-up in the extraction wells to the corresponding selection cycle - injection, P _s - the current bottomhole pressur e, P ⁰ _mp - initial reservoir pressure P _us - the saturation pressure of the hydrocarbon gas oil, into a horizontal wellbore tubing string lowered additional 1-2 inches in diameter with a filter length not less than half the horizontal length of the barrel, additional pipe string above the producing roofing zapakerovyvayut formation, and if necessary, the main pipe string is changed to a pipe of a diameter such that it is possible to carry out tripping operations of each pipe string separately through an additional pipe string pumped working agent, which is used as the carbon dioxide - CO ₂ CO ₂ injection lead to a gradual increase in flow from 0 to _Zak q ^max, wherein q _Coll ^max - maximum flow rate of CO ₂ at injection pressure P = _Coll (0,6-0 9) · P _furnace, where P _horn - the vertical overburden stress, when the q ^max _Coll injection was stopped and the well is left for a redistribution manifold pressure at 5-50 days, then allowed to additional extraction through the pipe string, wherein the fluid flow rate is increased gradually from 0 to (0.5-0.9) · q _add ^max , where q _add ^max - maximum flow rate liquid at bottomhole pressure equal to P _us , the cycles of injection, expectations and selection are repeated.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Под слабопроницаемыми здесь понимаются коллекторы с проницаемостью, варьирующейся в пределах от нескольких тысячных долей до нескольких единиц мД (10^-3 мкм²), характеризующиеся сильной неоднородностью. Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан. Low-permeability here refers to reservoirs with permeability ranging from several thousandths to several units of MD (10 ^-3 μm ² ), characterized by strong heterogeneity. An example of such collectors is domanic deposits on the territory of the Republic of Tatarstan.

На нефтеотдачу слабопроницаемого карбонатного коллектора, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы поддержания пластового давления (ППД). Как известно, основная проблема для таких коллекторов заключается в том, что после начала отбора продукции скважины, пластовое давление стремительно падает. Проведение гидроразрыва пласта и закачки кислоты позволяет лишь в начале разработки повысить дебит нефти на короткое время. Закачка воды для целей нефтевытеснения и ППД затруднена ввиду низкой проницаемости коллектора. Поэтому правильно спроектированное применение газовых методов в этом случае более оправдано. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a poorly permeable carbonate reservoir, developed by horizontal wells, is significantly affected by the effectiveness of the created reservoir pressure maintenance system. As you know, the main problem for such reservoirs is that after the start of the selection of well production, reservoir pressure rapidly drops. Hydraulic fracturing and acid injection allows increasing oil production for a short time only at the beginning of development. Water injection for oil displacement and BPD is difficult due to the low permeability of the reservoir. Therefore, a correctly designed application of gas methods in this case is more justified. However, existing technical solutions do not fully allow this task to be completed. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of low permeability carbonate reservoirs. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного коллектора с размещением горизонтального ствола одной из скважин, а также спускаемых в горизонтальный ствол колонн труб. Обозначения: 1 – горизонтальная добывающая скважина, 2 – слабопроницаемый нефтяной коллектор, 3 – кровля продуктивного коллектора, 4 – обсадная колонна, 5 – цементное кольцо, 6 – горизонтальный ствол, 7 – основная колонна труб для отбора продукции, 8 – насос, 9 – дополнительная колонна труб для закачки углекислого газа, 10 – фильтр, 11 – пакер, 12 – межтрубное пространство.In FIG. 1 is a schematic representation of a section of an oil reservoir with a horizontal wellbore of one of the wells, as well as pipe columns being lowered into the horizontal wellbore. Designations: 1 - horizontal production well, 2 - poorly permeable oil reservoir, 3 - roof of the productive reservoir, 4 - casing string, 5 - cement ring, 6 - horizontal shaft, 7 - main pipe string for product selection, 8 - pump, 9 - additional pipe string for carbon dioxide injection, 10 - filter, 11 - packer, 12 - annular space.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

