RU2127801C1

RU2127801C1 - Method for development of oil-gas deposits

Info

Publication number: RU2127801C1
Application number: RU97102490/03A
Authority: RU
Inventors: А.С. Романов; А.Н. Шандрыгин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Запсибгазпром"
Priority date: 1997-02-20
Filing date: 1997-02-20
Publication date: 1999-03-20

Abstract

FIELD: oil and gas production industry. SUBSTANCE: method relates to recovery of oil from oil-gas deposits with maintaining bed pressure. Maintaining of bed pressure is achieved by flooding of gas-saturated zone and by injecting gas into water-saturated zone. EFFECT: more complete working-out of oil margins in oil-gas deposits. 2 cl, 1 tbl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к области добычи нефти из нефтегазовых месторождений с поддержанием пластового давления. The invention relates to the field of oil production from oil and gas fields while maintaining reservoir pressure.

Наиболее близким к заявленному техническому решению является способ разработки нефтегазовой залежи, включающий размещение добывающих скважин в нефтенасыщенной зоне, а нагнетательных - в газонасыщенной. Поддержание пластового давления ведут путем нагнетания воды в газонасыщенную зону продуктивного пласта [2]. Closest to the claimed technical solution is a method of developing an oil and gas reservoir, including placing production wells in an oil-saturated zone, and injection wells in a gas-saturated one. Maintaining reservoir pressure is carried out by injecting water into the gas-saturated zone of the reservoir [2].

При невысоких темпах отбора нефти и нагнетания воды последняя под действием гравитационных сил фильтруется в водонасыщенную зону пласта. При более высоких темпах закачки вода прорывается в водонасыщенную зону пласта уже в зоне нагнетательной скважины. Как и в случае нагнетания воды под водонефтяной контакт (ВНК) происходит обводнение продукции за счет образования водяных конусов и за счет общего поднятия ВНК и газонефтяного контакта (ГНК), приводящего к защемлению нефти в нефте- и газонасыщенной зонах. At low rates of oil extraction and water injection, the latter is filtered under the influence of gravitational forces into the water-saturated zone of the reservoir. At higher injection rates, water breaks into the water-saturated zone of the reservoir already in the zone of the injection well. As in the case of injection of water under the oil-water contact (WOC), the product is flooded due to the formation of water cones and due to the general rise of the WOC and gas-oil contact (GOC), which leads to pinching of oil in the oil and gas saturated zones.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является создание способа разработки нефтегазовых залежей преимущественно с тонкими нефтяными оторочками, обеспечивающего равномерную и более полную выработку нефтенасыщенной зоны и повышение коэффициента нефтеподачи. The technical challenge facing the invention is to create a method for the development of oil and gas deposits mainly with thin oil rims, providing a uniform and more complete production of the oil-saturated zone and increase the coefficient of oil supply.

Для решения этой задачи при разработке нефтегазовых залежей с нефтяными оторочками, включающей отбор нефти из нефтенасыщенной зоны, поддержание пластового давления осуществляют путем заводнения газонасыщенной зоны и закачкой газа в водонасыщенную зону. To solve this problem, when developing oil and gas deposits with oil rims, including the selection of oil from the oil-saturated zone, reservoir pressure is maintained by flooding the gas-saturated zone and injecting gas into the water-saturated zone.

Обратная закачка газа и воды (газ в водонасыщенную, а воды в газонасыщенную зоны) может осуществляться одновременно или с некоторой задержкой закачки газа (обратная последовательная закачка воды и газа). Re-injection of gas and water (gas to water-saturated, and water to gas-saturated zones) can be carried out simultaneously or with some delay in gas injection (reverse sequential injection of water and gas).

Проведены стендовое и математическое моделирование вариантов разработки нефтегазовых залежей с различными вариантами закачки вытесняющих агентов. Bench and mathematical modeling of development options for oil and gas deposits with various options for injection of displacing agents were carried out.

Результаты математического моделирования представлены в таблице. The results of mathematical modeling are presented in the table.

На чертеже приведена схема реабилитации способа. The drawing shows a diagram of the rehabilitation of the method.

Нефтенасыщенную зону 1 нефтегазовой залежи разбуривают добывающими скважинами 2 согласно утвержденной схеме разработки. Газонасыщенную зону 3 разбуривают нагнетательными скважинами 4, а водонасыщенную - нагнетательными скважинами 5. The oil-saturated zone 1 of the oil and gas reservoir is drilled by producing wells 2 according to the approved development scheme. Gas-saturated zone 3 is drilled by injection wells 4, and water-saturated - by injection wells 5.

В газонасыщенную зону 3 через нагнетательные скважины 4 закачивают воду, а в водонасыщенную зону 6 через нагнетательные скважины 5 закачивают газ. Water is pumped into the gas-saturated zone 3 through injection wells 4, and gas is pumped into the water-saturated zone 6 through injection wells 5.

