RU2474679C1 - Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold - Google Patents
Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold Download PDFInfo
- Publication number
- RU2474679C1 RU2474679C1 RU2012114981/03A RU2012114981A RU2474679C1 RU 2474679 C1 RU2474679 C1 RU 2474679C1 RU 2012114981/03 A RU2012114981/03 A RU 2012114981/03A RU 2012114981 A RU2012114981 A RU 2012114981A RU 2474679 C1 RU2474679 C1 RU 2474679C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- zone
- pilot
- increased
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of an oil deposit with a pore-cavernous-fractured carbonate reservoir.
Известен способ проводки и крепления наклонно направленной скважины с вскрытием продуктивного пласта горизонтальным участком ствола, включающий проводку основного ствола до продуктивного горизонта, крепление основного ствола обсадными трубами технической колонны выше продуктивного горизонта, осуществление дальнейшей проводки основного ствола с набором зенитного угла и его стабилизации до выхода на горизонтальный участок скважины с входом в продуктивный пласт, после чего проводку горизонтального участка скважины осуществляют долотом диаметром, меньшим диаметра основного ствола, открытым забоем до проектной величины, отличающийся тем, что из-под технической колонны в скважину опускают эксплуатационную колонну с вводом ее в продуктивный пласт на горизонтальном участке скважины до проектной величины, после чего осуществляют крепление колонны (Патент РФ №2089714, МПК E21B 7/04).There is a method of wiring and fastening an inclined directional well with opening a productive formation in a horizontal section of the wellbore, including wiring the main wellbore to the productive horizon, securing the main wellbore with casing pipes of the technical string above the productive horizon, further wiring the main wellbore with a set of zenith angle and stabilizing it before reaching horizontal section of the well with the entrance to the reservoir, after which the horizontal section of the well is drilled with a diameter smaller than the diameter of the main wellbore, open bottom to the design value, characterized in that the production string is lowered from under the technical string into the well with its introduction into the reservoir at a horizontal section of the well to the design value, after which the string is fastened (RF Patent No. 2089714, IPC
Однако данный способ не дает возможности провести геофизические исследования для определения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщения. Его применение целесообразно для пластов с продуктивной мощностью более 10 м и выдержанностью геологического строения месторождения. Способ не позволяет войти в продуктивный пласт с точностью до 1-2 м, что важно при относительно небольшой мощности продуктивного пласта 1-10 м и изменяющейся абсолютной отметки геологической кровли пласта. Вследствие этого данный способ не позволяет осуществить эффективное вскрытие продуктивных пластов, так как допускает возможность пересечения горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков, что обуславливает извлечение из пласта меньшего объема жидкости (газа, газоконденсата) с возможным существенным содержанием воды.However, this method does not make it possible to conduct geophysical studies to determine the capacitance-filtration characteristics of the formation and its saturation. Its use is appropriate for formations with a productive capacity of more than 10 m and the sustainability of the geological structure of the field. The method does not allow to enter the reservoir with an accuracy of 1-2 m, which is important with a relatively small thickness of the reservoir 1-10 m and a changing absolute elevation of the geological roof of the reservoir. As a result of this, this method does not allow for effective opening of productive formations, since it allows the horizontal section of clay or flooded layers to intersect, which leads to the extraction of a smaller volume of liquid (gas, gas condensate) from the formation with a possible significant water content.