На месторождении выбирают скважины 1 (фиг. 1) с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие карбонатный коллектор 2 со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД. Либо, если скважины, вскрывшие коллектор с указанной проницаемостью, являются вертикальными или наклонно-направленными, бурят из них боковые горизонтальные стволы. Все скважины выполняют добывающими. До кровли 3 продуктивного пласта 2 скважины 1 обсаживают обсадной колонной 4, цементируют 5, а сам горизонтальный ствол 6 выполняют открытым.At the field, wells 1 are selected (Fig. 1) with a horizontal end with a barrel diameter of 5-7 inches, revealing a carbonate reservoir 2 with an average absolute permeability of 0.001 mD to 2 mD. Or, if the wells that open the reservoir with the specified permeability are vertical or directional, horizontal lateral shafts are drilled from them. All wells are producing. To the roof 3 of the reservoir 2, the wells 1 are cased with casing 4, cement 5, and the horizontal shaft 6 is open.

В каждую из скважин 1 в центральную часть горизонтального ствола 6 спускают на основной колонне труб 7 насос 8 (например, типа 2СП45/24), через который осуществляют отбор продукции. In each of the wells 1, a pump 8 (for example, type 2SP45 / 24) is lowered on the main pipe string 7 to the central part of the horizontal wellbore 6, through which products are selected.

После периода эксплуатации и достижения условия (1), в горизонтальный ствол 6 скважины 2 спускают дополнительную колонну труб 9 диаметром 1-2 дюйма с фильтром 10, длиной не менее половины длины горизонтального ствола 6.After a period of operation and achievement of condition (1), an additional pipe string 9 with a diameter of 1-2 inches with a filter 10, at least half the length of the horizontal barrel 6 is lowered into the horizontal wellbore 6 of the well 2.

q_ж ≤ 0,5·q_ж ⁰ при Р_нас ≤ P_з ≤ 0,3·Р_пл ⁰, (1)q _w ≤ 0.5 · q _w ⁰ at Р _us ≤ P _s ≤ 0.3 · Р _pl ⁰ , (1)

где q_ж – текущий дебит жидкости скважины, м³/сут,where q _W is the current flow rate of the well fluid, m ³ / day,

q_ж ⁰ – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, м³/сут,q _w ⁰ - the initial flow rate of the fluid after the well was put into production before the corresponding selection-injection cycle, m ³ / day,

P_з – текущее забойное давление, МПа,P _s - current bottomhole pressure, MPa,

Р_пл ⁰ – начальное пластовое давление, МПа,P _PL ⁰ - initial reservoir pressure, MPa,

Р_нас – давление насыщения нефти углеводородным газом, МПа,P _us - pressure of oil saturation with hydrocarbon gas, MPa,

Дополнительную колонну 9 запакеровывают пакером 10 выше кровли продуктивного пласта 2, герметизируя межтрубное пространство 11. При необходимости, основную колонну труб 7 меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб 7 и 9 по отдельности.An additional column 9 is sealed with a packer 10 above the roof of the reservoir 2, sealing the annulus 11. If necessary, the main pipe string 7 is changed to a pipe of such diameter that it is possible to carry out tripping operations for each pipe string 7 and 9 separately.

Через дополнительную колонну труб 9 закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО₂. Закачку СО₂ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак ^max, где q_зак ^max – максимальный расход СО₂ при давлении закачки P_зак= (0,6-0,9)·P_горн, где P_горн – вертикальное горное давление. Под вертикальным горным давлением понимается давление вышележащих пород от дневной поверхности, а для морских месторождений к данному давлению еще следует прибавить давление толщи воды. Под давлением закачки понимают давление на забое скважины при закачке рабочего агента.A working agent is pumped through an additional pipe string 9, carbon dioxide - CO ₂ is used as this. СО ₂ injection is carried out with a gradual increase in flow rate from 0 to q _zak ^max , where q _zak ^max is the maximum consumption of СО ₂ at the injection pressure P _zak = (0.6-0.9) · P _horn , where P _horn is the vertical mountain pressure . Vertical rock pressure refers to the pressure of overlying rocks from the day surface, and for offshore deposits, the pressure of the water column should also be added to this pressure. Under injection pressure is understood the pressure at the bottom of the well during the injection of the working agent.

