RU2282024C1 - Method for productive bed development - Google Patents

Abstract

FIELD: oil industry, particularly for stacked oil pool development.

SUBSTANCE: method involves producing oil through producing wells and injecting working agent through horizontal injection wells in cyclic regime. The working agent is formation water, which is injected in daily cycles including injection and idle stages. At injection stage injection pressure not exceeding bottom-hole pressure is set at producing well head. Working agent volume to be injected is taken to be equal to daily output from neighboring reactive producing wells with taking into account outflow compensation. At idle stage well is stopped till the set of day. Current formation pressure equal to 50-90% of initial pressure is regulated by injection and production operations.

EFFECT: increased oil recovery.

1 ex

Description

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

Известен способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения, включающий разбуривание проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемом коллекторе, изменение направлений фильтрационных потоков в пласте путем изменения режима работы добывающих и нагнетательных скважин, вскрывших малопроницаемые пласты. После разбуривания месторождения сеткой скважин выявляют закольматированные участки в малопроницаемой зоне пласта, добывающие скважины, вскрывшие малопроницаемые пласты, и нагнетательные скважины, вскрывшие пласты с высокой проницаемостью. Затем на участках с малопроницаемыми коллекторами вводят дополнительные нагнетательные скважины с горизонтальным стволом. Стволы направляют в сторону закольматированного участка. Пластовое давление в малопроницаемой зоне пласта поддерживают больше давления в высокопроницаемой зоне. Горизонтальный ствол проводят ниже предполагаемого динамического уровня жидкости при эксплуатации скважины на изливе (Патент РФ N 2217582, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2003.11.27).A known method of developing a zone-heterogeneous oil field, including drilling a design grid of production and injection wells, introducing additional injection wells in a low-permeability reservoir, changing the direction of the filtration flows in the reservoir by changing the operating mode of the producing and injection wells that have opened the low-permeable reservoirs. After drilling a field with a grid of wells, the stained areas in the low-permeability zone of the formation, producing wells that exposed the low-permeability formations, and injection wells that opened the formations with high permeability are revealed. Then, in areas with low permeability reservoirs, additional injection wells with a horizontal well are introduced. The trunks are directed towards the colded area. Formation pressure in the low permeability zone of the formation is supported by more pressure in the highly permeable zone. The horizontal wellbore is held below the assumed dynamic fluid level during well operation at the spout (RF Patent N 2217582, class E 21 B 43/20, publ. 2003.11.27).

Известный способ не позволяет разрабатывать месторождение с высокой нефтеотдачей.The known method does not allow to develop a field with high oil recovery.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов. Останавливают, по крайней мере, одну скважину, цементируют ранее перфорированные интервалы, устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. С глубины выше верхнего интервала перфорации бурят новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте. Располагают новый забой на расстоянии не менее 50 м от забоя ранее пробуренной скважины. Пробуренную скважину используют как нагнетательную. Длину горизонтального участка скважины выполняют, исходя из необходимой приемистости скважины. Давление и объем закачки в пробуренную скважину уменьшают до исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины. Закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме. В добывающих скважинах повышают забойное давление на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважин (Патент РФ N 2236567, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2004.09.20 - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method of developing a heterogeneous multilayer oil reservoir, comprising pumping a working agent through injection wells and taking oil through production wells from the formations. At least one well is stopped, previously perforated intervals are cemented, a cement bridge is installed in the well with the formation of a new artificial face above the perforated intervals. From a depth above the upper perforation interval, a new deviated wellbore is drilled with a transition to a horizontal wellbore in an undeveloped formation. Have a new face at a distance of not less than 50 m from the bottom of a previously drilled well. A drilled well is used as an injection well. The length of the horizontal section of the well is performed based on the required injectivity of the well. The pressure and volume of injection into the drilled well is reduced until the breakthrough of the working agent into adjacent formations through the annulus of the main wellbore is eliminated. The working agent is injected in a cyclic mode. In production wells, the bottomhole pressure is increased by the amount of decrease in the pressure of the working agent injection into the injection wells (RF Patent N 2236567, CL E 21 B 43/20, publ. 2004.09.20 - prototype).

Способ не позволяет отбирать нефть из пласта с достижением расчетной нефтеотдачи вследствие того, что при разработке назначают циклический режим без учета свойств продуктивного пласта и текущего пластового давления.The method does not allow to take oil from the reservoir with the achievement of the estimated oil recovery due to the fact that during the development of appoint a cyclic mode without taking into account the properties of the reservoir and the current reservoir pressure.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits.