Известен способ вскрытия вторым стволом обводненных продуктивных пластов при восстановлении бездействующих скважин нефтяных месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки. Способ вскрытия обводненных продуктивных пластов, заключающийся в бурении через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины второго ствола, который заканчивают горизонтальным участком в продуктивном пласте, имеет отличительные особенности в том, что через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины производят бурение наклонного пилотного ствола (пилот-ствола), которым пересекают продуктивный пласт от кровли до подошвы (с зенитным углом до 50°), проводят в пилотном стволе геофизические исследования последнего, выявляют нефтенасыщенный пропласток продуктивного пласта, устанавливают изолирующий этот пласт цементный мост от забоя пилотного ствола до места забуривания горизонтального участка второго ствола и бурят этот участок по нефтенасыщенному пропластку в секторе, направление которого определяется азимутом пилотного ствола. Изобретение позволяет осуществлять вскрытие обводненных продуктивных пластов по нефтенасыщенным пропласткам и извлекать из них безводную нефть с месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки (Патент РФ №2220271, МПК E21B 7/04).A known method of opening the second trunk of waterlogged productive formations during the restoration of inactive wells of oil fields that are in the late stages of development. The method of opening the flooded productive formations, which consists in drilling through a window in the production string of the well being reconstructed of the second trunk, which ends with a horizontal section in the productive formation, has distinctive features in that an inclined pilot shaft (pilot shaft) is drilled through the window in the production string of the reconstructed well ), which intersect the reservoir from the roof to the bottom (with an zenith angle of up to 50 °), conduct geophysical studies of the last dnego reveal oil-saturated seam producing formation, this layer of insulating set cement plug from the pilot hole to the place of slaughter second hole collaring drilled and the horizontal section of the oil saturation portion streaks in the sector, the direction of which is determined by azimuth pilot hole. The invention allows for the opening of waterlogged productive formations in oil-saturated interlayers and to extract anhydrous oil from them from fields that are in the late stages of development (RF Patent No. 2220271,
Недостатком данного способа является бурение наклонного пилотного ствола под зенитным углом γ не более 50° и цементный мост, используемый для срезки. После установки цементного моста в пилотном стволе необходимо время его затвердевания. Пилотный ствол бурится под зенитным углом γ не более 50° из-за того, что при большем зенитном угле с помощью цементного моста практически невозможно выйти из пилотного ствола. В связи с зенитным углом менее 50° бурится протяженный участок от места забуривания горизонтального ствола до набора зенитного угла в 90° и входа в продуктивный пласт (протяженный участок в дальнейшем именуется транспортный ствол). Так как цементный мост по прочности значительно слабее вмещающих пород, редко получается сразу наработка желоба и качественная срезка с выходом из пилотного ствола. Приходится ставить повторный цементный мост и повторять срезку. Чтобы решить проблему выхода из пилотного ствола цементный мост ставят гораздо выше и производят наработку желоба с изменением нагрузки на долото и скорости вращения до тех пор, пока не произведут срезку. За время бурения транспортного ствола происходит значительное смещение горизонтального участка от пилотного ствола по направлению его азимута. Это повышает вероятность изменения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщение, т.е. возможно пересечение горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков. Для решения этой проблемы ставят цементный мост значительно выше кровли продуктивного пласта, производят срезку против направления азимута пилотного моста, проводят дальнейшее бурение так, чтобы вскрыть продуктивный пласт в одной точке с пилотным стволом. Это увеличивает протяженность транспортного ствола до 900 метров. За время бурения транспортного ствола производят замеры кривизны ствола геофизическим прибором (инклинометром или гироскопом). Однако на больших расстояниях из-за погрешности прибора происходит расхождение между значениями абсолютных отметок в пилотном и транспортном стволе до 2 м по вертикали, что не позволяет четко вскрыть продуктивный пласт в намеченном пропластке. Все вышеперечисленное приводит к увеличению цикла строительства скважины, снижению притока из пласта с возможным существенным содержанием воды.The disadvantage of this method is the drilling of an inclined pilot shaft at an zenith angle γ of not more than 50 ° and the cement bridge used for cutting. After installing the cement bridge in the pilot shaft, the time of its solidification is necessary. The pilot shaft is drilled at an antiaircraft angle γ of not more than 50 ° due to the fact that at a larger anti-aircraft angle it is practically impossible to exit the pilot shaft using a cement bridge. In connection with the zenith angle of less than 50 °, an extended