RU2557284C1

RU2557284C1 - Method for development of dome oil formation at last operational stage

Info

Publication number: RU2557284C1
Application number: RU2014140934/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Миргазиян Закиевич Тазиев; Булат Галиевич Ганиев; Тагир Асгатович Туктаров
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2014-10-10
Filing date: 2014-10-10
Publication date: 2015-07-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: in the method for development of dome oil formation at last operational stage extraction of the product is made through producers and working fluid is injected through injectors. Local area of the deposit is selected according to difference of hypsometric depths between the producer and injector per 3 m and more. In the producer standard downhole pumping equipment is replaced by downhole pumping equipment operable on round-the-clock basis. When change in water cut per 10-15% is detected volume of extracted product is limited due to change in operation time of round-the-clock downhole pumping equipment. At that at the injector area injection is limited or the well is shut in completely. Periodic measurements are made for water cut changes in operation mode of the producer. When water cut is reduced operation is continued in elastic drive without start-up of the influencing injector. Periodic measurements of water cut and bottomhole pressure are repeated for the producer. When bottomhole pressure is reduced per 5% and more in regard to the initial measured value the injector operation is started and change in the main parameters of water cut and bottomhole pressure is controlled in the producers.

EFFECT: higher oil recovery of the deposit.

1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a domed oil reservoir at the final stage of operation.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, находящегося на завершающей стадии, в котором осуществляют доизвлечение нефти с использованием существующего фонда скважин. Для этого устанавливают на них отбор жидкости, кратно превосходящий предшествующий отбор. Этот форсированный отбор жидкости осуществляют на скважине. Ее выбирают из числа скважин, расположенных в зоне купольного поднятия, которая находится ближе других к предполагаемой максимальной абсолютной отметке на купольном поднятии. Устанавливают режим отбора жидкости, позволяющий создать градиент давления, который превышал бы предшествующий градиент давления (патент РФ №2120543, опубл. 20.10.1998).There is a method of developing an oil field, which is at the final stage, in which additional oil recovery is carried out using the existing well stock. For this, a liquid selection is established on them that is a multiple of the previous selection. This forced selection of fluid is carried out at the well. It is selected from the number of wells located in the area of the dome uplift, which is closer to the estimated maximum absolute mark on the dome uplift. Set the mode of fluid selection, which allows you to create a pressure gradient that would exceed the previous pressure gradient (RF patent No. 2120543, publ. 20.10.1998).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ доразработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии эксплуатации, согласно которому при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают. Осуществляют промысловые испытания во всех скважинах, вскрывших продуктивный пласт. Это осуществляют путем замера суммарного количества нефти без воды в зависимости от времени накопления в скважинах при их простое. При этом выбирают скважины, где наблюдают увеличение количества нефти от времени ее накопления. Относят эти скважины к купольной части продуктивного пласта. Уточняют характер структуры его залегания и используют купольные части продуктивного пласта как основные объекты добычи нефти. Затем устанавливают периодический режим работы эксплуатационных скважин, перфорированных в купольных частях, при котором предполагают отбор нефти, без воды. Режим работы для каждой эксплуатационной скважины устанавливают индивидуально по промысловым испытаниям в зависимости от геолого-физических свойств призабойной зоны каждой скважины и ее расположения на структуре продуктивного пласта (патент РФ №2116436, опубл. 27.07.1998 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of further development of the oil field, which is at the final stage of operation, according to which when watering the extracted oil, the displacement agent is stopped. Field tests are carried out in all wells that have uncovered the reservoir. This is done by measuring the total amount of oil without water, depending on the accumulation time in the wells when they are idle. In this case, wells are selected where an increase in the amount of oil from the time of its accumulation is observed. These wells belong to the domed part of the reservoir. They clarify the nature of the structure of its occurrence and use the domed parts of the reservoir as the main objects of oil production. Then establish a periodic mode of operation of production wells perforated in the dome parts, which involve the selection of oil without water. The operating mode for each production well is set individually according to field tests, depending on the geological and physical properties of the bottom-hole zone of each well and its location on the structure of the reservoir (RF patent No. 21116436, publ. July 27, 1998 - prototype).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача, обусловленная отсутствием периодического контроля обводненности и своевременного реагирования на изменение обводненности добываемой пластовой продукции.A common disadvantage of the known technical solutions is the low oil recovery due to the lack of periodic monitoring of water cut and timely response to changes in water cut of produced reservoir products.

