RU2012784C1

RU2012784C1 - Method for development of oil field

Info

Publication number: RU2012784C1
Authority: RU
Inventors: Б.Т. Баишев; С.С. Блох; О.П. Иоффе; В.А. Котов; В.В. Луценко; В.И. Подлапкин
Original assignee: Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт
Priority date: 1991-11-28
Filing date: 1991-11-28
Publication date: 1994-05-15

Abstract

FIELD: drilling. SUBSTANCE: method consists in injection of working agent into injection wells and recovery of fluid through producing wells. Degree of permeability variation in different directions is determined and injection and producing wells are spaced in rows in direction of lowest degree of permeability variation. EFFECT: higher efficiency. 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для разработки нефтяных пластов с повышенной и высокой неоднородностью пластов по коллекторским параметрам. The invention relates to the oil industry and is intended for the development of oil reservoirs with increased and high heterogeneity of reservoirs by reservoir parameters.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и добычу флюида через добывающие скважины [1] . There is a method of developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells and producing fluid through production wells [1].

Недостатками способа являются недостаточно высокая нефтеотдача за счет того, что неоднородность фильтрационных параметров учитывается только по разрезу, и большой расход рабочего агента за счет неполного учета реальной площадной фильтрационной неоднородности. The disadvantages of the method are not sufficiently high oil recovery due to the fact that the heterogeneity of the filtration parameters is taken into account only along the section, and the high consumption of the working agent due to incomplete accounting of the real areal filtration heterogeneity.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и добычу флюида через добывающие скважины. При этом сменяют режимы работы нагнетательных и добывающих скважин [2] . Недостатки данного способа такие же, как у аналога. Closest to the technical nature of the proposed is a method of developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells and producing fluid through production wells. At the same time, the operating modes of injection and producing wells are replaced [2]. The disadvantages of this method are the same as that of the analogue.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи и сокращение расхода рабочего агента. The aim of the invention is to increase oil recovery and reduce the consumption of working agent.

Достигается это тем, что в способе разработки нефтяной залежи путем нагнетания рабочего агента через нагнетательные скважины и добычи флюида через добывающие скважины сначала определяют степень изменчивости проницаемости по различным направлениям, а затем добывающие и нагнетательные скважины размещают рядами в направлении наименьшей степени изменчивости проницаемости. This is achieved by the fact that in the method of developing an oil deposit by injecting a working agent through injection wells and producing fluid through production wells, the degree of permeability variability is first determined in various directions, and then production and injection wells are arranged in rows in the direction of the lowest degree of permeability variability.

Степень изменчивости характеризуется величинами параметров неоднородности пласта по проницаемости. The degree of variability is characterized by the permeability parameters of the reservoir heterogeneity.

На фиг. 1 представлены значения проницаемостей ячеек модельного участка, мД (мкм² ˙ 10^-3); на фиг. 2 - сопоставление расчетных вариантов модельного участка пласта ЮК₁₀, Таллинской площади при различных размещениях нагнетательных скважин.In FIG. 1 presents the values of the permeability of the cells of the model plot, MD (μm ² ˙ 10 ^-3 ); in FIG. 2 - comparison of design options for the model section of the UK ₁₀ , Tallinn area at various locations of injection wells.

П р и м е р. Одним из объектов разработки сильно неоднородных нефтяных пластов является Таллинское месторождение, пласт ЮК₁₀, коэффициент вариации проницаемости которого достигает 250-350% , что в 3-4 раза выше, чем по другим месторождениям страны с аналогичными геолого-физическими свойствами пластов.PRI me R. One of the objects for the development of highly heterogeneous oil reservoirs is the Tallinn field, UK ₁₀ , with a permeability variation coefficient of 250-350%, which is 3-4 times higher than other fields in the country with similar geological and physical properties of the reservoirs.

Сильно неоднородное строение пласта обуславливает резкое отличие в величинах проницаемости отдельных зон и прослоев, что приводит к появлению сверхпроницаемых прослоев различной протяженностью - суперколлекторов. Доля их на Таллинском месторождении по отдельным участкам колеблется от 10 до 29% , что существенно ухудшает характеристику вытеснения нефти водой в пласте и негативно влияет на технологические результаты разработки месторождения, а также увеличивает расход рабочего агента и объемы попутно добываемой с нефтью воды. The highly heterogeneous structure of the formation causes a sharp difference in the permeability of individual zones and interlayers, which leads to the appearance of superpermeable interlayers of varying lengths - super collectors. Their share in the Tallinn field in individual sections varies from 10 to 29%, which significantly worsens the performance of oil displacement by water in the reservoir and negatively affects the technological results of field development, as well as increases the consumption of the working agent and the volumes of water produced with the oil along the way.