section is drilled from the place where the horizontal hole is drilled to a 90 ° zenith angle and enter the reservoir (the extended section is hereinafter referred to as the transport trunk). Since the cement bridge is much weaker in strength than the host rocks, it is rarely possible to immediately produce the gutter and make a good cut with the exit from the pilot shaft. We have to put a second cement bridge and repeat the cut. To solve the problem of exiting the pilot shaft, the cement bridge is placed much higher and the run time is made with a change in the load on the bit and rotation speed until they are cut. During the drilling of the transport trunk, a significant shift of the horizontal section from the pilot shaft in the direction of its azimuth occurs. This increases the likelihood of changes in the capacitance-filtration characteristics of the formation and its saturation, i.e. horizontal intersection of clay or flooded interlayers is possible. To solve this problem, they put a cement bridge much higher than the top of the reservoir, cut off against the direction of the azimuth of the pilot bridge, conduct further drilling to open the reservoir at one point with the pilot shaft. This increases the length of the transport trunk to 900 meters. During the drilling of the transport trunk, the curvature of the trunk is measured with a geophysical instrument (inclinometer or gyroscope). However, at large distances due to the error of the device, there is a discrepancy between the absolute elevations in the pilot and transport bore up to 2 m vertically, which does not allow to clearly open the reservoir in the intended layer. All of the above leads to an increase in the well construction cycle, a decrease in inflow from the formation with a possible significant water content.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием, включающий бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта и проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колоны и бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. Осуществляют бурение горизонтального ствола, включающего горизонтальный участок, срезку под его бурение проводят из пилотного ствола, который снабжен средством для срезки, выполненным с возможностью изменения зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, при этом пилотный ствол бурят с зенитным углом до 89° (Патент РФ №2351734, опубл. 10.04.2009 - прототип).Closest to the proposed invention by technical essence is a method of drilling wells or second shafts with a horizontal end, including drilling a pilot shaft with a predetermined zenith angle to open the reservoir and conducting geophysical surveys, launching the production string and drilling a horizontal section in the reservoir. A horizontal wellbore including a horizontal section is drilled, cutting for its drilling is carried out from the pilot shaft, which is equipped with a cutting tool configured to change the zenith angle to reach the horizontal section during drilling, while the pilot shaft is drilled with an anti-aircraft angle of up to 89 ° (RF patent No. 2351734, publ. 04/10/2009 - prototype).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи, вызванная отсутствием учета направления естественной трещиноватости и наличия в продуктивном пласте зон с трещиноватым коллектором.The disadvantage of this method is the low oil recovery caused by the lack of consideration of the direction of natural fracturing and the presence of zones with a fractured reservoir in the reservoir.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits with pore-cavernous-fractured carbonate reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором, включающем вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола, размещение средства для срезки в пилотном стволе с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного горизонтального ствола горизонтальных стволов в продуктивном пласте, согласно изобретению перед бурением по данным геофизических исследований определяют в продуктивном пласте доминирующее направление трещин естественной трещиноватости, оценивают ширину зоны повышенной трещиноватости, горизонтальные стволы размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости с удалением забоев друг от друга на расстоянии не менее 40 м, для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта, но не менее 2 м до водонефтяного контакта, точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола, длину пилотного ствола от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго и третьего ствола с входом в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95° и с отходом от пилотного ствола не менее 40 м, по результатам проводки пилотного ствола в зоне повышенной трещиноватости определяют ширину этой зоны, длину пилотного ствола ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости, на основе геологической привязки к пилотному стволу производят забуривание второго ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95°, с отходом от пилотного ствола не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола не менее 40 м, забуривание третьего ствола производят с противоположной стороны пилотного ствола относительно второго ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95°, отходом от пилотного ствола не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола не менее 40 м, через пробуренную скважину отбирают пластовую продукцию.