Задача решается тем, что в способе разработки продуктивного пласта, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины в циклическом режиме, согласно изобретению, в качестве рабочего агента используют пластовую воду, закачку пластовой воды ведут в суточном циклическом режиме "закачка-остановка", при закачке устанавливают давление закачки на устье скважин, не превышающее забойное давление в добывающих скважинах, объем закачки устанавливают равным суточному дебиту окружающих реагирующих добывающих скважин с учетом компенсации оттоков, при остановке проводят технологическую выдержку до конца суток, при этом закачкой и отбором регулируют текущее пластовое давление на уровне 70-80% от начального.The problem is solved in that in the method of developing a productive formation, including the selection of oil through production wells and the injection of the working agent through horizontal injection wells in a cyclic mode, according to the invention, produced water is used as the working agent, the injection of produced water is carried out in a daily cyclic "injection" mode -stop ”, during injection, the injection pressure at the wellhead is established that does not exceed the bottomhole pressure in the producing wells, the injection volume is set equal to the daily production rate of ok firing reacting production wells, taking into account compensation of outflows, at shutdown, they carry out technological exposure until the end of the day, while the injection and selection control the current reservoir pressure at a level of 70-80% of the initial one.

Признаками изобретения являются:The features of the invention are:

1) отбор нефти через добывающие скважины;1) the selection of oil through production wells;

2) закачка рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины в циклическом режиме;2) injection of the working agent through horizontal injection wells in a cyclic mode;

3) использование в качестве рабочего агента пластовой воды;3) use of produced water as a working agent;

4) закачка пластовой воды в суточном циклическом режиме "закачка-остановка";4) injection of produced water in a daily cyclic "download-stop" mode;

5) при закачке установление давления закачки на устье скважин, не превышающего забойное давление в добывающих скважинах;5) during injection, the establishment of injection pressure at the wellhead, not exceeding the bottomhole pressure in the producing wells;

6) установление объема закачки равным суточному дебиту окружающих реагирующих добывающих скважин с учетом компенсации оттоков;6) establishing the injection volume equal to the daily production rate of the surrounding reactive producing wells, taking into account the compensation of outflows;

7) при остановке выполнение технологической выдержки до конца суток;7) when stopping, performing technological exposure until the end of the day;

8) регулирование закачкой и отбором текущего пластового давления на уровне 70-80% от начального.8) regulation by injection and selection of the current reservoir pressure at the level of 70-80% of the initial.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1 and 2 are common with the prototype, signs 3-8 are the essential distinguishing features of the invention.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При разработке низкопроницаемого продуктивного пласта, изолированного от других пластов глинистыми пропластками малой толщины, возникает опасность перетоков закачиваемого в пласт рабочего агента в смежные пласты. Применение в качестве нагнетательных скважин обычных вертикальных скважин в низкопроницаемом пласте вызывает необходимость применения высоких давлений и повышенных расходов при закачке рабочего агента, что увеличивает вероятность прорыва в смежные пласты. Использование в качестве нагнетательных скважин горизонтальных скважин во многом решает эту проблему. Удается обеспечить поступление рабочего агента в пласт в необходимом объеме и при относительно невысоком давлении нагнетания. Циклический режим закачки рабочего агента способствует изменению градиентов потоков флюидов в пласте и повышенному нефтеизвлечению. Однако при этом часть запасов нефти неизбежно остается в пласте вследствие того, что при разработке назначают циклический режим без учета свойств продуктивного пласта и текущего пластового давления. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing a low-permeability productive layer isolated from other layers by clay interlayers of small thickness, there is a danger of overflow of the working agent pumped into the layer into adjacent layers. The use of conventional vertical wells as injection wells in a low-permeability formation necessitates the use of high pressures and increased costs when injecting a working agent, which increases the likelihood of a breakthrough into adjacent formations. The use of horizontal wells as injection wells largely solves this problem. It is possible to ensure that the working agent enters the formation in the required volume and at a relatively low injection pressure. The cyclic mode of injection of the working agent contributes to a change in the gradients of fluid flows in the reservoir and increased oil recovery. However, at the same time, part of the oil reserves inevitably remains in the reservoir due to the fact that during development a cyclic regime is prescribed without taking into account the properties of the reservoir and the current reservoir pressure. The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.

При разработке продуктивного пласта ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины в циклическом режиме. В качестве рабочего агента используют пластовую воду, которая обладает сродством с пластовыми флюидами и наиболее полно вытесняет нефть из пласта. Закачку пластовой воды ведут в суточном циклическом режиме "закачка-остановка". При закачке устанавливают давление закачки на устье скважин, не превышающее забойное давление в добывающих скважинах. Объем закачки устанавливают равным суточному дебиту окружающих реагирующих добывающих скважин с учетом компенсации оттоков. При остановке проводят технологическую выдержку до конца суток. Закачкой и отбором регулируют текущее пластовое давление на уровне 70-80% от начального.When developing a productive formation, oil is taken through production wells and the working agent is injected through horizontal injection wells in a cyclic mode. As the working agent, formation water is used, which has an affinity for formation fluids and most completely displaces oil from the formation. Injection of produced water is carried out in a daily cyclic "pump-stop" mode. During the injection, the injection pressure at the wellhead is established, not exceeding the bottomhole pressure in the producing wells. The injection volume is set equal to the daily production rate of the surrounding reactive production wells, taking into account the outflow compensation. When stopping, carry out technological exposure until the end of the day. By injection and selection, the current reservoir pressure is regulated at a level of 70-80% of the initial one.

