RU2183260C2

RU2183260C2 - Process of development of oil field at late stage of its operation

Info

Publication number: RU2183260C2
Application number: RU99126054/03A
Authority: RU
Inventors: И.А. Мустафин; Н.З. Ахметов; М.З. Тазиев; И.Н. Файзуллин; Р.С. Хисамов; Р.С. Шайхутдинов
Original assignee: Мустафин Ильшат Ахметович
Priority date: 1999-12-06
Filing date: 1999-12-06
Publication date: 2002-06-10

Abstract

FIELD: oil production, development of multipool oil deposit with irregular degree of collector properties of enclosing rock at late stage of its exploitation. SUBSTANCE: area plugging is conducted by way of pumping of insulation material in the form of clay-cement suspension into pool through all injection wells of field. Plugging is carried out where water content of production wells reaches more than 50% and injection wells have acceptance capacity over 400 cu m/day. In this case pumping is conducted under pressure corresponding pressure of injection line. After it all wells in radius of potential reaction are closed for 2-3 days for consolidation of suspension in pool. EFFECT: raised degree of recovery of residual oil from deposits with poor collector properties at late stage of operation of field.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно способам разработки многопластового нефтяного месторождения с неравномерной степенью колекторских свойств вмещающих пород в поздней стадии его эксплуатации. The invention relates to the oil industry, and in particular to methods of developing a multilayer oil field with an uneven degree of reservoir properties of the host rocks in the late stage of its operation.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины, являющийся более близким к заявленному, где предлагается через трещины в призабойной зоне закачивать в пласт изоляционный материал - тампонажный цементный раствор (патент России 95100154, Е 21 В 43/20). There is a method of alignment of the injectivity profile of an injection well, which is closer to the claimed one, where it is proposed to inject insulating material — cement slurry — through cracks in the bottomhole zone (Russian patent 95100154, Е 21 В 43/20).

Недостатком этого метода по сравнению с заявляемым является то, что цементным раствором представляется возможным тампонировать лишь призабойную зону пласта в случаях, если эта зона характеризуется трещиноватостью. Этим способом удается выравнивать профиль приемистости скважин только в призабойной зоне. Соответственно становится возможным увеличить давление нагнетаемых сточных вод на вмещающие породы с низкими коллекторскими свойствами только в пределах этой зоны. Следует ожидать, что через короткое время эксплуатации месторождения восстановится та гидродинамика пласта, какой она была до тампонажных работы с прежними показателями добычи нефти. The disadvantage of this method compared with the claimed one is that it is possible to cement only the bottom-hole zone of the formation with cement mortar in cases where this zone is characterized by fracturing. In this way, it is possible to align the injectivity profile of wells only in the bottomhole zone. Accordingly, it becomes possible to increase the pressure of injected wastewater on the host rocks with low reservoir properties only within this zone. It should be expected that in a short time the field’s hydrodynamics will be restored, as it was before the grouting work with the previous indicators of oil production.

Целью настоящего изобретения является повышение степени извлечения остаточной нефти из отложений с низкими коллекторскими свойствами на поздней стадии эксплуатации месторождения. Поставленная задача достигается методом площадных тампонажных работ по промытым пластам между нагнетательными и эксплуатационными скважинами на всей территории месторождения путем закачки в пласт глинисто-цементной суспензии. Соотношение применяемых компонентов (глины, цемента и сточной воды) определяется лабораторным путем в зависимости от необходимой и достаточной степени жесткости тампонажных работ и обеспечения вымываемости закачанных материалов через несколько лет работы скважины. Суспензия закачивается через все нагнетательные скважины месторождения, где обводненность реагирующих эксплуатационных скважин достигает более 50%, и также когда высокая премистость нагнетательных скважин (более 400 м³/сут). 3акачка производится под давлением, соответствующим давлению на нагнетательной линии, после чего все скважины в радиусе возможного реагирования закрывают на 2-3 суток - на время увеличения вязкости и уплотнения суспензии в пластовых условиях.The aim of the present invention is to increase the degree of extraction of residual oil from sediments with low reservoir properties at a late stage of field operation. The task is achieved by the method of areal grouting of washed formations between injection and production wells throughout the field by injecting clay-cement slurry into the formation. The ratio of the components used (clay, cement and wastewater) is determined by laboratory methods, depending on the necessary and sufficient degree of rigidity of the grouting operations and ensuring the leachability of the injected materials after several years of well operation. The suspension is pumped through all the injection wells of the field, where the water cut of the reacting production wells reaches more than 50%, and also when the injection wells are highly premium (more than 400 m ³ / day). The pumping is performed under pressure corresponding to the pressure on the injection line, after which all wells in the radius of a possible response are closed for 2-3 days - during the increase in viscosity and suspension compaction in reservoir conditions.

Способность суспензии на основе сточных вод транспортировать глинисто-цементные частицы как можно дальше от нагнетательной скважины обеспечит площадной характер выполняемых работ. The ability of a suspension based on wastewater to transport clay-cement particles as far as possible from the injection well will ensure the areal nature of the work performed.

Объем закачиваемой суспензии определяется соразмерно объему пористости пород от нагнетательной до реагирующей эксплуатационных скважин, что может быть ориентировочно определено по результатам промыслово-геофизических и промыслово-лабораторных исследований керна. The volume of injected suspension is determined in proportion to the volume of porosity of the rocks from injection to reactive production wells, which can be roughly determined by the results of field geophysical and field laboratory tests of the core.

После широкомасштабного применения заявляемой технологии на месторождении изменится направление движения нагнетаемых сточных вод, что в свою очередь приведет к более интенсивному вовлечению в разработку застоявшихся запасов нефти в малопродуктивных и глинистых коллекторах. After the large-scale application of the claimed technology at the field, the direction of movement of injected wastewater will change, which in turn will lead to more intensive involvement in the development of stagnant oil reserves in unproductive and clay reservoirs.

Claims

A method of developing an oil reservoir at a late stage of its operation, comprising injecting insulating material into the formation, characterized in that arealic cementing operations are carried out by injecting clay-cement slurry into the formation through all injection wells of the field, where the water cut of production wells reaches more than 50%, and injection wells have an injection rate of more than 400 m ³ / day, while the injection is carried out at a pressure corresponding to the pressure on the injection line, after which all wells within a radius are possible The first response is closed for 2-3 days to seal the suspension in the reservoir.