RU2473793C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2473793C1 RU2473793C1 RU2012111154/03A RU2012111154A RU2473793C1 RU 2473793 C1 RU2473793 C1 RU 2473793C1 RU 2012111154/03 A RU2012111154/03 A RU 2012111154/03A RU 2012111154 A RU2012111154 A RU 2012111154A RU 2473793 C1 RU2473793 C1 RU 2473793C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- production wells
- horizontal
- distance
- triangular grid
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи, в котором размещают нагнетательные и добывающие скважины по равномерной треугольной сетке с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной нагнетательной скважиной и концентрическими рядами добывающих и нагнетательных скважин. Отбирают нефть через шесть добывающих скважин внутреннего концентрического ряда. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины циклически с равными количествами в каждом цикле в четыре этапа. На первом этапе закачивают рабочий агент через центральную и три нагнетательные скважины внешнего концентрического ряда, расположенные через одну при остановке трех других нагнетательных скважин. На втором этапе закачивают рабочий агент через центральную и три нагнетательные скважины внешнего концентрического ряда, которые были остановлены при остановке трех скважин, через которые закачивали рабочий агент на первом этапе. На третьем этапе закачивают рабочий агент через центральную нагнетательную скважину при остановке всех шести скважин внешнего концентрического ряда. На четвертом этапе закачивают рабочий агент через шесть скважин внешнего концентрического ряда при остановке центральной нагнетательной скважины. Количество закачиваемого рабочего агента распределяют между нагнетательными скважинами внешнего концентрического ряда и центральной нагнетательной скважиной в отношении разницы между единицей и коэффициентом охвата площади элемента разработки вытеснения к коэффициенту охвата площади элемента разработки вытеснением (Патент РФ №2084618, опубл. 20.07.1997).A known method of developing an oil reservoir in which injection and production wells are placed on a uniform triangular grid with the formation of areal 13-point development elements with a central injection well and concentric rows of production and injection wells. Oil is taken through six production wells of the internal concentric row. The working agent is pumped through injection wells cyclically with equal amounts in each cycle in four stages. At the first stage, the working agent is pumped through the central and three injection wells of the external concentric row, located through one at the stop of three other injection wells. At the second stage, the working agent is pumped through the central and three injection wells of the external concentric row, which were stopped when three wells were stopped, through which the working agent was pumped at the first stage. At the third stage, the working agent is pumped through the central injection well when all six wells of the external concentric row are stopped. In the fourth stage, the working agent is pumped through six wells of the external concentric row when the central injection well is shut down. The amount of injected working agent is distributed between the injection wells of the external concentric row and the central injection well in relation to the difference between the unit and the coverage factor of the area of the development element of extrusion to the coefficient of coverage of the area of the development element of extrusion (RF Patent No. 2084618, publ. July 20, 1997).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти, согласно которому вскрывают залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки по 6 скважин в каждом концентрическом ряду. В центральной скважине забуривают из самостоятельных окон горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью порядка 1/3 расстояния между скважинами сетки. Отбор продукции и закачку теплоносителя ведут циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле. Осуществляют каждый цикл в три этапа. На первом этапе ведут закачку теплоносителя через центральную скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну. Из расположенных между ними остальных добывающих скважин производят отбор продукции. На втором этапе осуществляют перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя. Через центральную скважину отбирают продукцию. На третьем этапе ведут отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин. Распределение расчетного количества теплоносителя между центральной скважиной и скважинами внешнего кольца осуществляют в соответствии с математическими выражениями (Патент РФ №2132942, опубл. 10.07.1999 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for developing high-viscosity oil deposits, according to which the deposits are opened with a uniform triangular grid of producing wells with the formation of areal 13-point development elements of 6 wells in each concentric row. In the central well, horizontal shafts are drilled from independent windows onto predetermined packs of layers of the development object with a length of about 1/3 of the distance between the grid wells. The selection of products and the injection of coolant are carried out cyclically with an equal amount of injected coolant in each cycle. Each cycle is carried out in three stages. At the first stage, the coolant is pumped through the central well and the producing wells of the outer ring located through one. From the remaining production wells located between them, production is selected. At the second stage, the production wells of the outer ring, through which the coolant was pumped, are transferred to the selection of products and the production wells of the outer ring, through which the products were taken, are transferred to the coolant injection. Products are taken through a central well. At the third stage, they select products from production wells through which coolant was pumped, and select products from all other production wells. The distribution of the estimated amount of coolant between the central well and the wells of the outer ring is carried out in accordance with mathematical expressions (RF Patent No. 2132942, publ. 07/10/1999 - prototype).