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir with a pore-cavernous-fractured reservoir, including opening a productive formation by drilling a pilot barrel, placing means for cutting in the pilot barrel with the ability to set an anti-aircraft angle to enter a horizontal section during drilling, lowering the production string , conducting geophysical research and drilling from a pilot horizontal trunk of horizontal shafts in the reservoir, according to the invention before drilling according to geophysical data In the reservoir, the dominant direction of natural fractures is estimated in the reservoir, the width of the zone of increased fracture is estimated, horizontal trunks are placed mainly perpendicular to the direction of natural fracture with the faces removed at a distance of at least 40 m, for each horizontal well, the drilling corridor is individually determined, in which the drilling ceiling is limited by the roof of the reservoir, and the bottom of the drilling corridor is assigned at a distance from the roof not more than 1/2 of the thickness of the reservoir, but not less than 2 m to the oil-water contact, the entry point into the reservoir is determined by determining the technical feasibility of establishing the curvature of the barrel, the length of the pilot barrel from the entry point to the proposed zone of increased fracturing is chosen to enable drilling of the second and third barrel with an entrance to the zone of increased fracture with an zenith angle in the range of 80-95 ° and with a departure from the pilot shaft of at least 40 m, according to the results of piloting the barrel in the zone of increased fracture news determines the width of this zone, the length of the pilot shaft is limited by the passage of the zone of increased fracture, based on geological reference to the pilot shaft, the second shaft is drilled at a distance that allows the opening of the zone of increased fracture in the roof of the drilling corridor, with entry into the zone of increased fracture with an zenith angle in the range of 80-95 °, with a departure from the pilot shaft of at least 40 m, passing through the zone of increased fracturing in the roofing part of the drilling corridor and about approach from the pilot shaft at least 40 m, the third barrel is drilled from the opposite side of the pilot barrel relative to the second barrel at a distance that makes it possible to open the zone of increased fracture in the bottom of the drilling corridor, entering the zone of increased fracture with an zenith angle in the range of 80-95 °, a departure from the pilot shaft of at least 40 m, passage of an increased fracture zone in the bottom of the drilling corridor, and a departure of at least 40 m from the pilot shaft, through a drilled well azhin selected reservoir products.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым, как правило, карбонатным коллектором не учитывают наличия в продуктивном пласте естественной трещиноватости. В то же время наличие этих зон существенным образом влияет на расстановку и проводку добывающих скважин и, в конечном счете, на нефтеотдачу залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором. Задача решается следующим образом.When developing an oil reservoir with a pore-cavernous-fractured, usually carbonate reservoir, the presence of natural fracturing in the reservoir is not taken into account. At the same time, the presence of these zones significantly affects the arrangement and wiring of production wells and, ultimately, the oil recovery of the reservoir. The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits with pore-cavernous-fractured carbonate reservoir. The problem is solved as follows.
Выполняют разработку нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором. На фиг.1 представлена схема разработки, где 1 - пилотный ствол скважины, 2 и 3 - второй и третий ствол скважины, 4 - зона повышенной трещиноватости, 5 - потолок коридора бурения, 6 - подошва коридора бурения, 7 - направление трещиноватости, 8 - расстояние между забоями стволов, α - зенитный угол входа пилотного ствола в зону повышенной трещиноватости, β - зенитный угол входа второго ствола в зону повышенной трещиноватости, γ - зенитный угол входа третьего ствола в зону повышенной трещиноватости, H - толщина зоны повышенной трещиноватости от кровли до водонефтяного контакта.The development of an oil reservoir with a pore-cavernous-fractured reservoir is carried out. Figure 1 presents the development scheme, where 1 is the pilot wellbore, 2 and 3 are the second and third wellbore, 4 is the zone of increased fracture, 5 is the ceiling of the drilling corridor, 6 is the bottom of the drilling corridor, 7 is the direction of fracture, 8 is the distance between the bottom faces of the trunks, α is the zenith angle of entry of the pilot shaft into the zone of increased fracture, β is the zenith angle of entry of the second barrel into the zone of increased fracture, γ is the zenith angle of entry of the third barrel into the zone of increased fracture, H is the thickness of the zone of increased fracture from the roof to waters oil contact.
Проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола 1 с зенитным углом α в интервале 80-95°, размещение средства для срезки в пилотном стволе 1 с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного ствола 1 горизонтальных стволов в продуктивном пласте. Перед бурением по данным геофизических исследований определяют доминирующее направление трещин 7 по продуктивному пласту, оценивают ширину зоны повышенной трещиноватости 4. Горизонтальные стволы 2 и 3 размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 7 с удалением забоев друг от друга на расстоянии 8 не менее 40 м. Такое расположение стволов позволяет в наибольшей степени охватить воздействием продуктивный пласт. Для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта H, но не менее 2 м до водонефтяного контакта. Такой коридор бурения способствует максимальному продлению безводного режима разработки или разработке с минимальным обводнением добываемой продукции.The productive formation is opened by drilling the
Точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола. Длину пилотного ствола 1 от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости 4 выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго 2 и третьего 3 ствола с входом в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитными углами соответственно β и γ в интервале 80-95° и с отходом от пилотного ствола 8 не менее 40 м.The entry point into the reservoir is determined by determining the technical feasibility of a set of curvature of the trunk. The length of the
По результатам проводки пилотного ствола 1 в зоне повышенной трещиноватости 4 определяют ширину этой зоны, длину пилотного ствола 1 ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости 4. На основе геологической привязки к пилотному стволу 1 производят забуривание второго 2 ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом β в интервале 80-95°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 8 не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола 8 не менее 40 м. Забуривание третьего ствола 3 производят с противоположной стороны пилотного ствола 1 относительно второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ в интервале 80-95°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 8 не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения и с отходом от пилотного ствола 8 не менее 40 м.According to the results of piloting the
Пробуренную скважину используют как добывающую, через нее отбирают пластовую продукцию.A drilled well is used as a production well, formation products are taken through it.
Анализируют геологическое строение залежи и выявляют аналогичные участки. На таких участках выполняют аналогичное бурение скважин и их эксплуатацию как добывающих.Analyze the geological structure of the deposits and identify similar areas. In such areas, similar wells are drilled and operated as producing wells.
Назначение коридора бурения не более 1/2 толщины верхней части продуктивного пласта позволяет провести стволы в верхней части на отдалении от водонефтяного контакта и тем самым продлить безводный период эксплуатации скважины. Зенитные углы входа в зону повышенной проницаемости в интервале 80-95° позволяют иметь в этой зоне горизонтальные стволы, что наиболее благоприятно для наиболее полного охвата воздействием. Разнесение стволов в кровельную и подошвенную части также способствует охвату залежи воздействием. Удаление забоев стволов не менее 40 м позволяет создать условия для проявления конусов обводнения индивидуально для каждого ствола без взаимной подпитки конусов обводнения. В результате удается повысить охват залежи воздействием, увеличить безводный период эксплуатации и повысить нефтеотдачу залежи.The purpose of the drilling corridor is not more than 1/2 of the thickness of the upper part of the reservoir, which allows for trunks in the upper part to be removed from the oil-water contact and thereby extend the anhydrous period of operation of the well. Zenith angles of entry into the zone of increased permeability in the range of 80-95 ° make it possible to have horizontal trunks in this zone, which is most favorable for the most complete impact exposure. Diversity of trunks in the roofing and plantar parts also contributes to the coverage of the reservoir by impact. Removing the faces of the trunks of at least 40 m allows you to create conditions for the manifestation of cones of flooding individually for each trunk without mutual recharge of cones of flooding. As a result, it is possible to increase the coverage of the reservoir by exposure, increase the anhydrous period of operation and increase the oil recovery of the reservoir.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: по основной части пласта глубина 800 м, пластовое давление 7,2 МПа, пластовая температура 23°C, толщина продуктивного пласта 17,2 м, пористость 14,2%, проницаемость 0,083 мкм2, нефтенасыщенность 76%. Зоны повышенной трещиноватости имеют пористость порядка 16,3%, проницаемость 0,145 мкм2. Нефтяная залежь содержит нефть с вязкостью 52,8 мПа, плотностью 879 кг/м3 в пластовых условиях. Коллектор залежи карбонатный, порово-кавернозно-трещиноватый. Залежь разрабатывают на естественном режиме с отбором пластовой продукции через 657 добывающих скважин.Example 1. Develop an oil reservoir with the following characteristics: in the main part of the reservoir, depth 800 m, reservoir pressure 7.2 MPa, reservoir temperature 23 ° C, reservoir thickness 17.2 m, porosity 14.2%, permeability 0.083 μm 2 , oil saturation 76%. Zones of increased fracturing have a porosity of the order of 16.3%, permeability of 0.145 μm 2 . The oil reservoir contains oil with a viscosity of 52.8 MPa, a density of 879 kg / m 3 in reservoir conditions. The reservoir reservoir is carbonate, pore-cavernous-fractured. The deposit is developed in natural mode with the selection of reservoir products through 657 producing wells.
