RU2814231C1

RU2814231C1 - Method for increasing oil recovery of beds of terrigenous devonian deposits with different permeability

Info

Publication number: RU2814231C1
Application number: RU2023117884A
Authority: RU
Inventors: Рамис Ильдусович Галимов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина
Filing date: 2023-07-06
Publication date: 2024-02-28

Abstract

FIELD: oil, gas and coke-chemical industry; mining.

SUBSTANCE: invention relates to a method for increasing oil recovery of formations of terrigenous Devonian deposits with different permeability. Method involves additional oil recovery using the existing stock of production and injection wells and taking into account the geological structure of the productive formation. Also, the method includes a stage in which pumping of the displacement agent is stopped when the extracted oil is flooded. Development of high-permeability non-clay reservoirs of the lower member of the formation is carried out at advanced rates in forced mode with compensation of fluid extraction by pumping of injected medium in range from 100 to 130%. When watering of extracted oil is more than 97% and production of at least 40% of oil from initial balance reserves, operation of lower packs of formations with high permeability is temporarily stopped and pumping of injected medium is stopped. Also, formations of the lower pack are stopped for gravitational separation of oil and water for period of 3 to 5 years. Well is changed over to development of the upper member of the formation with low permeability with compensation of more than 100% of the extracted liquid by pumping of the injected medium. As formation energy in the upper stratum of the formation is depleted, the well is transferred to the development of residual reserves of the lower stratum of formations.

EFFECT: increasing oil recovery of formations by transferring the development of oil reserves from the upper pack of formations to the period of reformation of residual reserves in the lower pack of formations of the Pashian horizon.

1 cl

Description

Изобретение относится к практике разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации, нефтеносные пласты которых образуют многопластовую залежь с различной проницаемостью.The invention relates to the practice of developing oil fields at a late stage of operation, the oil-bearing layers of which form a multi-layer reservoir with different permeability.

Известен одновременно-раздельный способ эксплуатации двух пластов, включающий подъем по одной или двум подъемным трубам пластовой среды, например, различными типами погружных насосов (см. кн.: Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. – М.: Недра, 1984, с. 268-271).A simultaneous-separate method of exploiting two formations is known, including lifting the formation medium through one or two lifting pipes, for example, with various types of submersible pumps (see book: Molchanov G.V., Molchanov A.G. Machines and equipment for oil production and gas. - M.: Nedra, 1984, pp. 268-271).

Одновременно-раздельная эксплуатация скважины эффективна при условии, когда проницаемость коллекторов пластов не сильно отличаются друг от друга. Кроме того, указанный способ эксплуатации относится к сложным в связи со значительной трудоемкостью эксплуатации, обслуживания и ремонта, характеризуется увеличением межремонтного периода.Simultaneous and separate operation of a well is effective provided that the permeability of the reservoirs does not differ greatly from each other. In addition, this method of operation is considered complex due to the significant labor intensity of operation, maintenance and repair, and is characterized by an increase in the overhaul period.