Общим недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача залежи вследствие недостаточно полного охвата залежи воздействием.A common disadvantage of the known methods is the low oil recovery due to insufficient coverage of the reservoir by exposure.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет увеличения охвата воздействием.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery by increasing exposure exposure.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем размещение добывающих скважин по треугольной сетке, отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, размещение скважин проводят по треугольной сетке добывающих скважин с формированием рядов скважин, ориентированных преимущественно под углом 120° друг к другу, на залежи выделяют отложения увеличенной мощности, приуроченные к палеоруслу, в купольной части которых бурят горизонтальные добывающие скважины с параллельным и последовательным расположением горизонтальных стволов на одинаковом расстоянии от существующих вертикальных добывающих скважин в существующей треугольной сетке, расстояние между параллельными горизонтальными стволами выдерживают в пределах от 220 до 280 м, а расстояние между забоями горизонтальных скважин при последовательном их расположении выдерживают в пределах от 220 до 360 м, а закачку рабочего агента через нагнетательные скважины ведут с формированием законтурного и внутриконтурного заводнения.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including placing production wells on a triangular grid, selecting products through production wells and injecting a working agent through injection wells, according to the invention, the placement of wells is carried out on a triangular grid of production wells with the formation of rows of wells oriented mainly at an angle of 120 ° to each other, deposits of increased thickness are allocated to the deposits, confined to the paleo-riverbed, in the domed part of which horizontal production is drilled wells with parallel and sequential arrangement of horizontal wells at the same distance from existing vertical production wells in the existing triangular grid, the distance between parallel horizontal wells is kept in the range from 220 to 280 m, and the distance between the faces of horizontal wells with their sequential location is kept within 220 to 360 m, and the injection of the working agent through injection wells is carried out with the formation of circuit and intra-circuit flooding.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи значительная часть запасов нефти остается в залежи вследствие недостаточно полного охвата продуктивного пласта воздействием добывающими и нагнетательными скважинами. Существующие способы решают эту задачу лишь частично. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет увеличения охвата воздействием. Задача решается следующим образом.When developing an oil reservoir, a significant part of the oil reserves remains in the reservoir due to insufficient coverage of the reservoir by the impact of producing and injection wells. Existing methods solve this problem only partially. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery by increasing exposure exposure. The problem is solved as follows.
На залежи нефти выполняют размещение добывающих скважин по треугольной сетке с формированием рядов скважин, ориентированных преимущественно под углом 120° друг к другу. Нагнетательные скважины размещают за контуром и внутри контура нефтеносности. Ведут отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На залежи выделяют отложения увеличенной мощности, приуроченные к палеоруслу, в купольной части которых бурят горизонтальные добывающие скважины с параллельным и последовательным расположением горизонтальных стволов на одинаковом расстоянии от существующих вертикальных добывающих скважин в существующей треугольной сетке, расстояние между параллельными горизонтальными стволами выдерживают в пределах от 220 до 280 м, а расстояние между забоями горизонтальных скважин при последовательном их расположении выдерживают в пределах от 220 до 360 м.On oil deposits, production wells are placed along a triangular grid with the formation of rows of wells oriented mainly at an angle of 120 ° to each other. Injection wells are placed behind the circuit and inside the oil circuit. They select products through production wells and pump the working agent through injection wells. Deposits of increased thickness are allocated to the deposits, confined to the paleo-riverbed, in the dome part of which horizontal production wells are drilled with parallel and sequential arrangement of horizontal shafts at the same distance from existing vertical production wells in the existing triangular grid, the distance between parallel horizontal shafts is maintained in the range from 220 to 280 m, and the distance between the faces of horizontal wells with their sequential location is maintained in the range from 220 to 360 m.
