RU2066369C1

RU2066369C1 - Method for exploitation of oil pool

Info

Publication number: RU2066369C1
Application number: RU95108718/03A
Authority: RU
Inventors: Р.Х. Муслимов; Э.И. Сулейманов; О.Г. Гордеева; А.И. Иванов; Г.Г. Ганиев
Original assignee: Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть"
Priority date: 1995-06-08
Filing date: 1995-06-08
Publication date: 1996-09-10
Also published as: RU95108718A

Abstract

FIELD: oil production. SUBSTANCE: pool exploitation at exploitation field is performed in such cyclic mode as the follows: excess volume of working fluid pumping through injection wells over volume of fluid extraction through productive wells for 2 - 6 months until seam pressure increases by less than 3 per cent current mean seam pressure; excess volume of fluid extraction through productive wells over working fluid injection volume through injection wells through until seam pressure decreases by up to 3 per cent current mean seam pressure for 2 - 6 months. EFFECT: high productivity. 1 tbl

Description

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добываемой продукции.A known method for the development of oil deposits, including the injection of a working agent through injection wells and the selection of oil through production wells [1]
The known method does not allow to develop an oil reservoir with high oil recovery due to the rapid flooding of the produced products.

Известен способ разработки нефтяной залежи методом поглощающего вытеснения, при котором из залежи отбирают нефть через добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах до достижения заданной степени падения пластового давления, затем останавливают добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины до увеличения пластового давления до определенной величины, останавливают нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины и т.д. [2]
Известный способ позволяет повысить нефтеотдачу залежи с неоднородным коллектором за счет диффузии нефти из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые при падении пластового давления. Однако способ становится малоэффективным после нескольких циклов снижения повышения пластового давления. Пластовое давление не удается восстанавливать до исходного при каждом цикле. Объемы добычи нефти постоянно снижаются. Все это приводит к невысокой нефтеотдаче залежи.A known method of developing an oil reservoir by the method of absorbing displacement, in which oil is taken from the reservoir through production wells with stopped injection wells to achieve a given degree of formation pressure drop, then production wells are stopped and the working agent is pumped through injection wells to increase formation pressure to a certain value, stop injection wells and take oil through production wells, etc. [2]
The known method allows to increase oil recovery of deposits with a heterogeneous reservoir due to the diffusion of oil from low permeability zones to high permeability when the reservoir pressure drops. However, the method becomes ineffective after several cycles of reducing the increase in reservoir pressure. Reservoir pressure cannot be restored to the original at each cycle. Oil production is constantly decreasing. All this leads to low oil recovery.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий циклический режим проведения закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [3]
Известный способ позволяет вовлечь в разработку новые зоны залежи, однако он малоэффективен при разработке неоднородной нефтяной залежи. Как правило, даже при циклическом заводнении не удается вытеснить нефть из низкопроницаемых зон залежи, вследствие чего нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, comprising a cyclic mode of pumping a working agent through injection wells and oil selection through production wells [3]
The known method allows you to involve in the development of new zones of the reservoir, however, it is ineffective in the development of a heterogeneous oil reservoir. As a rule, even with cyclic flooding, it is not possible to displace oil from low-permeability zones of the reservoir, as a result of which the oil recovery of the reservoir remains at a low level.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи. The aim of the invention is to increase oil recovery deposits.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем циклический режим проведения закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины при выполнении циклического режима на поздней стадии разработки в течение 2-6 мес закачку рабочего агента через нагнетательные скважины проводят с превышением его объемов над объемами отбора жидкости через добывающие скважины и до повышения пластового давления на величину менее 3% от текущего среднего пластового давления, затем в течение 2-6 мес осуществляют отбор жидкости через добывающие скважины с превышением его объемов над объемами закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и до снижения пластового давления на величину менее 3% от текущего среднего пластового давления. This is achieved by the fact that in the method of developing an oil reservoir, which includes a cyclic mode of pumping a working agent through injection wells and taking oil through production wells while performing a cyclic mode at a late stage of development for 2-6 months, the pumping of a working agent through injection wells is performed in excess its volumes above the volumes of fluid withdrawal through production wells and until the reservoir pressure is increased by less than 3% of the current average reservoir pressure, then for 2-6 months carry out the selection of fluid through production wells in excess of its volume over the volume of injection of the working agent through injection wells and to reduce reservoir pressure by less than 3% of the current average reservoir pressure.

Существенными признаками изобретения являются: циклический режим проведения закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины; проведение действий на поздней стадии разработки; проведение разработки залежи в циклическом режиме: повышение пластового давления на величину до 3% от текущего среднего пластового давления снижение пластового давления на величину до 3% от текущего среднего пластового давления; проведение цикла повышение-снижение пластового давления длительностью полуцикла 2-6 мес; проведение циклов за счет превышения объемов закачки или отбора жидкости, подразумевающее наличие как закачки, так и отбора при каждом полуцикле. The essential features of the invention are: a cyclic mode of pumping a working agent through injection wells and taking oil through production wells; carrying out actions at a late stage of development; conducting reservoir development in a cyclic mode: increasing reservoir pressure by up to 3% of the current average reservoir pressure; reducing reservoir pressure by up to 3% of the current average reservoir pressure; conducting a cycle of increase-decrease in reservoir pressure with a half-cycle duration of 2-6 months; conducting cycles due to excess injection volumes or fluid withdrawal, implying the presence of both injection and withdrawal with each half-cycle.