Отбор нефти ведут через добывающие скважины 2. The selection of oil is conducted through production wells 2.

В качестве примера расчета процесса разработки элемента залежи рассмотрен вариант с расстоянием между скважинами 500 м, общей толщиной пласта 135 м и толщинами водонасыщенной и газонасыщенной зон и нефтяной оторочки соответственно 50, 70 и 15 м. Коэффициенты проницаемости в горизонтальном направлении приняты равными 0,4 мкм², пористости 28%. Соотношение проницаемости по горизонтали и вертикали изменялись по вариантам от 1 до 100.As an example of calculating the development process of an element of a reservoir, a variant with a distance between wells of 500 m, a total reservoir thickness of 135 m and thicknesses of water-saturated and gas-saturated zones and an oil rim, respectively, 50, 70 and 15 m is considered. Horizontal permeability coefficients are taken equal to 0.4 μm ² , porosity 28%. The horizontal and vertical permeability ratio varied from 1 to 100 according to options.

Учитывалось изменение относительной проницаемости воды и нефти, газа и нефти в зависимости от изменения водо- и газонасыщенности зон пласта. The change in the relative permeability of water and oil, gas and oil was taken into account depending on changes in the water and gas saturation of the formation zones.

Зависимости капиллярного давления на границе раздела фаз задавались в виде линейных функций насыщенности. Вязкости воды, нефти газа при начальных пластовых условиях равны соответственно 1,0, 1,2 и 0,02 мПа•с. Плотности воды, нефти и газа при тех же условиях равны соответственно 1000, 790 и 250 кг/м³.The dependences of capillary pressure at the phase boundary were specified in the form of linear saturation functions. The viscosities of water and gas oil under initial reservoir conditions are equal to 1.0, 1.2 and 0.02 MPa • s, respectively. The densities of water, oil and gas under the same conditions are equal to 1000, 790 and 250 kg / m ³ , respectively.

В связи с большим числом факторов, влияющих на показания разработки нефтегазовых залежей, в расчетах рассматривались варианты с одинаковыми суммарными дебитами эксплуатационной скважины по нефти, газу и воде, равными 510 м³/сут.Due to the large number of factors affecting the testimony of the development of oil and gas deposits, the calculations considered options with the same total production well production rates for oil, gas and water equal to 510 m ³ / day.

Расчеты заканчивались при достижении одного из следующих ограничений: срок разработки 30 лет; обводненность продукции 99%. The calculations ended when one of the following restrictions was achieved: development period 30 years; water cut of 99%.

Расчеты показывают, что в случае изотопного пласта наименьшими коэффициентами нефтеотдачи характеризуются варианты в режиме истощения залежи до момента понижения забойного давления до величины 0,5 от начального пластового, которое принималось в качестве предельного, с точки зрения технологии эксплуатации скважин. В случае разработки залежи на истощение с дебитами эксплуатационных скважин, равными 510 м³/сут, коэффициент нефтеотдачи достигает 8,3%.Calculations show that in the case of an isotopic reservoir, the lowest oil recovery coefficients characterize options in the mode of reservoir depletion until the bottomhole pressure decreases to a value of 0.5 from the initial reservoir, which was taken as the limit, from the point of view of well operation technology. In the case of depletion deposits with production wells equal to 510 m ³ / day, the oil recovery coefficient reaches 8.3%.

В отличии от варианта разработки залежи при режиме истощения эффективность воздействия на нефтегазовые залежи в значительной степени зависит от темпов их разработки. При заводнении пластов с высокими темпами нагнетания и отбора флюидов (дебит скважин 510 м³/сут) в начальный момент воздействия нагнетаемая в газовую шапку вода фильтруется преимущественно в вертикальном направлении к нефтяной оторочке. В горизонтальном направлении фронт воды в этот период продвигается незначительно и вода вторгается в нефтяную оторочку в области пласта на расстоянии 20 - 50 м от линии нагнетания. Одновременно отмечается образование водяных и газовых конусов у забоя эксплуатационной скважины, что вызывает быстрый рост обводненности и газонефтяных факторов. С течением времени в газовой шапке отмечается определенное продвижение фронта воды, однако значительная часть воды поступает через нефтяную оторочку в водонасыщенную зону пласта, что вызывает заметный подъем оторочки в газовую шапку и соответственно ее размазывание.In contrast to the option of developing deposits under the depletion regime, the effectiveness of the impact on oil and gas deposits largely depends on the pace of their development. When waterflooding reservoirs with high rates of fluid injection and selection (flow rate of wells 510 m ³ / day) at the initial moment of exposure, the water pumped into the gas cap is filtered mainly in the vertical direction to the oil rim. In the horizontal direction, the water front during this period moves slightly and water invades the oil rim in the reservoir area at a distance of 20-50 m from the discharge line. At the same time, the formation of water and gas cones at the bottom of the production well is observed, which causes a rapid increase in water cut and gas and oil factors. Over time, a certain advance of the water front is noted in the gas cap, however, a significant part of the water flows through the oil rim into the water-saturated zone of the formation, which causes a noticeable rise of the rim in the gas cap and, accordingly, its smearing.

