RU2569520C1 - Method of development of oil deposits - Google Patents
Method of development of oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2569520C1 RU2569520C1 RU2014134431/03A RU2014134431A RU2569520C1 RU 2569520 C1 RU2569520 C1 RU 2569520C1 RU 2014134431/03 A RU2014134431/03 A RU 2014134431/03A RU 2014134431 A RU2014134431 A RU 2014134431A RU 2569520 C1 RU2569520 C1 RU 2569520C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- injection
- development
- mzgs
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Способ разработки нефтяных залежейThe way to develop oil deposits
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллектора которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.The invention relates to the oil industry and can find application in the development of oil deposits, productive reservoirs of which consist of two layers, which coincide structurally.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи горизонтальными и вертикальными скважинами по квадратной сетке и формирование элементов бурением в центре элемента вертикальной и/или наклонно направленной нагнетательной скважины, бурением многозабойных добывающих горизонтальных скважин по сторонам элементов, закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины циклически и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального. В известном способе перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 13 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м в нефтяной зоне и не менее 5 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах, бурят вертикальную и/или наклонно направленную нагнетательную скважину в центре каждого элемента, стороны каждого элемента закрывают многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием в виде полукругов, каждая из которых охватывает половину элемента, с одним восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта, заменяющую в элементе две горизонтальные или три вертикальные и/или наклонно направленные скважины по сторонам и углам элементов, закачку вытесняющего рабочего реагента осуществляют через нагнетательную скважину в нижнюю часть продуктивного интервала циклически, определяют оптимальный период закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и вытеснение нефти из матрицы (патент РФ № 2439299, кл. Е21 В43/20, опубл. 10.01.2012).A known method of developing an oil reservoir, including drilling a reservoir with horizontal and vertical wells along a square grid and forming elements by drilling in the center of an element of a vertical and / or directionally directed injection well, drilling multilateral wells producing horizontal wells on the sides of the elements, injecting the working reagent through the injection wells cyclically and selecting products through production wells, measurements of oil, water and injected fluid, conducting hydrodynamic studies dovany and maintaining reservoir pressure at the level of the original selection area. In the known method, before drilling the deposits, areas with total oil-saturated thicknesses of more than 13 m in carbonate reservoirs and / or areas with effective oil-saturated thicknesses of at least 3 m in the oil zone and at least 5 m in the oil-water zone in terrigenous reservoirs are drilled, vertical and / or a directionally directed injection well in the center of each element, the sides of each element are closed with multilateral wells with a horizontal end in the form of semicircles, each of which covers half of the element, with about a bottom ascending branch in the middle of the semicircle, directed to the corner of the element for producing oil reserves in the underfloor part of the reservoir, replacing two horizontal or three vertical and / or directional wells in the element along the sides and corners of the elements, the displacing working reagent is injected through the injection well into the lower part of the productive interval cyclically, determine the optimal injection period at which the maximum pressure recovery in the selection zone and the expression of oil from the matrix (RF patent No. 2439299, cl. E21 B43 / 20, publ. 01/10/2012).