При достижении q_зак ^max закачку прекращают и скважину 1 оставляют на перераспределение давления в коллекторе 2 на 5-50 сут. Затем скважину 1 пускают в добычу через основную колонну труб 7, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·q_доб ^max, где q_доб ^max – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Р_нас. Upon reaching _Coll q ^max download is stopped and left for 1 hole pressure redistribution in the reservoir 2 on days 5-50. Then, well 1 is put into production through the main pipe string 7, and the fluid rate is gradually increased from 0 to (0.5-0.9) · q _add ^max , where q _add ^max is the maximum fluid rate at bottomhole pressure equal to P _us .

Циклы закачки, ожидания и отбора повторяют при выполнении условия (1).The cycles of injection, expectation and selection are repeated when condition (1) is satisfied.

Согласно исследованиям при проницаемости нефтенасыщенного коллектора менее 0,001 мД, закачка СО₂затруднена ввиду того, что размеры поровых каналов становятся сопоставимы с размерами молекул СО₂. При этом верхний предел 2 мД определен исходя из того, что согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при данных значениях проницаемости и менее, коллекторы относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по закачке СО₂ эффективно, с точки зрения экономики. According to studies with oil saturated reservoir permeability less than 0.001 md, injection of CO ₂ is difficult because the pore channels dimensions are comparable with the dimensions of molecules of CO _2. Moreover, the upper limit of 2 mD is determined based on the fact that, according to the Decree of the Government of the Russian Federation No. 700-R, for given values of permeability and less, collectors are classified as hard-to-recover reserves and they have reduced rates of mineral extraction tax (MET), which allows you to carry out activities for the injection of CO ₂ effectively, from the point of view of the economy.

Выбор скважин с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов обусловлен тем, что, во-первых, приток к горизонтальным скважинам по сравнению с вертикальными выше ввиду большего контакта горизонтального ствола 6 с коллектором 2, что критично для слабопроницаемых коллекторов, во-вторых, при диаметре ствола менее 5 дюймов спуск двух колонн труб 7 и 9 затруднен, а при более 7 дюймов значительно снижаются экономические показатели предлагаемого способа.The choice of wells with a horizontal end with a bore diameter of 5-7 inches is due to the fact that, firstly, the inflow to horizontal wells is higher than vertical wells due to the greater contact of the horizontal wellbore 6 with reservoir 2, which is critical for low-permeability reservoirs, and secondly, for the trunk diameter of less than 5 inches, the descent of two columns of pipes 7 and 9 is difficult, and with more than 7 inches, the economic indicators of the proposed method are significantly reduced.

Согласно расчетам диаметр дополнительной колонны труб 9 более 2 дюймов экономически не целесообразен ввиду закачки газа, подвижность которого значительно выше подвижности жидкости. Для большинства коллекторов диаметр менее 2 дюймов удовлетворяет объему закачиваемого углекислого газа. Кроме того, небольшой диаметр позволяет беспрепятственно спускать параллельно две трубы с оборудованием в наиболее распространённые диаметры обсадных колонн 5-7 дюймов. Диаметр менее 1 дюйма приводит к снижению межремонтного периода скважины ввиду повышения риска обрыва труб 9. Насос 8 в центральной части горизонтального ствола 6 позволяет согласно исследованиям наиболее эффективно отбирать запасы нефти вдоль всего горизонтального ствола 6.According to calculations, the diameter of the additional pipe string 9 of more than 2 inches is not economically feasible due to the injection of gas, the mobility of which is much higher than the mobility of the liquid. For most collectors, a diameter of less than 2 inches will satisfy the amount of carbon dioxide injected. In addition, the small diameter allows two pipes with equipment to be freely unobstructed in parallel in the most common casing diameters of 5-7 inches. A diameter of less than 1 inch leads to a decrease in the overhaul period of the well due to an increased risk of pipe breakage 9. Pump 8 in the central part of the horizontal wellbore 6 allows, according to research, to most effectively select oil reserves along the entire horizontal wellbore 6.

Длина фильтра 10, составляющая не менее половины длины горизонтального ствола 6 определена согласно расчетам как наиболее оптимальная, т.к. при меньшей длине значительно снижается равномерность расхода углекислого газа вдоль горизонтального ствола 6.The length of the filter 10, which is at least half the length of the horizontal barrel 6, is determined according to calculations as the most optimal, because with a shorter length, the uniformity of the flow of carbon dioxide along the horizontal barrel 6 is significantly reduced.