Известен способ доразработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии эксплуатации, включающий доизвлечение нефти с использованием существующего фонда скважин и учетом геологического строения продуктивного пласта, при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают, осуществляют промысловые испытания во всех скважинах, вскрывающих продуктивный пласт путем замера суммарного количества нефти без воды в зависимости от времени накопления в скважинах при их простое, при этом выбирают скважины, где наблюдают увеличение количества нефти от времени ее накопления, относят эти скважины к купольной части продуктивного пласта, уточняют характер структуры его залегания и используют купольные части продуктивного пласта, как основные объекты добычи, после чего устанавливают периодический режим работы эксплуатационных скважин, при котором предполагают отбор пластовой нефти без воды, при этом режим для каждой эксплуатационной скважины устанавливают индивидуально по промысловым испытаниям в зависимости от геолого-физических свойств призабойной зоны каждой скважины и ее расположения на структуре продуктивного пласта (патент RU № 2116436, МПК E21B 43/18, E21B 43/20, опуб. 27.07.1998), который принят за прототип.There is a known method for additional development of an oil field that is at the final stage of operation, including additional oil recovery using the existing well stock and taking into account the geological structure of the productive formation; when the extracted oil is flooded, the injection of the displacing agent is stopped, field tests are carried out in all wells that penetrate the productive formation by measuring the total amount oil without water depending on the time of accumulation in wells when they are idle, while selecting wells where an increase in the amount of oil is observed depending on the time of its accumulation, classifying these wells as the dome part of the productive formation, clarifying the nature of the structure of its occurrence and using the dome parts of the productive formation, as the main production objects, after which a periodic operating mode of production wells is established, in which formation oil is withdrawn without water, while the mode for each production well is set individually based on field tests, depending on the geological and physical properties of the bottomhole zone of each well and its location on structure of the productive formation (patent RU No. 2116436, IPC E21B 43/18, E21B 43/20, pub. 07/27/1998), which was adopted as a prototype.

Недостатками данного способа являются перевод скважины на периодическую эксплуатацию, что существенно снижает объем добываемой нефти в связи со значительной продолжительностью процесса регенерации. Кроме того, при периодической эксплуатации повышается вероятность осаждения парафинов и смолистых веществ на поверхности подъемной трубы и узлов насоса. Следует также отметить, что период релаксации и гравитационного разделения нефти и воды в нижней части пашийского горизонта может составит до 3 и более лет.The disadvantages of this method are the transfer of the well to periodic operation, which significantly reduces the volume of oil produced due to the significant duration of the regeneration process. In addition, during periodic operation, the likelihood of deposition of paraffins and resinous substances on the surface of the riser pipe and pump components increases. It should also be noted that the period of relaxation and gravitational separation of oil and water in the lower part of the Pashi horizon can be up to 3 years or more.

Технической задачей заявленного изобретения является повышение нефтеотдачи пластов путем перевода разработки запасов нефти из верхней пачки пластов в период переформирования остаточных запасов в нижней пачке пластов пашийского горизонта.The technical objective of the claimed invention is to increase oil recovery by transferring the development of oil reserves from the upper layer of layers to the period of reformation of residual reserves in the lower layer of the Pashi horizon.

Решение технической задачи достигается способом повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона с различной проницаемостью, включающим доизвлечение нефти с использованием существующего фонда добывающих и нагнетательных скважин и учетом геологического строения продуктивного пласта, при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают.The solution to the technical problem is achieved by a method of increasing oil recovery from formations of terrigenous Devonian deposits with different permeability, including additional oil recovery using the existing stock of production and injection wells and taking into account the geological structure of the productive formation; when the extracted oil becomes waterlogged, the injection of the displacing agent is stopped.

Новым является то, что разработка высокопроницаемых неглинистых коллекторов нижней пачки пласта ведется опережающими темпами на форсированном режиме с компенсацией отбора жидкости закачкой нагнетаемой среды в диапазоне от 100 до 130%, при обводнении извлекаемой нефти более 97% и выработки не менее 40% нефти от начальных балансовых запасов, временно прекращают эксплуатацию нижних пачек пластов с высокой проницаемостью, производят остановку закачки нагнетаемой среды, при этом останавливают пласты нижней пачки для гравитационного разделения нефти и воды на срок от 3 до 5 лет, скважину переводят на разработку верхней пачки пласта с низкой проницаемостью с компенсацией более 100% извлекаемой жидкости путем закачки нагнетаемой среды, далее по мере истощения пластовой энергии в верхней пачке пласта скважину переводят на выработку остаточных запасов нижней пачки пластов. What is new is that the development of highly permeable non-clayey reservoirs of the lower layer of the formation is carried out at an accelerated pace in a forced mode with compensation for fluid extraction by injection of an injected medium in the range from 100 to 130%, with a water cut of the extracted oil of more than 97% and production of at least 40% of the oil from the initial balance reserves, temporarily stop the operation of the lower layers of formations with high permeability, stop the injection of the injected medium, while stopping the layers of the lower layer for gravitational separation of oil and water for a period of 3 to 5 years, the well is transferred to the development of the upper layer of the formation with low permeability with compensation more than 100% of the recovered fluid by injection of the injected medium, then, as the reservoir energy in the upper layer of the formation is depleted, the well is transferred to the production of residual reserves of the lower layer of the layers.