Недостатком данного способа является невысокая нефтеотдача залежи в связи с тем, что 1/4 часть площади пласта остается неохваченной воздействием.The disadvantage of this method is the low oil recovery of the reservoir due to the fact that 1/4 of the reservoir area remains unreached.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение направления трещиноватости коллектора, формирование элементов бурением горизонтальных нагнетательных скважин по квадратной сетке с параллельным расположением стволов и многозабойными добывающими скважинами с закругленными окончаниями стволов, расположенными вокруг ствола каждой горизонтальной скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, при обводнении последних определение интервалов обводнения и изоляцию обводнившихся интервалов. В известном способе многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось a которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,1-0,8, при этом стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта (0,6-0,8)·a каждая, на которых через каждые 50-250 м устанавливают водонабухающие пакеры, а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 0,5 м и не более 2 м от нее, горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси a эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной (0,3-0,6)·a горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водонефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта в профиле на расстоянии не менее 0,2 м и не более 1 м от него. Дополнительно горизонтальные скважины после бурения отрабатывают на нефть до снижения пластового давления до 0,7 от начального, после чего бурят многозабойные добывающие скважины, а горизонтальные переводят под закачку рабочего агента (патент РФ №2513216, кл. Е21 В43/20, Е21 В33/12, опубл. 20.04.2014 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, including determining the direction of fracture of the reservoir, forming elements by drilling horizontal injection wells on a square grid with parallel arrangement of trunks and multilateral wells with rounded ends of the trunks located around the trunk of each horizontal well, injection working agent through injection wells and product selection through production wells with wells, when watering the latter, determination of watering intervals and isolation of waterlogged intervals. In the known method, a multilateral well is made in the form of a semi-ellipse, the major axis a of which is directed at an angle of 30-60 ° to the direction of fracture with a ratio of the minor semiaxis b / 2 to the semimajor axis a / 2 of the ellipse 0.1-0.8, while the trunks are multilateral production wells are performed in the productive part of the formation (0.6-0.8) · a each long, on which water swellable packers are installed every 50-250 m, and the trunks themselves are placed at the top of the productive formation at a distance of at least 0.5 m no more than 2 m from it, horizontal injection well in plan along the major axis a of the ellipse of the multilateral well, perform the length (0.3-0.6) · a of the horizontal part in the reservoir and place them at the water-oil contact or the sole of a purely oil-saturated formation at a distance of at least 0.2 m and no more than 1 m from it. Additionally, horizontal wells are drilled after drilling for oil until the reservoir pressure drops to 0.7 from the initial one, after which multilateral wells are drilled, and horizontal ones are transferred for injection of the working agent (RF patent No. 2513216, class E21 B43 / 20, E21 B33 / 12 , publ. 04/20/2014 - prototype).
Известный способ позволяет добиться повышения нефтеотдачи, однако при наличии нескольких нефтенасыщенных пропластков коэффициент охвата пласта по толщине остается низким, что приводит к невысокому коэффициенту нефтеизвлечения (КИН). Также преимущественное направление трещин не всегда удается установить, т.к. в большинстве случаев направления трещин носят хаотичный характер.The known method allows to increase oil recovery, however, in the presence of several oil-saturated interlayers, the coefficient of coverage of the formation in thickness remains low, which leads to a low oil recovery coefficient (CIN). Also, the predominant direction of cracks is not always possible to establish, because in most cases, the directions of the cracks are chaotic.
В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи.In the proposed invention solves the problem of increasing the coefficients of coverage and oil recovery of the productive reservoir of oil deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяных залежей, включающем бурение вертикальных скважин и формирование пятиточечных элементов с нагнетательными скважинами в углах элементов и добывающих скважин в центре, бурение в пределах каждого элемента двуствольных многозабойных горизонтальных скважин (МЗГС) с закругленными окончаниями стволов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению выбирают залежь с двумя нефтенасыщенными пропластками, все вертикальные скважины бурят со вскрытием обоих пропластков, каждый элемент выполняют длиной грани, равной 4L, с центральной части двух противоположных граней элемента бурят двуствольные добывающие МЗГС, причем стволы проводят в разных направлениях внутрь элемента вдоль окружности радиусом 2L, длину каждого ствола добывающей МЗГС выполняют равной (0,9…1,1)·π·L, из точек, образуемых на пересечении в плане условных линий, проведенных из мест входа в пласт добывающих МЗГС и нагнетательных скважин на противоположных гранях элемента, бурят двуствольных нагнетательные МЗГС, причем стволы проводят в разных направлениях к внутренней части элемента вдоль окружности радиусом L, длину каждого ствола нагнетательной МЗГС выполняют равной (0,3…0,5)·π·L, каждый горизонтальный ствол проводят в разных нефтенасыщенных