При разработке неоднородной нефтяной залежи при снижении пластового давления нефть из низкопроницаемых зон поступает в высокопроницаемые зоны пласта. Обратный процесс проникновения нефти из высокопроницаемых зон в низкопроницаемые при увеличении пластового давления производит в значительно меньшей степени. По-видимому, в низкопроницаемые зоны поступает рабочий агент. When developing a heterogeneous oil reservoir with a decrease in reservoir pressure, oil from low-permeability zones enters the highly permeable zones of the reservoir. The reverse process of the penetration of oil from highly permeable zones to low permeability with increasing reservoir pressure produces to a much lesser extent. Apparently, a working agent enters the low-permeability zones.

В то же время при циклическом воздействии на пласт со стороны нагнетательных скважин возможен процесс вытеснения нефти не только из высокопроницаемых зон, но и в значительно большей степени из низкопроницаемых зон. Нефть, выделившаяся из низкопроницаемой зоны в высокопроницаемую при снижении пластового давления, немедленно продвигается к добывающим скважинам. Ее место занимает рабочий агент. При этом нарушаются условия для обратного движения нефти в низкопроницаемую зону при повышении пластового давления и создаются условия для поступления туда рабочего агента. Таким образом, совмещение циклического заводнения с поглощающим вытеснением приводит к получению синергетического несуммарного эффекта по нефтеотдаче. Особенно высокий эффект наблюдается при проведении процесса на поздней стадии разработки залежи при выработанности более 70% запасов залежи, когда залежь в значительной степени обводнена. Проведение процесса на участках разработки чаще всего ограниченных нагнетательными скважинами, позволяет создать перепад пластового давления не только в пределах одного участка, но и между участками. Выбор конкретных значений полупериода 2-6 мес и величины повышения и снижения пластового давления 3% подобран эмпирически исходя из достижения наибольшей нефтеотдачи залежи. At the same time, during cyclic impact on the formation from the injection wells, the process of oil displacement is possible not only from high-permeability zones, but also to a much greater extent from low-permeability zones. Oil released from the low permeability zone to the highly permeable zone with a decrease in reservoir pressure immediately moves to production wells. Her place is occupied by a working agent. In this case, the conditions for the reverse movement of oil into the low-permeability zone are violated with increasing reservoir pressure and conditions are created for the arrival of the working agent there. Thus, the combination of cyclic flooding with absorbing displacement results in a synergistic non-cumulative oil recovery effect. A particularly high effect is observed during the process at a late stage of reservoir development when more than 70% of the reservoir’s reserves are depleted when the reservoir is largely flooded. Carrying out the process in the development areas most often limited by injection wells allows you to create a differential pressure of the reservoir not only within the same area, but also between the areas. The choice of specific values of the half-life of 2-6 months and the magnitude of the increase and decrease in reservoir pressure of 3% was selected empirically based on the achievement of the highest oil recovery of the reservoir.

В качестве рабочего агента может быть использована бобриковская пластовая вода следующего состава: общая минерализация составляет 6610,6 мг-экв/л при уд. весе 1,1518 г/см³; содержание СI 117183, 52 мг/л, О 144 мг/л, НСО₃ 73,2 мг/л, Са 11763,48 мг/л, М 6808,5 мг/л, Nа+К 2409,6 мг/л. Попутную бобриковскую пластовую воду получают смешением пресной воды с плотностью 1 г/см³ с пластовой бобриковской водой в различных соотношениях.As a working agent, Bobrikovskaya produced water of the following composition can be used: total mineralization is 6610.6 mEq / l at beats. weight 1.1518 g / cm ³ ; the content of CI 117183, 52 mg / l, O 144 mg / l, HCO ₃ 73.2 mg / l, Ca 11763.48 mg / l, M 6808.5 mg / l, Na + K 2409.6 mg / l. Associated Bobrikovsky produced water is obtained by mixing fresh water with a density of 1 g / cm ³ with produced Bobrikovsky water in various ratios.

Пример 1. Разрабатывают залежь с показателями, приведенными в таблице. Example 1. Develop a reservoir with the indicators shown in the table.