Остановка скважины при дебите жидкости более чем 50% от начального с последующим переводом под закачку рабочего агента согласно расчетам нецелесообразна, т.к. для большинства слабопроницаемых коллекторов при q_ж > 0,5·q_ж ⁰ обеспечивается основная часть отбора нефти. При этом на дебит жидкости непосредственно влияет создаваемое забойное давление. Поэтому условие остановки скважины с дебитом жидкости при Р_нас ≤ P_з ≤ 0,3·Р_пл ⁰ определено согласно исследованиям как наиболее оптимальное, т.к. при P_з > 0,3·Р_пл ⁰ не используется весь потенциал энергетического состояния коллектора, а при P_з <Р_нас повышается риск потерь добычи ввиду разгазирования нефти и снижения ее вязкости.Well shutdown at a fluid flow rate of more than 50% of the initial one with subsequent transfer to the working agent for injection, according to the calculations, is impractical, because for most low permeable collectors at q _x> 0.5 · q _w ⁰ is provided the bulk of the selection of oil. At the same time, the bottomhole pressure created directly affects the fluid flow rate. Therefore, the condition for stopping a well with a fluid flow rate at P _us ≤ P _s ≤ 0.3 · P _pl ^{0 is} determined according to studies as the most optimal, because when P _s > 0.3 · P _PL ^{0 the} whole potential of the reservoir’s energy state is not used, and when P _s <P _we increase the risk of production losses due to oil degassing and a decrease in its viscosity.

Использование углекислого газа для ППД в слабопроницаемых карбонатных коллекторах наиболее оправдано, т.к. данный газ легче всего проникает по гидрофобным трещинам в глубь пласта (в отличие от воды), а также легко растворяется в нефти. Однако следует учитывать негативное влияние СО₂ на металлическое оборудование. Во избежание коррозии следует закачивать СО₂через колонны труб, устойчивые к коррозии. Применение пакера 10, устанавливаемого немного выше кровли продуктивного пласта, также защищает обсадную колонну от воздействия СО₂.The use of carbon dioxide for PPD in low-permeability carbonate reservoirs is most justified, because This gas most easily penetrates hydrophobic cracks deep into the reservoir (unlike water), and also easily dissolves in oil. However, the negative impact of CO ₂ on metal equipment should be considered. To avoid corrosion to be pumped CO ₂ through the pipe string, resistant to corrosion. The use of a packer 10 mounted slightly above the top of the reservoir also protects the casing from CO ₂ .

Постепенное увеличение расхода СО₂ от 0 до q_зак ^max при давлении закачки P_зак= (0,6-0,9)·P_горн согласно исследованиям позволяет повысить коэффициент охвата и практически полностью восстановить пластовое давление, как минимум в зоне отбора. При давлении закачки P_зак<0,6·P_горн эффективность проникновения газа вглубь пласта снижается, что приводит к уменьшению охвата и нефтеотдачи, а при P_зак>0,9·P_горн неконтролируемый авторазрыв пласта может привести к резкому обводнению скважины.A gradual increase in CO ₂ flow rate from 0 to q _Zak ^max at injection pressure P _Zak = (0.6-0.9) · P _horn, according to studies, allows to increase the coverage factor and almost completely restore reservoir pressure, at least in the selection zone. At injection pressure P _zak <0.6 · P _{horn, the} efficiency of gas penetration deep into the formation decreases, which leads to a decrease in coverage and oil recovery, and at P _zak > 0.9 · P _horn, uncontrolled auto-fracture of the formation can lead to a sharp water cut in the well.

Остановка скважины на перераспределение давления в коллекторе менее чем на 5 сут согласно расчетам неэффективно, т.к. давление для большинства слабопроницаемых коллекторов не успевает перераспределиться, а более 50 сут – уже не приводит к изменению давления.According to the calculations, the well shut-off for pressure redistribution in the reservoir for less than 5 days is inefficient, because pressure for the majority of poorly permeable reservoirs does not have time to redistribute, and for more than 50 days it no longer leads to a change in pressure.