пропластках, причем параллельные стволы добывающих и нагнетательных МЗГС также проводят в разных нефтенасыщенных пропластках, в центральной части каждого ствола добывающей МЗГС размещают водонабухающий пакер, каждую нагнетательную скважину отрабатывают на нефть не более трех лет.The problem is solved in that in the method of developing oil deposits, including the drilling of vertical wells and the formation of five-point elements with injection wells in the corners of the elements and production wells in the center, drilling within each element of double-barreled multilateral horizontal wells (MZGS) with rounded shaft ends, injection of the working agent through injection wells and product selection through production wells, according to the invention, a reservoir with two oil-saturated layers is selected, all vertically Both wells are drilled with the opening of both layers, each element is made with a face length of 4L, double-barrel producing MZGS are drilled from the central part of two opposite faces of the element, with the trunks being carried out in different directions inside the element along a circle with a radius of 2L, the length of each trunk of the producing MZGS is equal to ( 0.9 ... 1.1) · π · L, from double points formed at the intersection in terms of conditional lines drawn from the entry points into the formation of the producing MZGS and injection wells on opposite sides of the element, double-barreled injection MZGS, moreover, the trunks are carried out in different directions to the inner part of the element along a circle of radius L, the length of each barrel of the injection MZGS is equal to (0.3 ... 0.5) · π · L, each horizontal trunk is carried out in different oil-saturated interlayers, and parallel The trunks of the producing and injection MLHGs are also carried out in different oil-saturated interlayers, a water-swelling packer is placed in the central part of each trunk of the producing MLHG, each injection well has been worked out for oil for no more than three years.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу нефтяной залежи, продуктивный пласт которого состоит из двух пропластков, разделенных неколлетором, существенное влияние оказывает охват залежи воздействием. Пропласток неколлектора неоднороден по толщине, в некоторых участках залежи его толщина может уменьшаться до нуля. В связи с этим верхний и нижний нефтенасыщенные пропластки в некоторой степени оказывают влияние друг на друга. Существующие технические решения не в полной мере позволяют отбирать нефть из пластов подобной залежи с помощью МЗГС. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.The oil recovery of an oil reservoir, the productive layer of which consists of two layers separated by a non-reservoir, is significantly affected by the coverage of the reservoir with an impact. The non-collector interlayer is heterogeneous in thickness; in some parts of the reservoir, its thickness can decrease to zero. In this regard, the upper and lower oil-saturated layers to some extent affect each other. Existing technical solutions do not fully allow the selection of oil from the reservoirs of a similar reservoir using MZGS. In the proposed invention solves the problem of increasing the coefficients of coverage and oil recovery of the productive reservoir of oil deposits. The problem is solved as follows.
На фиг. 1-3 представлены соответственно схема размещения скважин на участке залежи с выделением элементов разработки, схема элемента в плане и профиль добывающих и нагнетательных скважин. Принятые обозначения: 1 - участок нефтяной залежи, 2-5 - вертикальные нагнетательные скважины, 6 - вертикальная добывающая скважина, 7-8 - добывающие МГЗС, 9-10 - нагнетательные МГЗС, L - расстояние между вертикальными нагнетательными скважинами 2-5 (1/4 расстояния грани элемента), 11-14 - условные линии, проведенные из мест входа в пласт добывающих МЗГС 9-10 и нагнетательных вертикальных скважин 2-5 на противоположных гранях элемента, В - верхний нефтенасыщенный пропласток, Н - нижний нефтенасыщенный пропласток.In FIG. 1-3, respectively, the layout of wells in the reservoir area with the allocation of development elements, the layout of the element in the plan and the profile of production and injection wells are presented. Accepted designations: 1 - oil field section, 2-5 - vertical injection wells, 6 - vertical production well, 7-8 - production gas supply tanks, 9-10 - pressure gas supply wells, L - distance between vertical injection wells 2-5 (1 / 4 distances of the face of the element), 11-14 - conventional lines drawn from the places of entry into the reservoir of the producing MZGS 9-10 and injection vertical wells 2-5 on the opposite faces of the element, B is the upper oil-saturated interlayer, N is the lower oil-saturated interlayer.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке нефтяной залежи 1 (фиг. 1), продуктивные коллектора которых состоят из двух пропластков В (верхнего) и Н (нижнего) (фиг. 2), совпадающих в структурном плане бурят по редкой сетке вертикальные скважины по пятиточечной системе разработки. Каждый элемент состоит из четырех нагнетательных скважин в углах элемента и одной добывающей скважины в центре. Все вертикальные скважины бурят со вскрытием обоих пропластков В и Н. Элементы выполняют длиной грани, равной 4L.In the oil reservoir 1 (Fig. 1), the productive reservoirs of which consist of two interlayers B (upper) and H (lower) (Fig. 2), structurally identical, they drill vertical wells along a rare grid using a five-point development system. Each element consists of four injection wells in the corners of the element and one production well in the center. All vertical wells are drilled with the opening of both layers B and N. Elements perform a face length equal to 4L.