Все перечисленные режимы направлены на то, что бы рабочий агент продвигался только по разрабатываемому пласту и не имел условий для поступления в смежные пласты через непрочные глинистые пропластки. Так, при низком пластовом давлении исключается возможность задавливания рабочего агента в смежные пласты и вытеснение нефти из разрабатываемого пласта. Установленный циклический режим также способствует этому и подобран как наиболее оптимальный для данных условий.All of the listed modes are aimed at ensuring that the working agent moves only along the developed layer and does not have conditions for entering the adjacent layers through fragile clay interlayers. So, at low reservoir pressure, the possibility of crushing the working agent into adjacent formations and oil displacement from the developed reservoir is excluded. The established cyclic regime also contributes to this and is selected as the most optimal for these conditions.

В результате удается разрабатывать продуктивный пласт с наиболее высокой нефтеотдачей.As a result, it is possible to develop a productive formation with the highest oil recovery.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Разрабатывают продуктивный нефтенасыщенный пласт со следующими характеристиками: глубина 1100 м, пластовая температура 22С°, начальное пластовое давление 9,5 МПа, пористость 13,4%, проницаемость 0,012 мкм², нефтенасыщенность 65%, толщина пласта 1,2 м, вязкость нефти 41,1 мПа·сек, плотность нефти 885 кг/м³, плотность пластовой воды 1160 кг/м³, газовый фактор 35 м³/т, связь с законтурной зоной ограничена.A productive oil-saturated formation is being developed with the following characteristics: depth 1100 m, reservoir temperature 22 ° C, initial reservoir pressure 9.5 MPa, porosity 13.4%, permeability 0.012 μm ² , oil saturation 65%, formation thickness 1.2 m, oil viscosity 41 , 1 mPa · s, oil density 885 kg / m ³ , formation water density 1160 kg / m ³ , gas factor 35 m ³ / t, communication with the marginal zone is limited.

Отбирают нефть из пласта через четыре добывающие скважины, закачивают пластовую воду в качестве рабочего агента через одну горизонтальную нагнетательную скважину.Oil is taken from the reservoir through four production wells, formation water is pumped as a working agent through one horizontal injection well.

Закачку пластовой воды ведут в суточном циклическом режиме "закачка-остановка". При закачке устанавливают давление закачки на устье скважин, равное 4-5 МПа, что не превышает забойное давление в добывающих скважинах, равное 4-5 МПа. Объем закачки устанавливают равным суточному дебиту окружающих реагирующих добывающих скважин с учетом компенсации оттоков. Так, по участку залежи суточный дебит четырех добывающих скважин составляет 12 м³/сут. Отток жидкости за контур и на восстановление пластового давления оценивается величиной 8 м³/сут. Соответственно объем закачки устанавливают равным 20 м³/сут. При остановке проводят технологическую выдержку до конца суток. Закачкой и отбором регулируют текущее пластовое давление на уровне 6-8,5 МПа, что составляет 50-90% от первоначального.Injection of produced water is carried out in a daily cyclic "pump-stop" mode. During injection, the injection pressure at the wellhead is set to 4-5 MPa, which does not exceed the bottomhole pressure in production wells equal to 4-5 MPa. The injection volume is set equal to the daily production rate of the surrounding reactive production wells, taking into account the outflow compensation. So, in the area of the deposit, the daily production rate of four producing wells is 12 m ³ / day. The outflow of fluid beyond the circuit and to restore reservoir pressure is estimated at 8 m ³ / day. Accordingly, the injection volume is set equal to 20 m ³ / day. When stopping, carry out technological exposure until the end of the day. By injection and selection, the current reservoir pressure is regulated at the level of 6-8.5 MPa, which is 50-90% of the initial one.

В результате нефтеотдача по разрабатываемому пласту составляет 45-55%. Нефтеотдача по прототипу в сходных условиях не превышает 15-20%.As a result, oil recovery in the developed reservoir is 45-55%. The oil recovery of the prototype in similar conditions does not exceed 15-20%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу разрабатываемого продуктивного пласта.The application of the proposed method will improve the oil recovery of the developed reservoir.

Claims (1)

Способ разработки продуктивного пласта, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины в циклическом режиме, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют пластовую воду, закачку пластовой воды ведут в суточном циклическом режиме "закачка-остановка", при закачке устанавливают давление закачки на устье скважин, не превышающее забойное давление в добывающих скважинах, объем закачки устанавливают равным суточному дебиту окружающих реагирующих добывающих скважин с учетом компенсации оттоков, при остановке проводят технологическую выдержку до конца суток, при этом закачкой и отбором регулируют текущее пластовое давление на уровне 50-90% от начального.A method of developing a productive formation, including the selection of oil through production wells and the injection of a working agent through horizontal injection wells in a cyclic mode, characterized in that formation water is used as a working agent, the injection of produced water is carried out in a daily cyclic "pump-stop" mode, the injection set the injection pressure at the wellhead, not exceeding the bottomhole pressure in the producing wells, the injection volume is set equal to the daily flow rate of the surrounding reactive production constituents wells considering compensation outflows when stopping exposure process is performed until the end of the day, the injection current is controlled by selection and formation pressure at 50-90% of the initial.