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

Задача решается тем, что в способе разработки купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации, включающем отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, выбирают локальный участок залежи согласно разности гипсометрических отметок между по крайней мере одной добывающей и по крайней мере одной нагнетательной скважиной на величину от 3 м и более, в добывающей скважине производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток, при обнаружении изменения обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток, при этом на участке нагнетательной скважины производят ограничение закачки либо полную остановку скважины, производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности, при снижении обводненности продолжают эксплуатацию в упругом режиме, без запуска влияющей нагнетательной скважины, производят повторные периодические замеры обводненности и изменения забойного давления в добывающей скважине, при снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине.The problem is solved in that in the method for developing a domed oil reservoir at the final stage of operation, including selecting reservoir products through production wells and injecting a working agent through injection wells, according to the invention, a local reservoir section is selected according to the difference in hypsometric marks between at least one producing and at least one injection well for a value of 3 m or more, in the production well, the standard deep-well pumping equipment is replaced with a deep Bin-pumping equipment with the possibility of operation over time during the day, when a change in water cut of 10-15% is detected, a restriction is made on the volume of recoverable reservoir products due to a change in the operating time of the pumping equipment during the day, while the injection well is limited in injection complete shutdown of the well, periodically measure changes in the operating mode of the producing well by water cut, while reducing water cut, continue operating in Ohm mode, without starting the affecting injection well, repeated periodic water cut measurements and bottom-hole pressure changes in the producing well are carried out, while the bottom-hole pressure is reduced by 5% or more relative to the originally measured value, the injection well is put into operation and continue to monitor changes in the main parameters for water cut and bottomhole pressure in the producing well.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На заключительной стадии разработки купольной нефтяной залежи особое внимание приобретает контроль за обводненностью добываемой пластовой продукции и своевременное реагирование на изменение обводненности. В известных технических решениях отсутствует периодический контроль обводненности и своевременное реагирования на изменение обводненности добываемой пластовой продукции. Вследствие этого нефтеотдача остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.At the final stage of development of the domed oil reservoir, particular attention is paid to control over the water cut of the produced stratum products and timely response to changes in water cut. In the known technical solutions there is no periodic control of water cut and timely response to changes in water cut of produced stratum products. As a result, oil recovery remains at a low level. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.

При разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации, когда текущая обводненность добываемой пластовой продукции достигает 80 и более % отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Выбирают локальный участок купольной залежи с расположенными на участке по крайней мере одной добывающей и по крайней мере одной нагнетательной скважиной и с разностью гипсометрических отметок между добывающей и нагнетательной скважиной от 3 м и более. Таким образом, интервал перфорации добывающей скважины оказывается выше интервала перфорации нагнетательной скважины на 3 и более м. В добывающей скважине производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования, рассчитанного на обеспечение постоянного дебита, на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток независимо от получающегося дебита. Эксплуатируют добывающую скважину с прежним дебитом. При увеличении обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток. При этом на нагнетательной скважины производят ограничение закачки либо полную остановку скважины. Производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности. При получении результата по снижению обводненности продолжают эксплуатацию в упругом режиме, без запуска влияющей нагнетательной скважины. Производят повторные периодические замеры обводненности и забойного давления в добывающей скважине. При снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине. В результате удается снизить обводненность добываемой пластовой продукции и за счет этого повысить нефтеотдачу залежи.When developing a domed oil reservoir at the final stage of operation, when the current water cut of produced reservoir products reaches 80 or more%, reservoir products are taken through production wells and the working agent is pumped through injection wells. A local area of the domed deposit is selected with at least one production and at least one injection well located on the site and with a difference of hypsometric marks between the production and injection wells of 3 m or more. Thus, the perforation interval of the production well is higher than the perforation interval of the injection well by 3 m or more. In the production well, the standard deep-well pumping equipment, designed to ensure constant flow rate, is replaced by a deep-well pumping equipment with the ability to operate on time for a day independently from the resulting debit. Exploiting a production well with a previous flow rate. With an increase in water cut of 10-15%, a restriction is made on the volume of recoverable reservoir products by changing the operating time of pumping equipment during the day. At the same time, injection is limited at the injection well or the well is completely stopped. Produce periodic measurements of changes in the operating mode of the producing well by water cut. Upon receipt of the result to reduce water cut, they continue to operate in an elastic mode, without starting an impacting injection well. Repeated periodic measurements of water cut and bottomhole pressure in the producing well are made. When the bottomhole pressure is reduced by 5% or more relative to the initially measured value, the injection well is put into operation and the change in the main parameters for water cut and bottomhole pressure in the producing well is continued to be monitored. As a result, it is possible to reduce the water cut of the produced stratum products and thereby increase the oil recovery of the reservoir.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1800-1920 м, пластовое давление от 14,5 МПа, пластовая температура от 36°С, толщина пласта от 3 до 50 м, пористость не менее 18%, проницаемость от 200 до 1200 мДа, нефтенасыщенность не менее 75%, вязкость нефти не менее 15 мПа·с, плотность нефти 0,86 г/см³. Коллектор - песчаник - глинистый песчаник. Залежь находится в завершающей стадии разработки, текущая обводненность добываемой пластовой продукции составляет не менее 80%.An oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 1800-1920 m, reservoir pressure from 14.5 MPa, reservoir temperature from 36 ° C, reservoir thickness from 3 to 50 m, porosity of at least 18%, permeability from 200 to 1200 mDa, oil saturation not less than 75%, oil viscosity not less than 15 MPa · s, oil density 0.86 g / cm ³ . Reservoir - sandstone - clay sandstone. The deposit is at the final stage of development, the current water cut of the produced stratum products is at least 80%.