Рассмотрим один элемент (фиг. 3). Расстояние между вертикальными нагнетательными скважинами 2-5 составляет 4L. Расстояние между вертикальной добывающей скважиной 6 и нагнетательными скважинами 2-5 составляет 2√2·L.Consider one element (Fig. 3). The distance between the vertical injection wells 2-5 is 4L. The distance between the vertical production well 6 and the injection wells 2-5 is 2√2 · L.
Из центральной части (в плане) двух противоположных граней элемента бурят двуствольные добывающие МЗГС 7 и 8. Стволы МЗГС 7 и 8 проводят в разных направлениях внутрь элемента вдоль окружности радиусом 2L. Длину каждого ствола добывающих МЗГС 7 и 8 выполняют равной (0,9…1,1)·π·L.From the central part (in the plan) of the two opposite faces of the element, double-barreled mining MZGS 7 and 8 are drilled. The length of each barrel of the producing MZGS 7 and 8 is equal to (0.9 ... 1.1) · π · L.
Из точки, образуемой на пересечении в плане условных линий 11 и 12, проведенных из места входа в пласт добывающих МЗГС 7 и 8 и нагнетательных скважин 2 и 5 на противоположных гранях элемента, бурят двуствольную нагнетательную МЗГС 9. Аналогично из точки, образуемой на пересечении в плане условных линий 13 и 14, проведенных из места входа в пласт добывающих МЗГС 7 и 8 и нагнетательных скважин 3 и 4 на противоположных гранях элемента, бурят двуствольную нагнетательную МЗГС 10. Стволы МЗГС 9 и 10 проводят в разных направлениях к внутренней части элемента вдоль окружности радиусом L. Длину каждого ствола нагнетательных МЗГС 9 и 10 выполняют равной (0,3…0,5)·π·L.From the point formed at the intersection in terms of
Согласно исследованиям подобная форма скважин 7-10 в виде полукругов позволяет достигать максимального охвата пласта по площади, а параллельное размещение стволов нагнетательных скважин 9 и 10 относительно стволов добывающих скважин 7 и 8 увеличивает эффективность вытеснения. Если коллектор имеет естественные трещины, то круговое расположение скважин, согласно предлагаемому изобретению, позволяет свести к минимуму влияние трещин, направления которых в большинстве случаев носят хаотичный характер. Направление стволов МЗГС 7-10 внутрь элемента и одинаковая их длина максимально снижает напряжения, которые возникают при изгибе стволов. Тогда как значительные напряжения снижают межремонтный период скважин.According to studies, such a shape of the wells 7-10 in the form of semicircles allows to achieve maximum coverage of the formation by area, and the parallel placement of
Длину стволов добывающих МЗГС 7 и 8 рассчитывают как ¼ длины окружности, вписанной в рассматриваемый элемент размерами 4Lx4L, т.е. ¼·2·π·2L=π·L. Исследования показали, что ±10% от этой длины практически не влияет на охват и нефтеотдачу залежи. При длине ствола менее 0,9·π·L охват снижается, а более 1,1·π·L - не увеличивает нефтеотдачу, при этом повышаются капитальные затраты на бурение. Поэтому каждый ствол скважин 7 и 8 выполняют длиной (0,9…1,1)· π·L.The length of the shafts of the producing
Длину стволов нагнетательных МЗГС 9 и 10 рассчитывают как ¼ длины окружности, вписанной в ¼ часть рассматриваемого элемента (в квадрат размерами 2Lx2L), т.е. ¼·2·π·L=0,5·π·L. Исследования выявили, что при длине ствола более 0,5·π·L увеличивается скорость обводнения продукции добывающих МЗГС, а при менее 0,3·π·L - снижается эффективность вытеснения и соответственно КИН. Поэтому каждый ствол скважин 9 и 10 выполняют длиной (0,3…0,5)· π·L.The length of the
Каждый горизонтальный ствол проводят в разных нефтенасыщенных пропластках В и Н, причем параллельные стволы добывающих 7 и 8 и нагнетательных 9 и 10 МЗГС также проводят в разных нефтенасыщенных пропластках В и Н. Так, для рассматриваемого элемента двум стволам добывающей скважины 7 параллельны левые (в плане) стволы нагнетательных скважин 9 и 10. Для двух стволов добывающей скважины 8 параллельны правые стволы нагнетательных скважин 9 и 10. Таким образом, если один, например, верхний (в плане) ствол скважины 7 проводят по нижнему Н пропластку, то другой нижний ствол скважины 7 проводят по верхнему В пропластку. При этом левый ствол скважины 9 размещают в верхнем В пропластке, а левый ствол скважины 10 - в нижнем Н. Верхний (в плане) ствол скважины 8 проводят по верхнему В пропластку, а нижний - по нижнему Н. Правый ствол скважины 9 размещают в нижнем Н пропластке, а правый ствол скважины 10 - в верхнем В.Each horizontal wellbore is carried out in different oil-saturated interlayers B and H, and parallel wells of producing 7 and 8 and