По данным геофизических исследований определяют доминирующее направление трещин 7 по продуктивному пласту, оценивают ширину зоны повышенной трещиноватости 4.According to geophysical studies, the dominant direction of
Проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола 1 с зенитным углом α 88°, размещение средства для срезки в пилотном стволе 1 с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны и проведение геофизических исследований и бурение из пилотного ствола 1 горизонтальных стволов 2 и 3 в продуктивном пласте.The productive formation is opened by drilling the
Горизонтальные стволы 2 и 3 размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 7 с удалением забоев друг от друга на расстоянии 8 не менее 46 м. Для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта. Точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола. В данном случае точка входа расположена на расстоянии 68 м от вертикального ствола скважины. Длину пилотного ствола 1 от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости 4 выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго 2 и третьего 3 ствола с азимутальным входом в зону повышенной трещиноватости с углом β и γ 88°.
По результатам проводки пилотного ствола 1 в зоне повышенной трещиноватости 4 определяют ширину этой зоны, которая оказывается равной 83 м, длину пилотного ствола 1 ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости 4. На основе геологической привязки к пилотному стволу 1 производят забуривание второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом β 88°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 46 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 49 м. Забуривание третьего ствола 3 производят с противоположной стороны пилотного ствола 1 относительно второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ 88°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 48 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 49 м.Based on the results of piloting the
Пробуренную скважину используют как добывающую, через нее отбирают пластовую продукцию.A drilled well is used as a production well, formation products are taken through it.
Анализируют геологическое строение залежи и выявляют аналогичные участки. На втором таком участке выполняют аналогичное бурение скважин и их эксплуатацию как добывающих. Для этого проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола 1 с зенитным углом 80°, размещение средства для срезки в пилотном стволе 1 с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного ствола 1 горизонтальных стволов 2 и 3 в продуктивном пласте.Analyze the geological structure of the deposits and identify similar areas. In the second such section, similar wells are drilled and operated as producing wells. To do this, the productive formation is opened by drilling the
Горизонтальные стволы размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 7 с удалением забоев друг от друга на расстоянии 8 не менее 45 м. Для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта. Точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола. В данном случае точка входа расположена на расстоянии 59 м от вертикального ствола скважины. Длину пилотного ствола 1 от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости 4 выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго 2 и третьего 3 ствола с азимутальным входом в зону повышенной трещиноватости с углом β и γ 80°.Horizontal shafts are predominantly perpendicular to the direction of
По результатам проводки пилотного ствола 1 в зоне повышенной трещиноватости 4 определяют ширину этой зоны, которая оказывается равна 110 м, длину пилотного ствола 1 ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости 4. На основе геологической привязки к пилотному стволу 1 производят забуривание второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом β 80°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 45 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 48 м. Забуривание третьего ствола 3 производят с противоположной стороны пилотного ствола 1 относительно второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ 80°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 45 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола на расстояние 46 м.Based on the results of piloting the
Пробуренную скважину используют как добывающую, через нее отбирают пластовую продукцию.A drilled well is used as a production well, formation products are taken through it.