Постепенное повышение дебита жидкости с 0 до (0,5-0,9)·q_доб ^max при забойном давлении, равном Р_нас, позволяет снизить выделение углекислого газа из нефти. При дебите менее 0,5·q_доб ^max интенсивность отбора значительно уменьшается, что снижает экономическую эффективность предлагаемого способа. При дебите более 0,9·q_доб ^max для большинства слабопроницаемых коллекторов повышается процесс разгазирования нефти, что приводит к снижению нефтеотдачи. A gradual increase in the fluid flow rate from 0 to (0.5-0.9) · q _add ^max at a bottomhole pressure equal to P _us , reduces the emission of carbon dioxide from oil. When the flow rate is less than 0.5 · q _add ^{max the} intensity of the selection is significantly reduced, which reduces the economic efficiency of the proposed method. With a flow rate of more than 0.9 · q _add ^max for most low-permeable reservoirs, the process of oil degassing increases, which leads to a decrease in oil recovery.

Согласно расчетам такой периодический цикл работы скважины: закачка углекислого газа – период ожидания – добыча продукции – закачка углекислого газа и т.д., позволяет отобрать наибольшее количество запасов за счет закачки СО₂ с каждым циклом в более отдаленные от скважины 1 зоны коллектора 2, а насос 8 в центральной части горизонтального ствола 6 позволяет отбирать запасы наиболее равномерно. Установка дополнительной колонны 9 значительно сокращает время подземного ремонта скважины (спускоподъемных операций), что позволяет увеличить темпы отбора нефти из коллектора.According to the calculations, such a periodic cycle of the well’s operation: carbon dioxide injection — waiting period — product production — carbon dioxide injection, etc., makes it possible to select the largest amount of reserves by injecting СО ₂ with each cycle into reservoir zones 2 more distant from the well 1, and the pump 8 in the Central part of the horizontal barrel 6 allows you to select stocks most evenly. The installation of an additional column 9 significantly reduces the time of underground well repair (tripping operations), which allows to increase the rate of oil extraction from the reservoir.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.Similar operations are carried out on other horizontal wells of the reservoir. Development is carried out until the complete economically viable development of the reservoir.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов.The result of the implementation of this method is to increase oil recovery of low permeability carbonate reservoirs.

Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.

Карбонатный коллектор представлен доманиковыми отложениями мендым-семилукского горизонта 2. Средняя абсолютная проницаемость коллектора варьируется в пределах 0,001-2 мД, размеры залежи составляют 1200х2000 м, средняя толщина – 20 м, глубина залегания кровли пласта – 1550 м, начальное пластовое давление – Р_пл ⁰= 16 МПа, давление насыщения нефти углеводородным газом – Р_нас=3 МПа, вертикальное горное давление вышележащих пород – P_горн = 37 МПа. Залежь разбуривают 8 горизонтальными добывающими скважинами 1 (фиг. 1), длина горизонтальных стволов составляет 300-350 м, а диаметр – 5-7 дюймов. До кровли 3 продуктивного пласта 2 скважины 1 обсаживают обсадной колонной 4, цементируют 5, а сам горизонтальный ствол 6 выполняют открытым.The carbonate reservoir is represented by Domanic deposits of the Mendym-Semiluksky horizon 2. The average absolute permeability of the reservoir varies between 0.001-2 mD, the dimensions of the reservoir are 1200x2000 m, the average thickness is 20 m, the depth of the formation roof is 1550 m, the initial reservoir pressure is R _pl ⁰ = 16 MPa, oil saturation pressure with hydrocarbon gas - P _us = 3 MPa, vertical rock pressure of overlying rocks - P _horn = 37 MPa. The deposit is drilled with 8 horizontal producing wells 1 (Fig. 1), the length of the horizontal shafts is 300-350 m, and the diameter is 5-7 inches. To the roof 3 of the reservoir 2, the wells 1 are cased with casing 4, cement 5, and the horizontal shaft 6 is open.