На фиг.1 представлен план залежи, на котором 1 - добывающие скважины размещены по треугольной сетке с формированием рядов скважин, ориентированных под 120° друг к другу, 2 - нагнетательные скважины, 3 - контур нефтеносности, 4 - граница отложений увеличенной мощности, приуроченные к палеоруслу, 5 - горизонтальные скважины, А - расстояние между параллельными горизонтальными стволами, Б - расстояние между забоями горизонтальных скважин при последовательном их расположении.Figure 1 shows the plan of the reservoir, in which 1 - production wells are placed on a triangular grid with the formation of rows of wells oriented at 120 ° to each other, 2 - injection wells, 3 - oil content circuit, 4 - the border of deposits of increased capacity, confined to paleo-Ruslou, 5 - horizontal wells, A - the distance between parallel horizontal shafts, B - the distance between the faces of horizontal wells with their sequential location.
В результате такой схемы разработки увеличивается охват залежи воздействием и повышается нефтеотдача.As a result of such a development scheme, reservoir exposure is increased and oil recovery is increased.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина водонефтяного контакта - 1234 м, толщина продуктивного пласта от 2,4 до 51,2 м, толщина зоны нефтенасыщенности - от 3,1 до 45,2 м, толщина зоны остаточной нефтенасыщенности - от 2 до 17,4 м, пластовое давление - 125 атм, пластовая температура - 21°С, пористость - 0,26, проницаемость - 0,826 мкм2, нефтенасышенность - 0,93, вязкость нефти - 56,62 мПа·с, плотность нефти - 889 кг/м3.An oil reservoir is developed with the following characteristics: oil-water contact depth - 1234 m, reservoir thickness from 2.4 to 51.2 m, oil saturation zone thickness - from 3.1 to 45.2 m, residual oil saturation zone thickness - from 2 to 17 , 4 m, reservoir pressure - 125 atm, reservoir temperature - 21 ° C, porosity - 0.26, permeability - 0.826 μm 2 , oil saturation - 0.93, oil viscosity - 56.62 MPa · s, oil density - 889 kg / m 3 .
На залежи нефти размещают 58 добывающих скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м и с формированием рядов скважин, ориентированных преимущественно под углом 120° друг к другу (фиг.1). 18 нагнетательных скважин размещают за контуром и внутри контура нефтеносности. Ведут отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На залежи выделяют отложения мощностью в пределах от 2,4 до 30 м, приуроченные к палеоруслу. В купольной части отложений бурят 6 горизонтальных добывающих скважин с параллельным расположением горизонтальных стволов по 3 ствола и последовательным расположением в 2 ряда на расстоянии от существующих вертикальных добывающих скважин в пределах от 75 до 100 м в существующей треугольной сетке. Расстояние между параллельными горизонтальными стволами «А» выдерживают в пределах от 220 до 280 м, а расстояние между забоями горизонтальных скважин «Б» при последовательном их расположении выдерживают в пределах от 220 до 360 м.58 oil wells are placed on oil deposits along a triangular grid with a distance between the wells of 300 m and with the formation of rows of wells oriented mainly at an angle of 120 ° to each other (figure 1). 18 injection wells are placed behind the circuit and inside the oil circuit. They select products through production wells and pump the working agent through injection wells. Deposits with a thickness ranging from 2.4 to 30 m, confined to the paleo bed, are distinguished into deposits. In the domed part of the sediments, 6 horizontal production wells are drilled with a parallel arrangement of horizontal shafts of 3 shafts and a sequential arrangement of 2 rows at a distance from existing vertical production wells ranging from 75 to 100 m in the existing triangular grid. The distance between parallel horizontal trunks “A” is maintained in the range from 220 to 280 m, and the distance between the faces of horizontal wells “B” with their sequential location is maintained in the range from 220 to 360 m.