На третьем участке выполняют аналогичное бурение скважин и их эксплуатацию как добывающих. Для этого проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола 1 с зенитным углом α 95°, размещение средства для срезки в пилотном стволе 1 с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного ствола горизонтальных стволов 2 и 3 в продуктивном пласте.In the third section, similar wells are drilled and operated as producing wells. To do this, the productive formation is opened by drilling the
Горизонтальные стволы размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 7 с удалением забоев друг от друга на расстояние 8 не менее 41 м. Для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более 1/2 толщины продуктивного пласта. Точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола. В данном случае точка входа расположена на расстоянии 76 м от вертикального ствола. Длину пилотного ствола 1 от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости 4 выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго 2 и третьего 3 ствола с входом в зону повышенной трещиноватости 4 с азимутальным углом 95°.Horizontal shafts are predominantly perpendicular to the direction of
По результатам проводки пилотного ствола 1 в зоне повышенной трещиноватости 4 определяют ширину этой зоны, которая оказывается равна 80 м, длину пилотного ствола 1 ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости 4. На основе геологической привязки к пилотному стволу 1 производят забуривание второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ 95°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 41 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 44 м. Забуривание третьего ствола 3 производят с противоположной стороны пилотного ствола 1 относительно второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом 95°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 42 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 в подошвенной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола на расстоянии 47 м.Based on the results of piloting the
Пробуренную скважину используют как добывающую, через нее отбирают пластовую продукцию.A drilled well is used as a production well, formation products are taken through it.
В результате удается повысить охват залежи воздействием, увеличить безводный период эксплуатации и повысить коэффициент нефтеотдачи залежи с 0,15 по прототипу до 0,21.As a result, it is possible to increase the coverage of the reservoir by exposure, increase the anhydrous period of operation and increase the oil recovery coefficient of the reservoir from 0.15 for the prototype to 0.21.
Пример 2 - контрольный. Выполняют, как пример 1. Проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола 1 с зенитным углом α 90°, размещение средства для срезки в пилотном стволе 1 с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного ствола 1 горизонтальных стволов 2 и 3 в продуктивном пласте.Example 2 is a control. Perform, as example 1. Carry out the opening of the reservoir by drilling the
Горизонтальные стволы размещают преимущественно под углом 75° к направлению естественной трещиноватости 7 с удалением забоев друг от друга на расстоянии 8 менее 40 м. Для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли более 1/2 толщины продуктивного пласта. Размещение пилотного ствола 1 осуществляют в середине коридора бурения, а точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола от точки входа в продуктивный пласт до зоны повышенной трещиноватости 4. В данном случае точка входа расположена на расстоянии 50 м от вертикального ствола скважины. Длину пилотного ствола 1 от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости 4 выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго 2 и третьего 3 ствола с входом в зону повышенной трещиноватости 4 с азимутальным углом 75°.Horizontal shafts are predominantly positioned at an angle of 75 ° to the direction of
По результатам проводки пилотного ствола 1 в зоне повышенной трещиноватости 4 определяют ширину этой зоны, которая оказывается равна 83 м, длину пилотного ствола ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости 4. На основе геологической привязки к пилотному стволу 1 производят забуривание второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости 4 в кровельной части коридора бурения с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом β 75°, с отходом от пилотного ствола на расстоянии 37 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом β 75° и отходом от пилотного ствола на расстоянии 30 м. Забуривание третьего ствола 3 производят с противоположной стороны пилотного ствола 1 относительно второго ствола 2 на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ 85°, с отходом от пилотного ствола 1 на расстояние 35 м и прохождением зоны повышенной трещиноватости 4 с зенитным углом γ 85° и отходом от пилотного ствола на расстоянии 39 м.Based on the results of piloting the