Настоящее время характеризуется переходом значительной части крупнейших и больших месторождений в стадию падающей добычи нефти и роста обводненности продукции. В этих условиях существенное значение приобретает создание комплекса геолого-технологических мероприятий по повышению нефтеизвлечения остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти.The present time is characterized by the transition of a significant part of the largest and largest fields to the stage of declining oil production and increasing water cut in products. Under these conditions, the creation of a set of geological and technological measures to increase oil recovery of residual hard-to-recover oil reserves becomes essential.

Одной из причин образования остаточных запасов нефти является наличие обширных водонефтяных зон, что, в частности, характерно для нижней пачки пластов пашийского горизонта. Толщина пластов составляет от 3 до 15м, и низко продуктивную верхнюю пачку пластов (с проницаемостью коллекторов менее 100мД). При этом данные группы пластов разделены между собой непроницаемой глинистой перемычкой с толщиной более 4м.One of the reasons for the formation of residual oil reserves is the presence of extensive water-oil zones, which, in particular, is characteristic of the lower layer of the Pashi horizon. The thickness of the layers ranges from 3 to 15 m, and the low-productive upper member of the layers (with reservoir permeability less than 100 mD). Moreover, these groups of layers are separated from each other by an impenetrable clay bridge with a thickness of more than 4 m.

Реализация предлагаемого способа осуществляется следующим образом.The implementation of the proposed method is carried out as follows.

Совместная разработка верхнего и нижнего коллекторов вышеприведенных групп характеризуется низким коэффициентом охвата пластов воздействием, недовыработкой остаточных запасов и невысокой нефтеотдачей. Многопластовая нефтяная залежь разбурена, как правило, по сетке плотностью не более 16 га/скв. Разработка высокопроницаемых неглинистых коллекторов нижней пачки пласта ведется опережающими темпами на форсированном режиме с компенсацией отбора жидкости закачкой нагнетаемой среды в диапазоне от 100 до 130%. По мере выработки не менее 40% нефти, когда коэффициент извлечения нефти КИН (КИН) составляет 0,4д.ед.) от начальных балансовых запасов, и достижения значения обводненности от 97% и выше, временно прекращают эксплуатацию нижних пластов.The joint development of the upper and lower reservoirs of the above groups is characterized by a low coverage coefficient, underproduction of residual reserves and low oil recovery. A multilayer oil deposit is drilled, as a rule, along a grid with a density of no more than 16 hectares/well. The development of highly permeable non-clayey reservoirs of the lower layer of the formation is carried out at an accelerated pace in a forced mode with compensation for fluid withdrawal by injection of injected medium in the range from 100 to 130%. As at least 40% of the oil is produced, when the oil recovery factor (ORF) is 0.4 units) of the initial balance reserves, and the water cut reaches 97% and above, the operation of the lower formations is temporarily stopped.

Одновременно производится остановка закачки. И, не создавая гидродинамических возмущений, оставляют пласты нижней пачки пашийского горизонта на время релаксации и гравитационного разделения нефти и воды сроком от 3 до 5 лет. Следует отметить, коэффициент анизотропии горизонтальной и вертикальной проницаемости в коллекторах нижней пачки пластов варьирует от 1,9 до 4,7, что обуславливает опережающее движение флюидов по горизонтали пластов.At the same time, the download is stopped. And, without creating hydrodynamic disturbances, they leave the layers of the lower unit of the Pashi horizon for a period of relaxation and gravitational separation of oil and water for a period of 3 to 5 years. It should be noted that the anisotropy coefficient of horizontal and vertical permeability in the reservoirs of the lower layer group varies from 1.9 to 4.7, which determines the advanced movement of fluids along the horizontal layers.