Нефтяную залежь разрабатывают, закачивая рабочий агент через 138 нагнетательных скважин и отбирая нефть через 378 добывающих скважин. Скважины размещены по рядной системе. Разработку ведут до снижения пластового давления с 11,8 МПа до 9,5 МПа. Определяют зоны поступления рабочего агента перпендикулярно рядам нагнетательных скважин и переводят добывающие скважины на этих участках в нагнетательные. Продолжают разработку залежи в режиме поддержания пластового давления до выработки 70% извлекаемых запасов залежи. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины проводят в циклическом режиме 10-20 сут закачка 10-20 сут остановка. При этом продолжительность закачки и остановки варьируют по скважинам из условия соблюдения равенства объемов отбора и закачки жидкости в пласт за год. В течение 3 мес увеличивают объемы закачки рабочего агента через нагнетательные скважины за счет сокращения времени остановки и увеличения времени закачки рабочего агента. В то же время останавливают часть добывающих скважин, имеющих высокие дебиты порядка 100 т/сут и высокую обводненность добываемой продукции, приближающуюся к 100% Закачивают в пласт на участке разработки, имеющем 10 нагнетательных скважин порядка 150000 м³ жидкости за 3 мес. За тот же период отбирают порядка 100000 м³ жидкости через 21 добывающую скважину (из которых 6 остановлены). Пластовое давление за 3 мес поднимают с 9,5 МПа до 9,785 МПа. В качестве рабочего агента используют пресную воду. В следующие 3 мес запускают в работу остановленные добывающие скважины и повышают отбор жидкости до 150000 м³ за 3 мес. В то же время сокращают циклы закачки и увеличивают циклы остановки нагнетательных скважин, доводя объем закачки агента до 1000000 м³ за 3 мес. Пластовое давление за 3 мес снижают до 9,5 МПа. Продолжают режим снижения пластового давления следующие 3 мес до достижения пластового давления 9,215 МПа. После этого вновь увеличивают пластовое давление до 9,5 МПа за 3 мес и циклы повторяют. Таким образом реализуют цикл с полупериодом 6 месяцев.An oil reservoir is developed by pumping a working agent through 138 injection wells and taking oil through 378 producing wells. Wells are placed in a row system. Development is carried out until the reservoir pressure decreases from 11.8 MPa to 9.5 MPa. Determine the zones of receipt of the working agent perpendicular to the rows of injection wells and transfer production wells in these areas to injection wells. They continue to develop the reservoir in the mode of maintaining reservoir pressure until 70% of the recoverable reserves of the reservoir are developed. The injection of the working agent through the injection wells is carried out in a cyclic mode for 10-20 days; injection of 10-20 days is stopped. At the same time, the duration of injection and shutdown varies for wells from the condition that the volume of withdrawal and injection of fluid into the formation is equal for the year. Within 3 months, the volumes of injection of the working agent through injection wells are increased by reducing the stopping time and increasing the time of pumping of the working agent. At the same time, part of the production wells that have high flow rates of about 100 tons / day and high water cut of produced products approaching 100% are stopped. They are pumped into the reservoir at the development site, which has 10 injection wells of about 150,000 m ^{3 of} fluid in 3 months. Over the same period, about 100,000 m ^{3 of} fluid was sampled through 21 production wells (of which 6 were shut down). The reservoir pressure for 3 months is raised from 9.5 MPa to 9.785 MPa. Fresh water is used as a working agent. In the next 3 months, shut down production wells are put into operation and the fluid withdrawal is increased to 150,000 m ³ in 3 months. At the same time, they shorten injection cycles and increase shutdown cycles for injection wells, bringing the agent injection volume to 1,000,000 m ³ in 3 months. The reservoir pressure for 3 months is reduced to 9.5 MPa. The reservoir pressure reduction regime is continued for the next 3 months until the reservoir pressure reaches 9.215 MPa. After that, the reservoir pressure is again increased to 9.5 MPa in 3 months and the cycles are repeated. Thus, a cycle with a half period of 6 months is realized.

Пример 2. Выполняют, как пример 1, но длительность полупериода цикла сокращают до 2 мес, а в качестве рабочего агента используют попутную бобриковскую пластовую воду плотностью на разных участках от 1,04 до 1,14 г/см³. Варьируют пластовое давление в пределах ± 1%
Пример 3. Выполняют, как пример 2, но длительность полуцикла увеличивают до 4 мес. Варьируют пластовое давление в пределах ±2%
Применение предложенного способа позволяет увеличить текущую нефтеотдачу залежи на 2-3%Example 2. Perform, as example 1, but the duration of the half cycle of the cycle is reduced to 2 months, and as a working agent use associated Bobrikovsky formation water with a density in different areas from 1.04 to 1.14 g / cm ³ . Varying reservoir pressure within ± 1%
Example 3. Perform, as example 2, but the duration of the half-cycle is increased to 4 months. Varying reservoir pressure within ± 2%
The application of the proposed method allows to increase the current oil recovery of deposits by 2-3%

Claims

A method of developing an oil reservoir, including a cyclic mode of injecting a working agent through injection wells and extracting oil through production wells, characterized in that when performing a cyclic regime at a late stage of development for 2-6 months, the working agent is injected through injection wells in excess of its volumes over the volumes of fluid withdrawal through production wells and until the reservoir pressure is increased by less than 3% of the current average reservoir pressure, then for 2 6 esyatsev performed selection of fluid through the production wells in excess of its volume over the volume of pumping working fluid through the injection wells and to reduce the reservoir pressure by an amount less than 3% of the current average reservoir pressure.