Исследования показали, что размещение стволов добывающих и нагнетательных скважин в противоположных пропластках позволяет снизить скорость обводнения продукции добывающих скважин и повысить охват пласта по толщине.Studies have shown that the placement of production and injection wells in opposing interlayers can reduce the watering rate of production of production wells and increase the coverage of the formation in thickness.
Аналогично бурят добывающие и нагнетательные МЗГС на остальных элементах (фиг. 1).Mining and injection MZGS are drilled similarly on the remaining elements (Fig. 1).
В центральной части каждого ствола добывающих МЗГС 7 и 8 размещают водонабухающий пакер (например, фирмы ТАМ). Пакер позволяет в случае прорыва воды «отключить» часть ствола добывающей МЗГС.A water-swellable packer (for example, the TAM company) is placed in the central part of each trunk of the producing
Каждую нагнетательную скважину 2-5 и 9-10 отрабатывают на нефть не более трех лет. Время отработки определяют наличием экономически рентабельного дебита нефти. Однако при эксплуатации в добыче более трех лет пластовое давление начинает снижаться. Согласно исследованиям в большинстве коллекторах (преимущественно карбонатных) после снижения пластового давления его очень сложно восстановить заводнением. Поэтому отработку ведут не более трех лет.Each injection well 2-5 and 9-10 is worked out for oil for no more than three years. Mining time is determined by the presence of economically viable oil production. However, when operating in production for more than three years, reservoir pressure begins to decline. According to studies in most reservoirs (mainly carbonate), it is very difficult to restore it by water flooding after lowering the reservoir pressure. Therefore, mining is conducted no more than three years.
В зависимости от геолого-физических характеристик коллектора и стадии разработки возможно также вести циклическое или нестационарное заводнение.Depending on the geological and physical characteristics of the reservoir and the development stage, it is also possible to conduct cyclic or non-stationary flooding.
После бурения скважин 2-10 их обустраивают, проводят при необходимости стимуляции и пускают в работу. Ведут добычу из МЗГС 7, 8 и вертикальной скважины 6 и закачку воды в нагнетательные МЗГС 9, 10 и вертикальные скважины 2-5.After drilling wells 2-10, they are equipped, stimulation is carried out, if necessary, and put into operation. They conduct production from the
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи 1.The development is carried out until the full economically viable development of the
Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежиThe result of the implementation of this method is to increase the coefficients of coverage and oil recovery of the productive reservoir of oil deposits
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.
Пример 1. На участке нефтяной залежи 1 (фиг. 1), продуктивные коллектора которых представлены поровотрещинными карбонатными отложениями и состоят из двух пропластков В (верхнего) и Н (нижнего) (фиг. 2), совпадающих в структурном плане бурят по редкой сетке вертикальные скважины по пятиточечной системе разработки. Предварительными расчетами было определено оптимальное расстояние L=300 м. Каждый элемент состоит из четырех нагнетательных скважин в углах элемента и одной добывающей скважины в центре. Все вертикальные скважины бурят со вскрытием обоих пропластков В и Н. Элементы выполняют длиной грани, равной 4L=4·300=1200 м.Example 1. On the site of oil reservoir 1 (Fig. 1), productive reservoirs of which are represented by pore-crack carbonate deposits and consist of two interlayers B (upper) and H (lower) (Fig. 2), structurally identical, vertical drillings are drilled along a rare grid wells using a five-point development system. Preliminary calculations determined the optimal distance L = 300 m. Each element consists of four injection wells in the corners of the element and one production well in the center. All vertical wells are drilled with the opening of both layers B and N. The elements are performed with a face length of 4L = 4 · 300 = 1200 m.