В каждую из скважин 1 в центральную часть горизонтального ствола 6 спускают на основной колонне насосно-компрессорных труб 7 диаметром 3 дюйма насос 8 типоразмера 2СП (для рассматриваемой скважин – 2СП45/24), через который осуществляют отбор продукции. В качестве труб 7 используют стеклопластиковые трубы фирмы ООО НПП «Завод стеклопластиковых труб». In each of the wells 1, in the central part of the horizontal shaft 6, a pump 8 of standard size 2SP is lowered on the main string of tubing 7 with a diameter of 3 inches (for the considered wells, 2SP45 / 24), through which products are selected. As the pipes 7, fiberglass pipes are used by the company NPP Plant of Fiberglass Pipes.

Через 1 год эксплуатации в одной из скважин 1 дебит жидкости снизился с первоначальных q_ж ⁰ = 30 т/сут до q_ж = 0,5·q_ж ⁰ = 0,5·30 = 15 т/сут при P_з = 0,3·Р_пл ⁰= 0,3·16 = 4,8 МПа > Р_нас. В горизонтальный ствол 6 длиной 300 м и диаметром 5 дюймов спускают дополнительную колонну труб 9 диаметром 2 дюйма с фильтром 10 длиной 150 м. Основную колонну труб 7 меняют на колонну диаметром 2 дюйма.After 1 year of operation in one of the wells, 1 fluid flow rate decreased from the initial q _w ⁰ = 30 t / day to q _w = 0.5 · q _w ⁰ = 0.5 · 30 = 15 t / day at P _s = 0, 3 · P _pl ⁰ = 0.3 · 16 = 4.8 MPa> P _us . An additional pipe string 9 with a diameter of 2 inches with a filter 10 with a length of 150 meters is lowered into a horizontal barrel 6 with a length of 300 m and a diameter of 5 inches. The main pipe string 7 is replaced with a pipe with a diameter of 2 inches.

Через дополнительную колонну труб 9 закачивают СО₂. с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак ^max= 570 м³/сут при давлении закачки P_зак= 0,9·P_горн = 0,6·37 = 33,3 МПа. При достижении q_зак ^max закачку прекращают и скважину 1 оставляют на перераспределение давления в коллекторе 2 на 50 сут. Through an additional column of pipes 9 injected CO ₂ . with a gradual increase in flow rate from 0 to q _zak ^max = 570 m ³ / day with injection pressure P _zak = 0.9 · P _horn = 0.6 · 37 = 33.3 MPa. Upon reaching _Coll q ^max download is stopped and left for 1 hole pressure redistribution manifold 2 to 50 days.

Затем скважину 1 пускают в добычу через основную колонну труб 7, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до 0,9·q_доб ^max= 0,9·42 = 37,8 т/сут. Эксплуатацию осуществляют в данном режиме. Then, well 1 is put into production through the main column of pipes 7, and the flow rate is gradually increased from 0 to 0.9 · q _add ^max = 0.9 · 42 = 37.8 t / day. Operation is carried out in this mode.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора 2. Так, на другой скважине, через 1,5 года с начала эксплуатации дебит жидкости снизился с первоначальных q_ж ⁰ = 60 т/сут до q_ж = 0,5·q_ж ⁰ = 0,5·60 = 30 т/сут при P_з = Р_нас = 3 МПа. В горизонтальный ствол 6 длиной 350 м и диаметром 7 дюймов спускают дополнительную колонну труб 9 диаметром 1 дюйм с фильтром 10 длиной 200 м. Основную колонну труб 7 оставляют без изменения – диаметром 3,5 дюйма. Через дополнительную колонну труб 9 закачивают СО₂ с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак ^max= 680 м³/сут при давлении закачки P_зак= 0,6·P_горн = 0,6·37 = 22,2 МПа. При достижении q_зак ^max закачку прекращают и скважину 1 оставляют на перераспределение давления в коллекторе 2 на 5 сут. Затем скважину 1 пускают в добычу через основную колонну труб 7, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до 0,5·q_доб ^max= 0,5·86 = 43 т/сут. Эксплуатацию осуществляют в данном режиме. Similar operations are carried out on other horizontal wells of reservoir 2. So, on another well, after 1.5 years from the start of operation, the fluid flow rate decreased from the initial q _w ⁰ = 60 t / day to q _w = 0.5 · q _w ⁰ = 0 5 · 60 = 30 t / day at P _s = P _us = 3 MPa. An additional pipe string 9 with a diameter of 1 inch and a filter 10 with a length of 200 m is lowered into a horizontal barrel 6 with a length of 350 m and a diameter of 7 inches. The main pipe string 7 is left unchanged with a diameter of 3.5 inches. Through an additional column of pipes 9, СО _{2 is} injected with a gradual increase in flow rate from 0 to q _zak ^max = 680 m ³ / day at an injection pressure P _zak = 0.6 · P _horn = 0.6 · 37 = 22.2 MPa. Upon reaching _Coll q ^max download is stopped and left for 1 hole pressure redistribution manifold 2 to 5 days. Then, well 1 is put into production through the main pipe string 7, and the flow rate is gradually increased from 0 to 0.5 · q _add ^max = 0.5 · 86 = 43 t / day. Operation is carried out in this mode.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.Development is carried out until the complete economically viable development of the reservoir.