Прямая закачка воды в водонасыщенную и газонасыщенную зоны позволяет уменьшить подъем оторочки в газовую шапку и соответственно сократить объем нефти, внедряющейся в газонасыщенную зону пласта. В этом случае отмечается значительное локальное поднятие оторочки в области нагнетания флюидов и некоторое ее общее поднятие в целом по залежи. Более значительной, чем при заводнении в данном варианте воздействия, оказывается зона пласта с насыщенностью нефти, равной начальной, которая образуется на начальной ГНК. Тем не менее, конечная нефтеотдача залежи при осуществлении рассматриваемого варианта воздействия выше, чем при заводнении пласта, и составляет 30%. Обводнение эксплуатационной скважины при прямом нагнетании воды и газа обуславливается в основном образованием конуса воды. Direct injection of water into the water-saturated and gas-saturated zones allows to reduce the rise of the rim into the gas cap and, accordingly, to reduce the amount of oil penetrating into the gas-saturated zone of the reservoir. In this case, there is a significant local uplift of the rim in the area of fluid injection and some general uplift in the reservoir as a whole. The formation zone with oil saturation equal to the initial one, which is formed on the initial GOC, turns out to be more significant than during flooding in this variant of impact. Nevertheless, the final oil recovery of the reservoir during the implementation of the considered exposure option is higher than during flooding, and is 30%. The watering of a production well during direct injection of water and gas is mainly determined by the formation of a water cone.

Уменьшение размазывания нефтяной оторочки имеет место и при осуществлении обратного нагнетания газа и воды. В этом случае отмечается локальное поднятие ГНК на фоне нагнетаемой в газовую шапку воды, а также очень небольшое проникновение нефти в водоносную зону пласта в области закачки. Как и в случае прямой закачки. При проведении данного варианта воздействия наблюдается образование зоны невыработанных запасов на начальном ГНК (по размерам эти зоны в вариантах оказались практически одинаковыми). Движение фронта воды в газовой шапке залежи во многом было аналогичным продвижению его в вариантах заводнения пласта. На момент завершения разработки залежи фронт воды на газонефтяном контакте продвигается на расстояние до 150 - 175 м, что в пересчета на объем нагнетаемой воды оказывается несколько больше, чем в случае заводнения залежи. Основные показатели процесса обратной закачки газа и воды оказываются очень близкими к показателям процесса прямой закачки газа и воды. Reducing the smearing of the oil rim takes place during the reverse injection of gas and water. In this case, there is a local rise in GOC against the background of water injected into the gas cap, as well as a very small penetration of oil into the aquifer of the reservoir in the injection area. As in the case of direct injection. When carrying out this variant of exposure, the formation of a zone of undeveloped reserves at the initial GOC is observed (the sizes of these zones in the variants turned out to be almost the same). The movement of the water front in the gas cap of the reservoir was in many respects similar to its advance in the variants of waterflooding. At the time of completion of the development of the reservoir, the water front at the gas-oil contact is moving up to a distance of 150-175 m, which, in terms of the volume of injected water, is slightly larger than in the case of flooding the reservoir. The main indicators of the process of re-injection of gas and water are very close to those of the process of direct injection of gas and water.

Процессы воздействия на нефтегазовые залежи с анизотропными коллекторами в значительно мере отличаются от аналогичных процессов в изотропных пластах и, прежде всего, механизмами вытеснения нефти. На основе расчетов установлено, что в случае высокой степени анизотропии пластов наиболее эффективным способом разработки нефтегазовых залежей является обратная закачка газа и воды. Существенно уступает ей вариант с барьерным заводнением. И наименее эффективной оказывается прямая закачка газа и воды. В качестве примера расчета рассмотрен процесс разработки залежи, характеризующийся соотношением проницаемости в горизонтальном и вертикальном направлениях, равным 100. The processes of exposure to oil and gas deposits with anisotropic reservoirs significantly differ from similar processes in isotropic formations and, first of all, by the mechanisms of oil displacement. Based on the calculations, it was found that in the case of a high degree of formation anisotropy, the most effective way to develop oil and gas deposits is to re-inject gas and water. Significantly inferior to her option with barrier flooding. And the least effective is the direct injection of gas and water. As an example of calculation, the development process of the reservoir is considered, characterized by a ratio of permeability in the horizontal and vertical directions equal to 100.