Выбирают локальный участок купольной залежи с расположенными на участке одной добывающей и двумя нагнетательными скважинами с разностью гипсометрических отметок между добывающими и нагнетательными скважинами от 3 м и более. Таким образом, интервал перфорации добывающей скважины оказывается выше интервала перфорации нагнетательной скважины на 3 и более м. В добывающих скважинах производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования, рассчитанного на обеспечение постоянного дебита, на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток не зависимо от получающегося дебита. Насосное оборудование снабжают частотно регулируемым приводом и системой управления с реле давления. Эксплуатируют добывающие скважины с прежним дебитом, равным 50 м³/сут. Отмечают увеличение обводненности добываемой пластовой продукции. При увеличении обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток от 5 до 30% относительно первоначального времени. При этом на нагнетательных скважинах производят ограничение закачки и/или полную остановку одной скважины. Производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности. При получении результата по снижению обводненности на 5-15% продолжают эксплуатацию в упругом режиме, т.е. без запуска влияющей нагнетательной скважины. Производят повторные периодические замеры обводненности и забойного давления в добывающей скважине. При снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу влияющей нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине. Циклы повторяют. В результате удается снизить обводненность добываемой пластовой продукции и за счет этого повысить нефтеотдачу залежи на 2% с 34 до 36%.A local area of the domed deposit is selected with one production and two injection wells located on the site with a difference in hypsometric marks between production and injection wells of 3 m or more. Thus, the perforation interval of the production well is 3 or more meters higher than the perforation interval of the injection well. In production wells, standard deep-well pumping equipment, designed to ensure constant flow rate, is replaced with deep-well pumping equipment with the possibility of operation over time of one day depending on the resulting flow rate. Pumping equipment is equipped with a frequency-controlled drive and a control system with a pressure switch. Production wells are operated with a previous flow rate of 50 m ³ / day. An increase in water cut in produced stratum products is noted. With an increase in water cut of 10-15%, a restriction is made on the volume of recoverable reservoir products by changing the operating time of pumping equipment during the day from 5 to 30% relative to the initial time. In this case, injection wells restrict injection and / or complete shutdown of one well. Produce periodic measurements of changes in the operating mode of the producing well by water cut. Upon receipt of a result for reducing water cut by 5-15%, they continue to operate in elastic mode, i.e. without starting an impacting injection well. Repeated periodic measurements of water cut and bottomhole pressure in the producing well are made. When the bottomhole pressure is reduced by 5% or more relative to the originally measured value, the impacting injection well is put into operation and the control of changes in the main parameters for water cut and bottomhole pressure in the producing well is continued. Loops repeat. As a result, it is possible to reduce the water cut of the produced stratum products and thereby increase the oil recovery by 2% from 34 to 36%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.

Claims

A method of developing a domed oil reservoir at the final stage of operation, including selecting reservoir products through production wells and injecting a working agent through injection wells, characterized in that a local section of the reservoir is selected according to the difference in hypsometric marks between at least one producing and at least one injection well by a value of 3 m or more, in the production well, the standard deep-well pumping equipment is replaced by a deep-well pumping equipment with the possibility of operation over time during the day, when a change in water cut of 10-15% is detected, a restriction is made on the volume of recoverable reservoir products due to a change in the operating time of pumping equipment during the day, while injection is limited or the well is completely stopped at the injection well site, periodically measure changes in the operating mode of the producing well by water cut, while reducing water cut, they continue to operate in elastic mode without starting of the injection well, repeated periodic measurements of the water cut and changes in the bottomhole pressure in the producing well are carried out; when the bottomhole pressure is reduced by 5% or more relative to the originally measured value, the injection well is put into operation and continue to monitor the change in the main parameters for the water cut and bottomhole pressure in the producing well .