По мере выработки лучших по качеству запасов нижней пачки пластов пашийского горизонта, характеризующихся высокой проницаемостью и достижения предельной обводненности, скважину временно переводят на разработку верхней пачки пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).As the best quality reserves of the lower layer of the Pashiysky horizon, characterized by high permeability, are developed and the maximum water cut is reached, the well is temporarily transferred to the development of the upper layer of layers with low filtration and capacitance properties (FPP).

В процессе выработки запасов в пластах с низкими ФЕС и формирования остаточных запасов за счет действия гравитационных сил, осуществляют возврат к ранее законсервированной нижней пачке пластов. Значительную роль в формировании остаточных запасов в водонефтяных зонах играет гравитационное разделение нефти и воды, которое происходит за относительно короткое время, сравнимое со временем разработки месторождения.In the process of developing reserves in layers with low reservoir properties and the formation of residual reserves due to the action of gravitational forces, a return to the previously conserved lower pack of layers is carried out. A significant role in the formation of residual reserves in water-oil zones is played by the gravitational separation of oil and water, which occurs in a relatively short time, comparable to the time of field development.

Таким образом, отобрав основную часть запасов нижней пачки пластов с учетом вышеприведенной анизотропии проницаемостей, залежь оставляют на техногенное переформирование. В связи с наличием вертикальной составляющей проницаемости, происходит гравитационное перераспределение фаз по толщине пласта, достижение фазового равновесия, что, в конечном счете, приводит к формированию «новой» залежи. В период формирования «новой» залежи осуществляют перевод скважин на разработку верхней пачки пластов пашийского горизонта. При этом по верхней пачке пластов сохраняется избыточная компенсация (более 100%) извлекаемой среды, направленная на восстановление пластового давления в ней.Thus, having selected the main part of the reserves of the lower layer of layers, taking into account the above anisotropy of permeability, the deposit is left for technogenic reformation. Due to the presence of a vertical component of permeability, a gravitational redistribution of phases occurs throughout the thickness of the formation, achieving phase equilibrium, which ultimately leads to the formation of a “new” reservoir. During the formation of a “new” deposit, wells are transferred to the development of the upper pack of layers of the Pashi horizon. At the same time, excessive compensation (more than 100%) of the extracted medium is maintained in the upper layer of layers, aimed at restoring the reservoir pressure in it.

По мере истощения пластовой энергии осуществляется возврат к выработке остаточных запасов нижней пачки пластов. В то же время по верхней пачке пластов сохраняется избыточная компенсация (более 100%), направленная на восстановление пластового давления в ней. As the reservoir energy is depleted, there is a return to the production of residual reserves of the lower layer pack. At the same time, excess compensation (more than 100%) is maintained in the upper layer of formations, aimed at restoring reservoir pressure in it.

Claims

A method for increasing oil recovery from formations of terrigenous Devonian deposits with different permeability, including additional oil recovery using the existing stock of production and injection wells and taking into account the geological structure of the productive formation; when the extracted oil is flooded, the injection of the displacing agent is stopped, characterized in that the development of high-permeability non-clayey reservoirs of the lower unit of the formation is carried out at an accelerated pace in a forced mode with compensation for fluid withdrawal by injection of an injected medium in the range from 100 to 130%, when the water cut of the extracted oil is more than 97% and the production of at least 40% of the oil from the initial balance reserves, temporarily stop the operation of the lower layers of formations with high permeability, produce stopping the injection of the injected medium, while the layers of the lower pack are stopped for gravitational separation of oil and water for a period of 3 to 5 years, the well is transferred to the development of the upper pack of the formation with low permeability with compensation of more than 100% of the recovered fluid by pumping in the injected medium, then as When reservoir energy in the upper reservoir is depleted, the well is transferred to the production of residual reserves in the lower reservoir.