Время разработки ограничили достижением момента, когда доля газа в добываемой продукции добывающих скважин не снижалась менее чем 99%. При этом за время разработки всего с залежи было добыто 767,3 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,369 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 597,0 тыс.т нефти, КИН составил 0,287 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,082 д.ед.The development time was limited to reaching the moment when the share of gas in the produced products of producing wells did not decrease by less than 99%. At the same time, during the development of all, 767.3 thousand tons of oil was extracted from the deposit, the oil recovery coefficient (CIN) was 0.369 units. According to the prototype, ceteris paribus, 597.0 thousand tons of oil were produced, oil recovery factor amounted to 0.287 units The increase in recovery factor by the proposed method is 0,082 units

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения слабопроницаемых карбонатных коллекторов за счет применения в циклическом режиме закачки углекислого газа и отбора продукции паста, а также регулирования режимов закачки и отбора.The proposed method allows to increase the oil recovery coefficient of low-permeable carbonate reservoirs through the use of carbon dioxide in a cyclic mode of injection and selection of paste products, as well as regulation of injection and selection modes.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery of low permeability carbonate reservoirs.

Claims

A method of developing low-permeability reservoirs by periodic injection of carbon dioxide, which includes injecting a working agent and taking products periodically through one horizontal well by lowering two parallel pipe columns, one of which is equipped with a pump and the other with a filter, characterized in that the wells are selected with a horizontal end with a bore diameter of 5-7 inches, opening a reservoir with an average absolute permeability of 0.001 mD to 2 mD, or drilling from vertical wells that opened a call Héctor with said permeability lateral horizontal trunks, all wells operate extracting, in each of the wells to the central part of the horizontal trunk is lowered onto the main pump column pipe, via which selection of products after a period of operation and to achieve conditions q _x · q ≤ 0.5 _w ⁰ at Р _us ≤ P _s ≤ 0.3 · R _pl ⁰ , where q _w is the current flow rate of the well fluid, q _w ⁰ is the initial flow rate of the fluid after the well was put into production before the corresponding selection-injection cycle, P _c is the current bottomhole pressure, R _PL ⁰ - initial formation pressure, Р _us - pressure of oil saturation with hydrocarbon gas, an additional pipe string with a diameter of 1-2 inches with a filter, at least half the length of the horizontal barrel, is lowered into the horizontal wellbore, the additional pipe string is sealed above the top of the reservoir, and if necessary, the main column pipes are changed to a column of such a diameter at which it is possible to carry out tripping operations of each of the pipe columns separately, a working agent is pumped through an additional pipe string, which is used as the carbon dioxide - CO ₂ CO ₂ injection lead to a gradual increase in flow from 0 to _Zak q ^max, wherein q _Coll ^max - maximum flow rate of CO ₂ at injection pressure P _Coll = (0.6-0.9) · P _furnace, where P _horn - the vertical overburden stress, when the q ^max _Coll injection was stopped and the well is left for a redistribution manifold pressure at 5-50 days, then allowed to additional extraction through the pipe string, wherein the fluid flow rate is gradually increased from 0 to (0,5-0,9) · q _ext ^max, where q _ext ^max - the maximum flow rate of the fluid at the bottom hole Pressure SRI is p _us injection cycles, expectations and repeated selection.