Для осуществления способа сначала определяют одним из известных способов степень изменчивости проницаемости в различных направлениях разбуренного участка пласта. Например, это можно сделать с помощью геостатического метода построения вариограмм пространственной изменчивости признака. Особенность этого приема заключается в том, что пары скважин выбираются в определенном направлении, а не в целом по объему (площади). В нашем примере в качестве расчетной модели был выбран участок пласта (модельный участок) с физико-коллекторскими параметрами, близкими к параметрам пласта ЮК₁₀ 12 блока Таллинского месторождения, проницаемость отдельных ячеек которого по определенным направлениям подобрана таким образом, чтобы изменчивость (V) ее была по горизонтальным ячейкам около 200% , а по вертикальным ячейкам - 50% , т. е. соответствовала фактическим результатам по 12 блоку Таллинского месторождения.To implement the method, one of the known methods is first determined by the degree of permeability variability in various directions of the drilled section of the formation. For example, this can be done using the geostatic method of constructing variograms of the spatial variability of the attribute. The peculiarity of this technique is that pairs of wells are selected in a certain direction, and not as a whole in volume (area). In our example, a reservoir section (model section) with physical and reservoir parameters close to the parameters of the UK ₁₀ 12 reservoir of the Tallinn field block was selected as the calculation model, the permeability of individual cells of which in certain directions was selected so that its variability (V) was for horizontal cells about 200%, and for vertical cells - 50%, i.e., it corresponded to the actual results for block 12 of the Tallinn field.

Рассматривалась линейная система заводнения (7 добывающих и 7 нагнетательных скважин) с расстоянием от добывающих до нагнетательных скважин - 400 м. A linear waterflooding system was considered (7 production and 7 injection wells) with a distance of 400 m from production to injection wells.

Из фиг. 1 видно, что степень изменчивости проницаемости в горизонтальном направлении сильно варьирует, а именно:
V = 189% ;

= 209 = 209% ; Х_ср. = 100 мД. где V - коэффициент вариации проницаемости;
К_max, K_min - соответственно максимальное и минимальное значение проницаемости;
Х_ср. - среднее значение проницаемости.From FIG. 1 shows that the degree of variability of permeability in the horizontal direction varies greatly, namely:
V = 189%;

= 209 = 209%; X _Wed = 100 mD. where V is the coefficient of variation of permeability;
To _max , K _min - respectively, the maximum and minimum values of permeability;
X _Wed - the average value of permeability.

В вертикальном направлении степень изменчивости проницаемости относительно невелика:
V = 52% ;

= 5 = 5; Х_ср. = 100 мД.In the vertical direction, the degree of permeability variability is relatively small:
V = 52%;

= 5 = 5; X _Wed = 100 mD.

В дальнейшем расстановка нагнетательного ряда скважин производилась по 2 вариантам: 1 вариант - ряды нагнетательных и добывающих скважин размещались по направлению наибольшей степени изменчивости проницаемости (с запада на восток - по горизонтали); 2 - вариант - расположение рядов нагнетательных и добывающих скважин производилось в направлении наименьшей степени изменчивости проницаемости пласта (с севера на юг - по вертикали, т. е. ряды повернуты на 90^о по отношению к 1 варианту).Subsequently, the arrangement of the injection row of wells was carried out according to 2 options: option 1 — the rows of injection and production wells were located in the direction of the greatest degree of permeability variability (from west to east - horizontally); 2 - option - the location of the rows of injection and production wells was carried out in the direction of the least degree of variability of the permeability of the formation (from north to south - vertically, i.e., the rows are rotated 90 ^° in relation to option 1).

На фиг. 2 в соответствии с выполненными гидродинамическими расчетами показано сопротивление основных технологических характеристик вытеснения нефти водой для этих вариантов. Из рассмотрения представленных на фиг. 2 графиков видно, что расстановка нагнетательных рядов по направлению наименьшей степени изменчивости проницаемости значительно улучшает технологические показатели разработки, а именно увеличение безводной нефтеотдачи в 3-4 раза. Кроме того, происходит увеличение конечной нефтеотдачи в 1,5 раза и уменьшение расхода рабочего агента из-за того, что меньшее количество нагнетательных скважин попадает в суперколлектора, которые приводят к кинжальному прорыву воды в добывающие скважины и неэффективному процессу закачки рабочего агента. In FIG. 2, in accordance with the performed hydrodynamic calculations, the resistance of the main technological characteristics of oil displacement by water for these options is shown. From the consideration of FIG. 2 graphs it is clear that the arrangement of the discharge rows in the direction of the least degree of permeability variability significantly improves the technological indicators of development, namely an increase in anhydrous oil recovery by 3-4 times. In addition, there is an increase in final oil recovery by 1.5 times and a decrease in the flow rate of the working agent due to the fact that fewer injection wells fall into the supercollector, which lead to dagger breakthrough of water into production wells and an ineffective process of pumping the working agent.

Claims

METHOD FOR DEVELOPING AN OIL DEPOSIT by injecting a working agent through injection wells and producing fluid through production wells, characterized in that they first determine the degree of permeability variability in various directions, and production and injection wells are arranged in rows in the direction of the lowest degree of permeability variability.