Пробуренную скважину используют как добывающую, через нее отбирают пластовую продукцию. В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 0,16.A drilled well is used as a production well, formation products are taken through it. As a result, the oil recovery coefficient of the deposit was 0.16.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits with pore-cavernous-fractured reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012114981/03A RU2474679C1 (en) | 2012-04-17 | 2012-04-17 | Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012114981/03A RU2474679C1 (en) | 2012-04-17 | 2012-04-17 | Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2474679C1 true RU2474679C1 (en) | 2013-02-10 |
Family
ID=49120462
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012114981/03A RU2474679C1 (en) | 2012-04-17 | 2012-04-17 | Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2474679C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2657584C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-06-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing an oil field with a fractured reservoir |
| RU2660973C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing an oil field with a fractured reservoir |
| CN111058819A (en) * | 2019-12-06 | 2020-04-24 | 天地科技股份有限公司 | Method for covering hard top plate on hydraulic fracture treatment working face |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2061176C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-05-27 | Акционерное общество закрытого типа "Татнефтеотдача" | Method for developing oil well |
| RU2313668C1 (en) * | 2006-03-10 | 2007-12-27 | Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" | Method for horizontal well bore drilling on the base of geological investigations |
| RU2351734C2 (en) * | 2006-10-10 | 2009-04-10 | Олег Викторович Воин | Method of drilling wells or second boreholes with horizontal completion |
| US20110090924A1 (en) * | 2008-07-15 | 2011-04-21 | Jibbe Mahmoud K | System to connect a serial scsi array controller to a storage area network |
| RU2417306C1 (en) * | 2010-06-18 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
| 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 |
| RU2433250C1 (en) * | 2010-05-14 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation |
-
2012
- 2012-04-17 RU RU2012114981/03A patent/RU2474679C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2061176C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-05-27 | Акционерное общество закрытого типа "Татнефтеотдача" | Method for developing oil well |
| RU2313668C1 (en) * | 2006-03-10 | 2007-12-27 | Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" | Method for horizontal well bore drilling on the base of geological investigations |
| RU2351734C2 (en) * | 2006-10-10 | 2009-04-10 | Олег Викторович Воин | Method of drilling wells or second boreholes with horizontal completion |
| 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 |
| US20110090924A1 (en) * | 2008-07-15 | 2011-04-21 | Jibbe Mahmoud K | System to connect a serial scsi array controller to a storage area network |
| RU2433250C1 (en) * | 2010-05-14 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation |
| RU2417306C1 (en) * | 2010-06-18 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2657584C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-06-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing an oil field with a fractured reservoir |
| RU2660973C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing an oil field with a fractured reservoir |
| CN111058819A (en) * | 2019-12-06 | 2020-04-24 | 天地科技股份有限公司 | Method for covering hard top plate on hydraulic fracture treatment working face |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| King | 60 Years of Multi-Fractured Vertical, Deviated and Horizontal Wells: What Have We Learned? | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| US20110005762A1 (en) | Forming Multiple Deviated Wellbores | |
| RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| MX2007008515A (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation. | |
| CN111305891B (en) | Three-dimensional comprehensive efficient and accurate treatment technical method for coal-oil-gas coexisting mine | |
| US7493951B1 (en) | Under-balanced directional drilling system | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| RU2561420C1 (en) | Hydraulic fracturing technique in two parallel horizontal boreholes | |
| PL237727B1 (en) | Indexes of structural differentiation of upper zones of Ordovician limestone filling and method to determine it | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| US20150152719A1 (en) | Enhanced Secondary Recovery of Oil and Gas in Tight Hydrocarbon Reservoirs | |
| Chertenkov et al. | The Yarega heavy oil field-history, experience, and future | |
| RU2474679C1 (en) | Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold | |
| RU2513216C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2351734C2 (en) | Method of drilling wells or second boreholes with horizontal completion | |
| US20170247990A1 (en) | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores | |
| RU2382166C1 (en) | Method of drilling-in | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2536523C1 (en) | Development of multi-zone gas field | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2660973C1 (en) | Method of developing an oil field with a fractured reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190418 |