При заводнении такого пласта с достаточно высокими темпами (дебиты скважин 510 м³/сут) отмечается значительное продвижение фронта нагнетаемой воды в газовой шапке и вытеснение газа из газовой шапки как к эксплуатационной скважине, так и в сторону оторочки. Поступление нагнетаемой воды под нефтяную оторочку оказывается незначительным. Так, для рассматриваемого варианта на момент времени протекания процесса, равного 5500 суток, фронт воды в газовой шапке продвигается на расстояние 300 - 350 м и практически не внедряется в нефтяную оторочку. При этом нефтяная оторочка оказывается зажатой нагнетаемой и подошвенной водой и находится в пределах первоначальных границ. Вытеснение нефти из оторочки происходит газом, оттесняемым водой из газовой шапки. В этих условиях в нижней части оторочки на ВНК остается зона с невыработанными запасами, т.е. с нефтенасыщенностью, равной начальной. Конечный коэффициент нефтеотдачи по данному варианту составляет 32,2%.When such a layer is flooded at a fairly high rate (well flow rates of 510 m ³ / day), there is a significant advance of the front of injected water in the gas cap and gas displacement from the gas cap both to the production well and to the rim side. The inflow of injected water under the oil rim is insignificant. So, for the considered option, at the time of the process, equal to 5500 days, the water front in the gas cap moves to a distance of 300 - 350 m and practically does not penetrate into the oil rim. At the same time, the oil rim is clamped by injected and plantar water and is within the original boundaries. The displacement of oil from the rim occurs with gas displaced by water from the gas cap. Under these conditions, in the lower part of the rim on the VNK there remains a zone with undeveloped reserves, i.e. with oil saturation equal to the initial one. The final oil recovery coefficient for this option is 32.2%.

При осуществлении предложенной схемы обратного нагнетания газа и воды, как и в случае барьерного заводнения, отмечается значительное продвижение воды в газовой шапке и незначительное внедрение воды в нефтяную оторочку как на начальном ВНК, так и на начальном ГНК. В отличие от заводнения в данном варианте воздействия выработка нефтяной оторочки обеспечивается не только газом газовой шапки, но и нагнетаемым в подошвенную часть газом. В следствие этого нефтяная оторочка вырабатывается более полно, остаточная нефтенасыщенность в ней распределяется более равномерно и отсутствуют зоны с нефтенасыщенностью, равной начальной. В результате достигается коэффициент нефтеотдачи, равный 40,9%. In the implementation of the proposed scheme of gas and water reverse injection, as in the case of barrier flooding, there is a significant advancement of water in the gas cap and a slight introduction of water into the oil rim both at the initial VNK and at the initial GOC. In contrast to waterflooding, in this variant of impact, the production of the oil rim is provided not only by the gas of the gas cap, but also by the gas injected into the bottom part. As a result of this, the oil rim is more fully developed, the residual oil saturation in it is distributed more evenly and there are no zones with oil saturation equal to the initial one. The result is a recovery factor of 40.9%.

Следует отметить, что для анизотропного коллектора эффективность совместного нагнетания газа и воды в значительной степени зависит от соотношения объемов нагнетаемых флюидов. В случае осуществления обратной закачки газа и воды наибольшей эффективностью отличаются варианты с примерно равными объемами нагнетания газа и воды, таким образом, воду и газ следует закачивать в равных или близких по значению объемах. Эти варианты характеризуются наиболее высокими коэффициентами извлечения нефти и меньшими объемами нагнетания рабочих агентов. It should be noted that for an anisotropic reservoir, the efficiency of joint gas and water injection largely depends on the ratio of the volumes of injected fluids. In the case of gas and water re-injection, the variants with approximately equal volumes of gas and water injection are most effective; therefore, water and gas should be pumped in equal or close volumes. These options are characterized by the highest oil recovery rates and lower injection volumes of working agents.

Таким образом, результаты математического моделирования различных методов воздействия на нефтегазоконденсатные залежи показывают, что наиболее эффективным для случая анизотропных пластов является метод обратной закачки газа и воды. Thus, the results of mathematical modeling of various methods of influencing oil and gas condensate deposits show that the most effective method for anisotropic reservoirs is the method of gas and water re-injection.

Источники информации
1. Патент РФ N 2018640, МКИ⁶ E 21 B 43/20, 1991.Sources of information
1. RF patent N 2018640, MKI ⁶ E 21 B 43/20, 1991.

Claims

1. A method of developing oil and gas deposits, including the selection of oil from the oil-saturated zone and maintaining reservoir pressure, characterized in that the reservoir pressure is maintained by flooding the gas-saturated zone and injecting gas into the water-saturated zone.

2. The method according to claim 1, characterized in that the injection of water and gas is carried out simultaneously or with some delay in the injection of gas relative to the injection of water.

3. The method according to claim 1 or 2, characterized in that the water and gas are pumped in equal or close volumes.