Коллектор участка залежи 1 залегает на глубине 900 м, эффективная нефтенасыщенная толщина верхнего пропластка В составляет 10 м, нижнего пропластка Н - 8 м. Средняя проницаемость коллектора 85 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 35 мПа·с.The reservoir of
Рассмотрим один элемент (фиг. 3). Расстояние между вертикальными нагнетательными скважинами 2-5 составляет 4L=1200 м. Расстояние между вертикальной добывающей скважиной 6 и нагнетательными скважинами 2-5 составляет 2√2·L=2√2·300=849 м.Consider one element (Fig. 3). The distance between the vertical injection wells 2-5 is 4L = 1200 m. The distance between the
С центральной части двух противоположных граней элемента бурят двуствольные добывающие МЗГС 7 и 8. Стволы МЗГС 7 и 8 проводят в разных направлениях внутрь элемента вдоль окружности радиусом 2L=600 м. Длину каждого ствола добывающих МЗГС 7 и 8 выполняют равной 0,9·π·L=848 м.From the central part of two opposite faces of the element, double-
Из точки, образуемой на пересечении в плане условных линий 11 и 12, проведенных из места входа в пласт добывающих МЗГС 7 и 8 и нагнетательных скважин 2 и 5 на противоположных гранях элемента, бурят двуствольную нагнетательную МЗГС 9. Аналогично из точки, образуемой на пересечении в плане условных линий 13 и 14, проведенных из места входа в пласт добывающих МЗГС 7 и 8 и нагнетательных скважин 3 и 4 на противоположных гранях элемента, бурят двуствольную нагнетательную МЗГС 10. Стволы МЗГС 9 и 10 проводят в разных направлениях к внутренней части элемента вдоль окружности радиусом L=300 м. Длину каждого ствола нагнетательных МЗГС 9 и 10 выполняют равной 0,5·π·L=471 м.From the point formed at the intersection in terms of
Верхний (в плане) ствол скважины 7 проводят по нижнему Н пропластку, нижний ствол скважины 7 проводят по верхнему В пропластку. При этом левый ствол скважины 9 размещают в верхнем В пропластке, а левый ствол скважины 10 - в нижнем Н. Верхний ствол скважины 8 проводят по верхнему В пропластку, а нижний - по нижнему Н. Правый ствол скважины 9 размещают в нижнем Н пропластке, а правый ствол скважины 10 - в верхнем В.The upper (in plan)
Аналогично бурят добывающие и нагнетательные МЗГС на остальных элементах (фиг. 1).Mining and injection MZGS are drilled similarly on the remaining elements (Fig. 1).