В результате разработки по предложенной технологии повышается охват залежи воздействием, и нефтеотдача залежи достигает 39%. Как показывают расчеты, применение предложения по прототипу обеспечивает достижение нефтеотдачи лишь 33%.As a result of development according to the proposed technology, the reservoir coverage is increased by the impact, and the oil recovery of the reservoir reaches 39%. As calculations show, the application of the proposal for the prototype ensures the achievement of oil recovery of only 33%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012111154/03A RU2473793C1 (en) | 2012-03-26 | 2012-03-26 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012111154/03A RU2473793C1 (en) | 2012-03-26 | 2012-03-26 | Oil deposit development method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2473793C1 true RU2473793C1 (en) | 2013-01-27 |
Family
ID=48807047
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012111154/03A RU2473793C1 (en) | 2012-03-26 | 2012-03-26 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2473793C1 (en) |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2065040C1 (en) * | 1993-05-26 | 1996-08-10 | Акционерное общество открытого типа "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method for exploitation of oil deposits |
RU2090743C1 (en) * | 1994-08-09 | 1997-09-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones |
RU2112870C1 (en) * | 1996-07-08 | 1998-06-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Центр совершенствования методов разработки нефтяных месторождений" | Method for development of oil bed with underlying water |
RU2120543C1 (en) * | 1996-11-21 | 1998-10-20 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for development of oil field at final stage with the help of forced withdrawal |
RU2132942C1 (en) * | 1997-11-18 | 1999-07-10 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method of developing high-viscosity oil deposits |
RU2387812C1 (en) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil poll with oil-in-water systems |
US20110168391A1 (en) * | 2008-02-25 | 2011-07-14 | QRI Group, LLC | Method for dynamically assessing petroleum reservoir competency and increasing production and recovery through asymmetric analysis of performance metrics |
WO2011090924A1 (en) * | 2010-01-22 | 2011-07-28 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
-
2012
- 2012-03-26 RU RU2012111154/03A patent/RU2473793C1/en active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2065040C1 (en) * | 1993-05-26 | 1996-08-10 | Акционерное общество открытого типа "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method for exploitation of oil deposits |
RU2090743C1 (en) * | 1994-08-09 | 1997-09-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones |
RU2112870C1 (en) * | 1996-07-08 | 1998-06-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Центр совершенствования методов разработки нефтяных месторождений" | Method for development of oil bed with underlying water |
RU2120543C1 (en) * | 1996-11-21 | 1998-10-20 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for development of oil field at final stage with the help of forced withdrawal |
RU2132942C1 (en) * | 1997-11-18 | 1999-07-10 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method of developing high-viscosity oil deposits |
US20110168391A1 (en) * | 2008-02-25 | 2011-07-14 | QRI Group, LLC | Method for dynamically assessing petroleum reservoir competency and increasing production and recovery through asymmetric analysis of performance metrics |
RU2387812C1 (en) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil poll with oil-in-water systems |
WO2011090924A1 (en) * | 2010-01-22 | 2011-07-28 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2334096C1 (en) | Method of massive type high-viscosity oil pool development | |
RU2455471C1 (en) | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development | |
RU2012157795A (en) | METHOD FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OILS OR BITUMEN UNDER HEAT EXPOSURE | |
CN105672978A (en) | Horizontal displacement type five-point horizontal well three-dimensional well pattern distributing method | |
RU2515628C1 (en) | Method for development of low-permeable oil deposits using horizontal wells with transversal cracks in hydraulic fracturing | |
RU2007101345A (en) | METHOD FOR DEVELOPING A MULTIPLAYER HETEROGENEOUS OIL DEPOSIT FORMED BY HORIZONTAL WELLS | |
RU2481468C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
RU2387815C1 (en) | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs | |
RU2547848C2 (en) | Method of development of low-permeable oil deposits | |
CN106250664B (en) | The prediction technique and device of low hole Fractured sandstone reservoirs production capacity | |
RU2599994C1 (en) | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir | |
RU2610461C1 (en) | Recovery method of high-viscosity oil field | |
RU2011124701A (en) | METHOD FOR DEVELOPING A SUPER-VISCOUS OIL DEPOSIT IN A LAYER-INHOMOGENEOUS COLLECTOR WITH PARTIAL VERTICAL COMMUNICATION | |
RU2473793C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
RU2012112194A (en) | METHOD FOR DEVELOPING A HIGH-VISCOUS OIL DEPOSIT | |
RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
RU2431038C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in layerd reservoirs | |
RU2442882C1 (en) | Method for edge oil rim development | |
RU2483207C2 (en) | Development method of fractured high-viscosity oil deposit | |
RU2012101395A (en) | METHOD FOR DEVELOPING AN OIL DEPOSIT LOCATED UNDER A GAS DEPOSIT AND SEPARATED FROM IT BY AN IMPRESSIBLE PLASTIC | |
RU2011115893A (en) | THERMAL SHAFT METHOD FOR DEVELOPING A CRACKED DEPOSIT OF HIGH-VISCOUS OIL | |
RU2580339C1 (en) | Method for development massive type high-viscous oil deposit | |
RU2476667C1 (en) | Oil deposit development method |