В центральной части каждого ствола добывающих МЗГС 7 и 8 размещают один водонабухающий пакер фирмы ТАМ.In the central part of each trunk of the producing
После бурения скважин 2-10 их обустраивают и пускают в работу. Каждую нагнетательную скважину 2-5 и 9-10 отрабатывают на нефть три года. Ведут добычу из МЗГС 7, 8 и вертикальной скважины 6 и закачку воды в нагнетательные МЗГС 9, 10 и вертикальные скважины 2-5.After drilling wells 2-10, they are equipped and put into operation. Each injection well 2-5 and 9-10 is worked out for oil for three years. They conduct production from the
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Коллектор представлен терригенными отложениями. В связи с иными коллекторскими свойствами определяют, что оптимальное расстояние L=200 м. Длину каждого ствола добывающих МЗГС 7 и 8 выполняют равной 1,1·π·L=1,1·3,14·200=691 м. Длину каждого ствола нагнетательных МЗГС 9 и 10 выполняют равной 0,3·3,14·200=188 м. Каждую нагнетательную скважину 2-5 и 9-10 отрабатывают на нефть один год. Ведут циклическое заводнение: в нагнетательные скважины 2-5 и 9-10 закачивают воду с периодом 14 дней закачка и 14 дней простой.Example 2. Perform, as example 1. The reservoir is represented by terrigenous deposits. In connection with other reservoir properties, it is determined that the optimal distance is L = 200 m. The length of each trunk of the producing
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи 1.The development is carried out until the full economically viable development of the
В результате разработки одного элемента, состоящего из одной вертикальной нагнетательной скважины (четыре ¼ части скважин 2-5 в углах элемента), одной вертикальной добывающей 6, двух нагнетательных МЗГС 9, 10 и двух добывающих МЗГС 7, 8, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто 489 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,783, КИН - 0,420. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 432 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,693, КИН - 0,371. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,049.As a result of the development of one element, consisting of one vertical injection well (four ¼ parts of wells 2-5 in the corners of the element), one
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.Thus, the proposed method provides an increase in oil recovery site deposits.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи.Application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the coverage and oil recovery coefficients of a productive reservoir of an oil reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014134431/03A RU2569520C1 (en) | 2014-08-25 | 2014-08-25 | Method of development of oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014134431/03A RU2569520C1 (en) | 2014-08-25 | 2014-08-25 | Method of development of oil deposits |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2569520C1 true RU2569520C1 (en) | 2015-11-27 |
Family
ID=54753515
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014134431/03A RU2569520C1 (en) | 2014-08-25 | 2014-08-25 | Method of development of oil deposits |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2569520C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110485988A (en) * | 2019-08-19 | 2019-11-22 | 中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司 | A kind of low permeability reservoir simulation grid refinement method and device |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4445574A (en) * | 1980-03-24 | 1984-05-01 | Geo Vann, Inc. | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation |
US4682652A (en) * | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
RU2278250C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-06-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет)" | Oil field development |
RU2330156C1 (en) * | 2006-10-24 | 2008-07-27 | Эрнест Сумбатович Закиров | Method of development of oil field by multibranch wells |
RU2343276C1 (en) * | 2007-02-28 | 2009-01-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of development of high viscous oil deposit |
RU2439299C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
RU2455471C1 (en) * | 2011-01-19 | 2012-07-10 | Владимир Анатольевич Иванов | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development |
RU2513216C1 (en) * | 2013-04-16 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
-
2014
- 2014-08-25 RU RU2014134431/03A patent/RU2569520C1/en active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4445574A (en) * | 1980-03-24 | 1984-05-01 | Geo Vann, Inc. | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation |
US4682652A (en) * | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
RU2278250C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-06-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет)" | Oil field development |
RU2330156C1 (en) * | 2006-10-24 | 2008-07-27 | Эрнест Сумбатович Закиров | Method of development of oil field by multibranch wells |
RU2343276C1 (en) * | 2007-02-28 | 2009-01-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of development of high viscous oil deposit |
RU2439299C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
RU2455471C1 (en) * | 2011-01-19 | 2012-07-10 | Владимир Анатольевич Иванов | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development |
RU2513216C1 (en) * | 2013-04-16 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110485988A (en) * | 2019-08-19 | 2019-11-22 | 中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司 | A kind of low permeability reservoir simulation grid refinement method and device |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
RU2678337C1 (en) | Multi-layer deposits with hard-to-recover oil reserves development method by the compacting grid method | |
RU2364717C1 (en) | Development method of heterogenous oil-bearing formation | |
RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
RU2660683C1 (en) | Method of developing low-permeability oil fields based on the use of horizontal wells with longitudinal fractures of hydraulic fracturing | |
RU2387815C1 (en) | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs | |
RU2587661C1 (en) | Method for development of explored oil deposit | |
RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
US10017995B2 (en) | Penetrating a subterranean formation | |
RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
RU2513216C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
RU2569520C1 (en) | Method of development of oil deposits | |
RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
US20170058646A1 (en) | Deepwater extended reach hardrock completions | |
RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
RU2536523C1 (en) | Development of multi-zone gas field | |
RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
RU2731973C1 (en) | Development method of oil deposits by radial well netting | |
RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit |