EA036665B1 - Method for development of an isolated lithologically or tectonically screened heterogeneous oil-saturated reservoir - Google Patents
Method for development of an isolated lithologically or tectonically screened heterogeneous oil-saturated reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- EA036665B1 EA036665B1 EA201700009A EA201700009A EA036665B1 EA 036665 B1 EA036665 B1 EA 036665B1 EA 201700009 A EA201700009 A EA 201700009A EA 201700009 A EA201700009 A EA 201700009A EA 036665 B1 EA036665 B1 EA 036665B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- reservoir
- oil
- sidetrack
- vertical well
- vertical
- Prior art date
Links
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 34
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 51
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims description 41
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 30
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 24
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 23
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 11
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 25
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 13
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки неоднородных по геолого-физическим свойствам изолированных литологически или тектонически экранированных нефтенасыщенных залежей (линз), вскрытых одиночной скважиной.SUBSTANCE: invention relates to the field of development of isolated lithologically or tectonically shielded oil-saturated deposits (lenses), which are not homogeneous in terms of geological and physical properties, opened by a single well.
Известен способ разработки мелких отдельных нефтяных линз [1], включающий вскрытие линзы одиночной скважиной, чередование отбора пластовой жидкости из верхней части линзы до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного и закачку вытесняющего агента с повышением пластового давления. Закачку вытесняющего агента ведут при давлении, не превышающем давления разрыва пород, определяемого по геолого-физическим параметрам линзы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной, а отбор жидкости осуществляют до падения дебита нефти на 20-60% от первоначального, причем периоды закачки на начальном этапе ведут через равные промежутки времени, пока пластовое давление не достигнет первоначального, а периоды отбора на начальном этапе осуществляют также через равные промежутки времени, пока пластовое давление не снизится до 80-90% от давления насыщения, причем начальный этап разработки считается завершенным при снижении первоначального дебита нефти во втором и последующих циклах отбора до 30-60% от первоначального дебита нефти в первом цикле.There is a known method of developing small separate oil lenses [1], including opening the lens with a single well, alternating the selection of formation fluid from the upper part of the lens until the formation pressure drops to the level of oil saturation pressure with gas or a drop in oil flow rate to the most cost-effective and injection of a displacing agent with an increase in reservoir pressure ... The displacing agent is injected at a pressure not exceeding the fracture pressure of the rocks, determined by the geological and physical parameters of the lens, until the injectivity decreases to 50% of the initial, and the fluid is withdrawn until the oil flow rate drops by 20-60% of the initial, and the injection periods are the initial stage is carried out at regular intervals until the formation pressure reaches the initial one, and the periods of withdrawal at the initial stage are also carried out at regular intervals until the formation pressure drops to 80-90% of the bubble point pressure, and the initial stage of development is considered complete when the the initial oil production rate in the second and subsequent withdrawal cycles up to 30-60% of the initial oil production rate in the first cycle.
Недостатком данного способа разработки неоднородной изолированной линзы является низкий охват ее выработкой, так как в разработку будут включены, в основном, наиболее проницаемые разности пород. Кроме того, выработкой будет охвачена только прискважинная область пласта, что не позволит получить высокий коэффициент нефтеотдачи.The disadvantage of this method of developing a non-uniform isolated lens is the low coverage of its development, since the development will include, in general, the most permeable varieties of rocks. In addition, the development will cover only the near-wellbore region of the formation, which will not allow obtaining a high oil recovery factor.
Известен способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной [2], который включает чередование отбора пластовой жидкости до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного и закачку воды с повышением пластового давления, при этом анализируют профиль линзы, определяют границы и участки с пониженным и повышенным расположением залежи, через вертикальную скважину в продуктивный пласт в направлении пониженного или повышенного участка бурят не менее одного горизонтального ствола, закачку воды производят периодически в пониженный участок линзы, а отбор пластовой жидкости ведут периодически из повышенного участка линзы.There is a known method for the development of a lithologically screened oil-saturated lens by one well [2], which includes the alternation of the formation fluid withdrawal until the formation pressure drops to the level of oil saturation pressure with gas or a drop in oil production rate to the most cost-effective and water injection with an increase in the formation pressure, while analyzing the lens profile, determine the boundaries and areas with a lowered and increased location of the reservoir, through a vertical well into the productive formation in the direction of a lowered or increased area, at least one horizontal wellbore is drilled, water is injected periodically into a lowered lens section, and formation fluid is sampled periodically from an increased lens section.
Недостатком данного способа является низкий охват неоднородного пласта вытеснением, так как горизонтальный ствол, как правило, проводят в пределах одного интервала пласта. А при наличии между интервалами пород-коллекторов линзы слабопроницаемых пропластков выработкой будет охвачен только тот интервал, в пределах которого выполнен горизонтальный ствол. Способ не позволит достичь высокого коэффициента извлечения нефти.The disadvantage of this method is the low coverage of a heterogeneous formation by displacement, since a horizontal wellbore, as a rule, is carried out within one formation interval. And if there are low-permeability interlayers between the intervals of reservoir rocks, the development will cover only the interval within which the horizontal wellbore is made. The method will not allow achieving a high oil recovery factor.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы [3], вскрытой одиночной вертикальной скважиной, расположенной в центральной или краевой зоне линзы, включающий определение границ и анализ профиля линзы, бурение не менее одного бокового ствола через вертикальную скважину с входом в нефтенасыщенный пласт линзы на расстоянии не менее 50 м от вертикального ствола в зону с наибольшими извлекаемыми запасами и вскрытие верхней части нефтенасыщенного пласта линзы, перфорацию в вертикальной скважине в интервале подошвенной части нефтенасыщенного пласта линзы, установку пакера выше зоны перфорации, закачку рабочего агента через вертикальную скважину и отбор продукции скважины через боковой ствол, при этом закачку рабочего агента производят в циклическом режиме с ее приостановкой.The closest in technical essence to the claimed invention is a method of developing an isolated lithologically shielded oil-saturated lens [3], opened by a single vertical well located in the central or edge zone of the lens, including determining the boundaries and analyzing the lens profile, drilling at least one sidetrack through a vertical well with the entrance to the oil-saturated layer of the lens at a distance of at least 50 m from the vertical wellbore into the zone with the highest recoverable reserves and the opening of the upper part of the oil-saturated layer of the lens, perforation in a vertical well in the interval of the bottom part of the oil-saturated layer of the lens, installation of a packer above the perforation zone, injection of the working agent through a vertical well and selection of well products through a sidetrack, while the injection of the working agent is performed in a cyclic mode with its suspension.
Недостатком данного способа является то, что он предполагает разработку линз с толщиной нефтенасыщенной части пласта менее 2 м и не позволяет обеспечить высокие коэффициенты извлечения нефти из линз, представленных весьма неоднородным пластом, содержащим несколько пропластков, разделенных непроницаемыми или слабопроницаемыми породами.The disadvantage of this method is that it involves the development of lenses with a thickness of the oil-saturated part of the formation less than 2 m and does not allow for high oil recovery rates from the lenses, represented by a very heterogeneous formation containing several layers separated by impermeable or low-permeable rocks.
Задачей изобретения является повышение эффективности разработки изолированной литологически или тектонически экранированной нефтенасыщенной залежи (линзы), представленной несколькими нефтенасыщенными пропластками, увеличение коэффициента охвата линзы выработкой, обеспечение максимальных коэффициента извлечения нефти и накопленной добычи нефти.The objective of the invention is to improve the development efficiency of an isolated lithologically or tectonically screened oil-saturated reservoir (lens), represented by several oil-saturated interlayers, to increase the coverage factor of the lens by development, to ensure maximum oil recovery and cumulative oil production.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе разработки изолированной литологически или тектонически экранированной неоднородной нефтенасыщенной залежи, включающей несколько пропластков пород-коллекторов, центральную или краевую зону залежи вскрывают одиночной вертикальной скважиной, определяют зоны выклинивания или тектонического экранирования залежи, осуществляют анализ профиля залежи и выполняют расчет запасов нефти в ней, бурят по меньшей мере один боковой ствол через вертикальную скважину с входом в нефтенасыщенную залежь на расстоянии не менее 50 м от вертикальной скважины в зону с наибольшими извлекаемыми запасами, вскрывают верхний пропласток пород-коллекторов и достраивают боковой ствол субвертикальным окончанием, которым вскрывают пропластки пород-коллекторов, с зенитным углом 5-20°, перфорируют ствол вертикальной скважины и субвертикальное окончание бокового ствола в каждом из пропластков пород-коллекторов и создают в каждом пропластке не менее чем на одном уровне системы глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации, тем самым формируя в каждом пропластке по меньшей мере одну ориентирован- 1 036665 ную по дирекционному углу систему охвата залежи выработкой, включающую систему вытеснения и систему сбора пластового флюида, в вертикальную скважину на лифтовых трубах выше зоны перфорации устанавливают по меньшей мере один пакер, закачивают рабочий агент в системы глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации системы вытеснения пластового флюида и отбирают пластовый флюид системами радиальных каналов фильтрации системы сбора пластового флюида с дальнейшим подъемом пластового флюида на устье скважины.The problem is solved due to the fact that in the method of developing an isolated lithologically or tectonically screened heterogeneous oil-saturated reservoir, including several interlayers of reservoir rocks, the central or marginal zone of the reservoir is opened with a single vertical well, zones of pinch-out or tectonic screening of the reservoir are determined, and the profile of the reservoir is analyzed calculate the oil reserves in it, drill at least one sidetrack through a vertical well with an entrance to the oil-saturated reservoir at a distance of at least 50 m from the vertical well into the zone with the highest recoverable reserves, open the upper interlayer of reservoir rocks and complete the sidetrack with a sub-vertical end , with which the interlayers of reservoir rocks are opened, with a zenith angle of 5-20 °, the vertical wellbore and the sub-vertical end of the sidetrack are perforated in each of the interlayers of the reservoir rocks and created in each interlayer at at least one level e systems of deeply penetrating radial filtration channels, thereby forming in each interlayer at least one oriented along the directional angle, the formation coverage system, including a displacement system and a reservoir fluid collection system, is installed in a vertical well on lift pipes above the perforation zone along at least one packer, a working agent is pumped into the systems of deep-penetrating radial filtration channels of the formation fluid displacement system and the formation fluid is withdrawn by the radial filtration systems of the formation fluid collection system with further rise of the formation fluid at the wellhead.
Кроме этого, при горизонтальном расположении пропластков пород-коллекторов и расположении вертикальной скважины в центральной зоне могут бурить по меньшей мере два боковых ствола в зоны выклинивания или тектонического экранирования залежи, при этом закачку рабочего агента будут осуществлять по вертикальной скважине, а отбор пластового флюида - по боковым стволам.In addition, with the horizontal arrangement of reservoir rock layers and the location of a vertical well in the central zone, at least two sidetracks can be drilled into zones of pinching out or tectonic screening of the reservoir, while the working agent will be injected along the vertical well, and the formation fluid will be extracted along side trunks.
Помимо этого, при наклонном расположении пропластков пород-коллекторов и расположении вертикальной скважины в центральной зоне могут осуществлять разработку залежи путем первоначального бурения бокового ствола с субвертикальным окончанием в пониженную часть залежи, при этом в вертикальную скважину спускают лифтовые трубы, оснащенные одним пакером, через боковой ствол осуществляют закачку рабочего агента, а отбор пластового флюида осуществляют через вертикальную скважину, после обводнения добываемой продукции добычу останавливают, извлекают лифтовые трубы и бурят боковой ствол в повышенную часть залежи, в вертикальную скважину спускают лифтовые трубы, оснащенные двумя пакерами, фильтром между пакерами и штуцерной камерой внизу лифтовых труб, при этом пакеры устанавливают так, чтобы верхний пакер находился выше входа в боковой ствол, а нижний - ниже входа в боковой ствол, пробуренный в пониженную часть залежи, после чего осуществляют закачку в залежь рабочего агента через боковой ствол, пробуренный в пониженную часть залежи, и вертикальную скважину, а отбор пластового флюида осуществляют из бокового ствола, пробуренного в повышенную часть залежи. При этом для выравнивания фронта вытеснения и увеличения охвата пласта вытеснением в голове вытесняющего агента через боковой ствол, пробуренный в пониженную часть залежи, при перекрытой заглушкой штуцерной камере могут нагнетать порцию потокоотклоняющей композиции в объеме не менее 0,5 объема пор пласта, а затем воды в объеме не менее 0,5 объема пор пласта между боковым стволом, пробуренным в пониженную часть залежи, и вертикальной скважиной, извлекают из штуцерной камеры заглушку и устанавливают штуцер, посредством которого распределяют объемы закачиваемого в залежь рабочего агента между боковым стволом, пробуренным в пониженную часть залежи, и вертикальной скважиной в пропорциях, определяемых путем гидродинамического моделирования и обеспечивающих максимальный коэффициент извлечения нефти.In addition, with the inclined arrangement of reservoir rock layers and the location of a vertical well in the central zone, the reservoir can be developed by first drilling a sidetrack with a sub-vertical end into the lower part of the reservoir, while tubing equipped with one packer is lowered into the vertical well through the sidetrack the working agent is injected, and the formation fluid is withdrawn through a vertical well, after watering of the produced product, production is stopped, the lift pipes are removed and a sidetrack is drilled into the increased part of the reservoir, the lift pipes equipped with two packers, a filter between the packers and a choke chamber are lowered into the vertical well at the bottom of the lift pipes, while the packers are installed so that the upper packer is above the entrance to the sidetrack, and the lower packer is below the entrance to the sidetrack, drilled into the lower part of the reservoir, after which the working agent is injected into the reservoir through the sidetrack, drilled into the lower part of the reservoir, and a vertical well, and the formation fluid is withdrawn from the sidetrack drilled into the increased part of the reservoir. At the same time, in order to level the displacement front and increase the sweep of the formation by displacing the displacing agent in the head through the sidetrack drilled into the lower part of the reservoir, with the choke chamber closed with a plug, a portion of the flow diverting composition in a volume of at least 0.5 of the pore volume of the formation can be injected, and then water volume of at least 0.5 pore volume of the formation between the sidetrack drilled into the lowered part of the reservoir and the vertical well, remove the plug from the choke chamber and install the choke, by means of which the volumes of the working agent injected into the deposit are distributed between the sidetrack drilled into the lowered part of the deposit , and a vertical well in proportions determined by hydrodynamic modeling and providing the maximum oil recovery factor.
При наклонном расположении нефтенасыщенной залежи и расположении вертикальной скважины в центральной зоне могут осуществлять разработку залежи путем выполнения последовательного бурения двух боковых стволов в пониженную и повышенную части залежи, при этом в вертикальную скважины спускают лифтовые трубы, оснащенные двумя пакеров, фильтром между пакерами, обратным клапаном внизу лифтовых труб и перепускным патрубком, обеспечивающим связь между подпакерным пространством скважины, отсекаемым нижним пакером, и надпакерным пространством, образованным в затрубном пространстве над верхним пакером, при этом нагнетание рабочего агента ведут через боковой ствол, пробуренный в пониженную часть залежи, а отбор пластового флюида - через вертикальную скважину и боковой ствол, пробуренный в повышенную часть залежи.With an inclined arrangement of an oil-saturated reservoir and a vertical well in the central zone, the reservoir can be developed by performing sequential drilling of two sidetracks in the lower and higher parts of the reservoir, while the vertical wells are lowered with lift pipes equipped with two packers, a filter between the packers, a check valve at the bottom lift pipes and a bypass pipe, providing a connection between the under-packer space of the well, cut off by the lower packer, and the above-packer space formed in the annulus above the upper packer, while the working agent is injected through the sidetrack drilled into the lowered part of the reservoir, and the formation fluid is withdrawn through a vertical well and a sidetrack drilled into an elevated part of the reservoir.
Способ разработки нефтенасыщенной залежи поясняется следующими фигурами:The method of developing an oil-saturated reservoir is illustrated by the following figures:
на фиг. 1 изображена схема разработки месторождения А;in fig. 1 shows a diagram of the development of field A;
на фиг. 2 - схема на фиг. 1, вид в плане;in fig. 2 is a diagram in FIG. 1, plan view;
на фиг. 3 - схема разработки месторождения В;in fig. 3 is a diagram of the development of field B;
на фиг. 4 - схема на фиг. 3, вид в плане;in fig. 4 is a diagram in FIG. 3, plan view;
на фиг. 5 - схема разработки месторождения С;in fig. 5 is a diagram of the development of field C;
на фиг. 6 - схема на фиг. 5, вид в плане;in fig. 6 is a diagram in FIG. 5, plan view;
на фиг. 7 - схема разработки месторождения С на первом этапе разработки;in fig. 7 is a diagram of the development of field C at the first stage of development;
на фиг. 8 - схема разработки месторождения С на втором этапе разработки;in fig. 8 is a diagram of the development of field C at the second stage of development;
на фиг. 9 - схема разработки месторождения С в случае отбора нефти через вертикальную скважину и один из боковых стволов;in fig. 9 is a diagram of the development of field C in the case of oil withdrawal through a vertical well and one of the sidetracks;
на фиг. 10 - схема разработки месторождения D;in fig. 10 is a diagram of the development of field D;
на фиг. 11 - схема на фиг. 10, вид в плане;in fig. 11 is a diagram in FIG. 10, plan view;
на фиг. 12 - схема разработки месторождения Е;in fig. 12 is a diagram of the development of field E;
на фиг. 13 - схема на фиг. 12, вид в плане;in fig. 13 is a diagram in FIG. 12, plan view;
на фиг. 14 - таблица.in fig. 14 - table.
Способ разработки изолированной литологически или тектонически экранированной неоднородной нефтенасыщенной залежи заключается в следующем.The method of developing an isolated lithologically or tectonically screened heterogeneous oil-saturated reservoir is as follows.
Одиночной вертикальной скважиной вскрывают многопластовую нефтенасыщенную изолированную литологически или тектонически экранированную залежь (линзу). Выполняют геологогеофизические исследования вертикальной скважины и определяют неоднородный характер продуктивного пласта, в пределах залежи представленный пропластками пород-коллекторов, разделенных слабоA single vertical well opens a multi-layer oil-saturated isolated lithologically or tectonically screened reservoir (lens). Geological and geophysical studies of a vertical well are carried out and the heterogeneous nature of the productive formation is determined, within the reservoir represented by interlayers of reservoir rocks, weakly separated
- 2 036665 проницаемыми глинистыми породами. Выполняют анализ материалов геолого-геофизических исследований скважины и сейсмики 3D, строят геологическую модель залежи, определяют зоны выклинивания или тектонического экранирования залежи и границы залежи и осуществляют анализ профиля залежи, строят геологические профили залежи, выполняют расчет геологических запасов. Эти построения позволяют определить положение вертикальной скважины относительно границ залежи, зону с наибольшими извлекаемыми запасами и наметить точку для вскрытия линзы одним или большим количеством боковых стволов для последующего достижения при разработке залежи максимального коэффициента извлечения нефти (КИН). Через вертикальную скважину в нефтенасыщенную залежь на расстоянии не менее 50 м от вертикальной скважины бурят в зону с наибольшими извлекаемыми запасами нефти по меньшей мере один боковой ствол и вскрывают им верхний пропласток пород-коллекторов. Достаивают боковой субвертикальным окончанием, которым вскрывают пропластки пород-коллекторов с зенитным углом 5-20°. Перфорируют ствол вертикальной скважины и субвертикальное окончание бокового ствола в каждом из пропластков пород-коллекторов, и создают в каждом пропластке не менее чем на одном уровне системы глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации, тем самым формируя в каждом пропластке по меньшей мере одну ориентированную по дирекционному углу систему охвата залежи выработкой, включающую систему вытеснения и систему сбора пластового флюида по направлениям, позволяющим обеспечить максимальный охват залежи выработкой. В вертикальную скважину на лифтовых трубах выше зоны перфорации устанавливают, по меньшей мер, один пакер. Закачивают рабочий агент (воду) либо в вертикальную скважину, либо в боковой(ые) ствол(ы), либо в вертикальную скважину и один из боковых стволов и отбирают пластовый флюид (нефть) через боковой(ые) ствол(ы) или через боковой ствол и вертикальную скважину, в зависимости от пространственной ориентации залегания залежи (линзы) и выбранной системы ее разработки. Таким образом, в пределах нефтенасыщенной залежи (линзы) формируется система ее разработки, включающая систему вытеснения и систему сбора пластового флюида.- 2,036,665 permeable clay rocks. They analyze the materials of geological and geophysical studies of the well and 3D seismic, build a geological model of the reservoir, determine the zones of pinch-out or tectonic screening of the reservoir and the boundaries of the reservoir and analyze the profile of the reservoir, build geological profiles of the reservoir, and calculate the geological reserves. These constructions make it possible to determine the position of the vertical well relative to the boundaries of the reservoir, the zone with the highest recoverable reserves and to outline the point for opening the lens with one or more sidetracks for the subsequent achievement of the maximum oil recovery factor (ORF) during the development of the reservoir. Through a vertical well into an oil-saturated reservoir at a distance of at least 50 m from the vertical well, at least one sidetrack is drilled into the zone with the highest recoverable oil reserves and the upper interlayer of reservoir rocks is opened with it. It is pulled out with a lateral sub-vertical end, which is used to open the interlayers of reservoir rocks with a zenith angle of 5-20 °. The vertical wellbore and the sub-vertical end of the sidetrack are perforated in each of the reservoir rock layers, and a system of deep-penetrating radial filtration channels is created in each layer at at least one level, thereby forming at least one sweep system oriented along the directional angle in each layer deposits by development, including a displacement system and a system for collecting formation fluid in directions, allowing to ensure maximum coverage of the deposit by working. At least one packer is installed in the vertical well on the tubing above the perforation zone. A working agent (water) is pumped either into a vertical well, or into a sidetrack (s), or into a vertical well and one of the sidetracks, and formation fluid (oil) is withdrawn through the sidetrack (s) or through the sidetrack borehole and vertical well, depending on the spatial orientation of the reservoir (lens) and the selected system of its development. Thus, within the oil-saturated reservoir (lens), a system for its development is formed, which includes a displacement system and a reservoir fluid collection system.
Рассмотрим на примерах варианты разработки неоднородных изолированных залежей (линз) с применением заявляемого способа.Let us consider by examples the options for the development of heterogeneous isolated deposits (lenses) using the proposed method.
Пример 1.Example 1.
На месторождении А одиночной вертикальной скважиной 1 вскрывают горизонтально залегающую неоднородную нефтенасыщенную залежь (линзу) 2 (фиг. 1, 2). По результатам исследований устанавливают, что вертикальная скважина 1 расположена ближе к центральной части залежи 2 и ею вскрыта нефтенасыщенная залежь (линза) 2, включающая четыре нефтенасыщенных интервала (пропластка породколлекторов) 4, разобщенных слабопроницаемыми глинистыми перемычками 5. Посчитали, что геологические запасы нефти составляют 320 тыс. тонн. Для разработки данной залежи 2 из вертикальной скважины 1 бурят в зоны, близкие к выклиниванию пропластков-коллекторов 4, но с максимальными эффективными нефтенасыщенными толщинами, на расстоянии более 50 м от скважины 1, два боковых ствола 6, 7, выполняют геофизические исследования (ГИС), определяют геолого-физические свойства залежи в точке вскрытия залежи 2 каждым из боковых стволов 6 и 7. Достаивают боковые стволы 6, 7 ниже точек вскрытия верхнего нефтенасыщенного пропластка залежи субвертикальными окончаниями 8 и 9 соответственно (фиг. 1, 2), которыми вскрывают нефтенасыщенные пропластки пород-коллекторов 4. Перфорируют ствол вертикальной скважины 1 и субвертикальные окончания 8, 9 боковых стволов 6, 7 соответственно в зонах пропластков 4 и создают не менее одной системы глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 10, 11 и 12 соответственно (фиг. 1, 2) по направлениям и с протяженностью их, позволяющими обеспечить максимальный охват залежи 2 выработкой и КИН (фиг. 2). Каналами фильтрации 10, 11, 12 залежь 2 охвачена от вертикального ствола скважины 1 и субвертикальных окончаний 8, 9 до зоны 3 выклинивания пропластков пород-коллекторов 4. В вертикальную скважину 1 на лифтовых трубах 13 выше зоны перфорации 14 пропластков 4 устанавливают пакер 15. В лифтовые трубы 13 закачивают рабочий агент (воду). Вода из скважины 1 через систему глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 10 (фиг. 2, 3) поступает вглубь пропластков пород-коллекторов 4 до границы выклинивания 3 залежи (линзы) 2 и начинает вытеснять нефть к системам глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 11, 12, выполненных из субвертикальных окончаний 8, 9. Таким образом, создается фронт вытеснения нефти в каждом из вскрытых интервалов пород-коллекторов 4 со стороны зоны расположения вертикального ствола скважины 1, через который ведется закачка воды. В зонах расположения субвертикальных окончаний 8, 9 боковых стволов 6, 7 соответственно нефть начинает поступать в созданные глубокопроникающие радиальные каналы фильтрации 11 и 12 в пределах от точек вскрытия 16, 17 пропластков пород-коллекторов 4 каждым из боковых стволов 6 и 7 до зоны выклинивания 3 пропластков 4. Вытесняемая нефть движется к субвертикальным окончаниям 8, 9 и боковым стволам 6 и 7, далее по затрубному пространству 18 между лифтовыми трубами 13 и стенкой скважины 1 поднимается на поверхность в систему сбора пластового флюида (на фигурах не показана).In field A, a single vertical well 1 is used to open a horizontally lying heterogeneous oil-saturated reservoir (lens) 2 (Figs. 1, 2). According to the research results, it is established that vertical well 1 is located closer to the central part of reservoir 2 and it has penetrated an oil-saturated reservoir (lens) 2, including four oil-saturated intervals (interlayer of reservoir rocks) 4, separated by low-permeable clay bridges 5. It was considered that the geological reserves are oil 320 thousand tons. To develop this reservoir 2, from vertical well 1, they are drilled into zones close to pinching out of reservoir layers 4, but with maximum effective oil-saturated thicknesses, at a distance of more than 50 m from well 1, two sidetracks 6, 7, geophysical surveys (GIS) are performed , determine the geological and physical properties of the reservoir at the point of opening of the reservoir 2 by each of the sidetracks 6 and 7. The sidetracks 6, 7 are brought out below the opening points of the upper oil-saturated layer of the reservoir by the sub-vertical ends 8 and 9, respectively (Figs. 1, 2), with which the oil-saturated interlayers of reservoir rocks 4. Perforate the bore of a vertical well 1 and sub-vertical ends 8, 9 of sidetracks 6, 7, respectively, in the zones of interlayers 4 and create at least one system of deep-penetrating radial filtration channels 10, 11 and 12, respectively (Figs. 1, 2) along the directions and with their length, allowing to ensure the maximum coverage of deposit 2 by development and oil recovery factor (Fig. 2). Filtration channels 10, 11, 12 cover reservoir 2 from the vertical bore of well 1 and sub-vertical ends 8, 9 to zone 3 of pinch-out of interlayers of reservoir rocks 4. A packer 15 is installed in vertical well 1 on tubing 13 above the perforation zone 14 of interlayers 4. lift pipes 13 pump a working agent (water). Water from well 1 through a system of deeply penetrating radial filtration channels 10 (Fig. 2, 3) enters deep into the interlayers of reservoir rocks 4 to the wedge-out boundary 3 of the reservoir (lens) 2 and begins to displace oil to the systems of deeply penetrating radial filtration channels 11, 12, made of sub-vertical ends 8, 9. Thus, an oil displacement front is created in each of the opened intervals of reservoir rocks 4 from the side of the vertical wellbore location zone 1, through which water is injected. In the zones of the location of the sub-vertical ends 8, 9 of the sidetracks 6, 7, respectively, oil begins to flow into the created deep-penetrating radial filtration channels 11 and 12 within the range from the opening points 16, 17 of the reservoir rock layers 4 by each of the sidetracks 6 and 7 to the pinch-out zone 3 interlayers 4. The displaced oil moves to the sub-vertical ends 8, 9 and sidetracks 6 and 7, then along the annular space 18 between the lift pipes 13 and the wall of the well 1 rises to the surface into the formation fluid collection system (not shown in the figures).
Пример 2.Example 2.
На месторождении В одиночной вертикальной скважиной 1 вскрывают зону, близкую к границе выклинивания 3 горизонтально залегающей нефтенасыщенной неоднородной залежи (линзы) 2 (фиг. 3, 4). По результатам исследований определяют геологические запасы нефти, которые составляют 270 тыс. тонн, а также то, что они сосредоточены в четырех пропластках пород-коллекторов 4, разобщенных слаIn field B, a single vertical well 1 penetrates a zone close to the wedge-out boundary 3 of a horizontally lying oil-saturated heterogeneous reservoir (lens) 2 (Figs. 3, 4). Based on the research results, geological oil reserves are determined, which amount to 270 thousand tons, as well as the fact that they are concentrated in four layers of reservoir rocks 4, separated by weak
- 3 036665 бопроницаемыми глинистыми перемычками 5, а зона с наибольшими запасами расположена у зоны выклинивания (или тектонического экранирования) залежи (у противоположной границы залежи). При этом зона выклинивания залежи 2 располагается на расстоянии более 50 м от вертикальной скважины 1. Для разработки данной залежи из вертикальной скважины 1 к зоне выклинивания 3 и в то же время с максимальными нефтенасыщенными толщинами (запасами), бурят боковой ствол 6 к зоне вскрытия 16 верхнего пропластка пород-коллекторов, а далее строят субвертикальное окончание 8 (фиг. 3, 4), которым вскрывают многопластовую залежь 2. Перфорируют ствол вертикальной скважины 1 и субвертикальное окончание 8 бокового ствола 6 в каждом из нефтенасыщенных пропластков пород-коллекторов 4 и создают системы глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 10 и 11 соответственно (фиг. 3, 4). Системы глубокопроникающих каналов фильтрации 10 и 11 и их протяженность выполняют таким образом, чтобы обеспечить максимальный охват залежи 2 вытеснением и выработкой и получить предельно возможный КИН. В вертикальную скважину 1 на лифтовых трубах 13 выше зоны перфорации 14 пропластков 4 устанавливают пакер 15. В лифтовые трубы 13 закачивают рабочий агент (воду). Вода из ствола скважины 1 через систему глубокопроникающих радиальные каналов фильтрации 10 (фиг. 3, 4) поступает вглубь пропластков пород-коллекторов 4 до границы выклинивания 3 залежи 2 и вытесняет нефть к системам глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 11, выполненным из субвертикального окончания 8 бокового ствола 6. Таким образом, создается фронт вытеснения нефти в каждом из вскрытых интервалов пород-коллекторов пропластков 4 со стороны зоны расположения вертикальной скважины 1, через который ведут закачку воды. В зоне расположения субвертикального окончания 8 бокового ствола 6 нефть начинает поступать в созданные глубокопроникающие радиальные каналы фильтрации 11 в пределах от точки вскрытия 16 пропластков пород-коллекторов 4 боковым стволом 6 до зоны выклинивания 3 залежи 2. Вытесняемая нефть движется к субвертикальному окончанию 8 и боковому стволу 6, далее по затрубному пространству 18 между лифтовыми трубами 13 и стенкой скважины 1 поднимается на поверхность в систему сбора пластового флюида (на фигурах не показана).- 3 036665 bopermeable argillaceous bridges 5, and the zone with the highest reserves is located near the pinch-out (or tectonic screening) zone of the reservoir (at the opposite boundary of the reservoir). In this case, the pinch-out zone of reservoir 2 is located at a distance of more than 50 m from vertical well 1. To develop this reservoir from vertical well 1 to pinch-out zone 3 and at the same time with maximum oil-saturated thicknesses (reserves), sidetrack 6 is drilled to the opening zone 16 the upper interlayer of reservoir rocks, and then build a sub-vertical end 8 (Figs. 3, 4), which is used to open a multilayer reservoir 2. The bore of a vertical well 1 and a sub-vertical end 8 of a sidetrack 6 are perforated in each of the oil-saturated interlayers of reservoir rocks 4 and systems are created deeply penetrating radial filtration channels 10 and 11, respectively (Fig. 3, 4). Systems of deep-penetrating filtration channels 10 and 11 and their length are performed in such a way as to ensure maximum coverage of reservoir 2 by displacement and production and to obtain the maximum possible oil recovery factor. A packer 15 is installed in the vertical well 1 on the riser pipes 13 above the perforation zone 14 of the interlayers 4. A working agent (water) is pumped into the riser pipes 13. Water from the wellbore 1 through a system of deeply penetrating radial filtration channels 10 (Figs. 3, 4) enters deep into the interlayers of reservoir rocks 4 to the wedge-out boundary 3 of reservoir 2 and displaces oil to the systems of deep-penetrating radial filtration channels 11 made from the sub-vertical end 8 of the sidetrack 6. Thus, a front of oil displacement is created in each of the opened intervals of reservoir rocks of interlayers 4 from the side of the zone of location of the vertical well 1, through which water is injected. In the zone of the location of the sub-vertical end 8 of the sidetrack 6, oil begins to flow into the created deep-penetrating radial filtration channels 11 within the range from the point of opening 16 reservoir interlayers 4 by the sidetrack 6 to the pinch-out zone 3 of the reservoir 2. The displaced oil moves to the sub-vertical end 8 and the sidetrack 6, then along the annular space 18 between the lift pipes 13 and the wall of the well 1 rises to the surface into the formation fluid collection system (not shown in the figures).
Пример 3.Example 3.
На месторождении С одиночной вертикальной скважиной 1 вскрывают наклонно залегающую, неоднородную по геолого-физическим свойствам залежь (линзу) 2 (фиг. 5, 6). По результатам исследований определяют, что запасы нефти сосредоточены в четырех пропластках пород-коллекторов 4, разобщенных слабопроницаемыми глинистыми породами 5, а геологические запасы нефти составляют 360 тыс. тонн. Было установлено, что зоны с наибольшими запасами расположены в пониженной и повышенной частях залежи, которые расположены у зон выклинивания (или тектонического экранирования) залежи (у границ залежи). При этом зоны выклинивания залежи 2 располагаются на расстоянии более 50 м от вертикальной скважины 1. Также было установлено, что вертикальная скважина 1 вскрыла нефтенасыщенную залежь 2, практически, в центральной ее части (фиг. 6). Для разработки данной залежи из вертикальной скважины 1 бурят два боковых ствола: боковой ствол 6 - в пониженную часть залежи 2 к нижней границе выклинивания 3 и боковой ствол 7 - в повышенную часть залежи 2 к верхней границе выклинивания 3 (фиг. 5, 6). Разработку залежи 2 выполняют в два этапа. На первом этапе бурят боковой ствол 6 в пониженную часть залежи 2 с вскрытием субвертикальным окончанием 8 максимально возможной нефтенасыщенной толщины всех пропластков пород-коллекторов 4 (фиг. 5, 6). Перфорируют ствол вертикальной скважины 1 и субвертикальное окончание 8 бокового ствола 6 в каждом из нефтенасыщенных пропластков пород-коллекторов 4 и создают по меньшей мере на одном уровне, системы глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 10 и 11 соответственно с обеспечением максимального охвата залежи 2 вытеснением и отборами. В данном случае радиальные каналы выполнены субпараллельно границам выклинивания 3 пропластков пород-коллекторов 4 (фиг. 6) с простиранием радиальных каналов 11 до противоположных границ выклинивания 3 коллекторов 4. В вертикальную скважину 1 на лифтовых трубах 13 выше зоны перфорации 14 устанавливают пакер 15. В затрубное пространство 18 закачивают рабочий агент (воду). Вода из затрубного пространства 18 поступает в боковой ствол 6 (фиг. 7) и далее через субвертикальное окончание 8 бокового ствола 6 в систему глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 11 каждого из пропластков пород-коллекторов 4. В каждом из пропластков 4 формируется протяженный фронт вытеснения нефти от зоны влияния бокового ствола 6 к зоне сбора пластового флюида, сформированной в районе вертикальной скважины 1. В зоне сбора пластового флюида из каждого нефтенасыщенного коллектора 4 через систему глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 10 в подпакерное пространство 19 вертикальной скважины 1 начинает поступать пластовый флюид (нефть) и далее в колонну лифтовых труб 13, по которым поднимается на устье скважины в систему сбора пластового флюида (на фигурах не показана). После того, как на участке залежи между боковым стволом 6 и вертикальным стволом скважины 1 основные запасы будут выработаны и добываемая продукция, поступающая из залежи 2, обводнится до значения 80-90%, при которой рентабельность добычи значительно снизится, прекращают закачку воды в боковой ствол 6 и останавливают отбор пластового флюида залежи. Производят подъём на устье скважины колонны лифтовых труб 13 с пакером 15.At field C, a single vertical well 1 is exposed to an oblique reservoir (lens) 2 that is not homogeneous in its geological and physical properties (Figs. 5, 6). According to the research results, it is determined that oil reserves are concentrated in four interlayers of reservoir rocks 4, separated by low-permeable clay rocks 5, and geological oil reserves amount to 360 thousand tons. It was found that the zones with the highest reserves are located in the lowered and elevated parts of the reservoir, which are located near the zones of pinching (or tectonic screening) of the reservoir (at the boundaries of the reservoir). In this case, the pinch-out zones of the reservoir 2 are located at a distance of more than 50 m from the vertical well 1. It was also found that the vertical well 1 penetrated the oil-saturated reservoir 2, practically, in its central part (Fig. 6). To develop this deposit, two sidetracks are drilled from vertical well 1: sidetrack 6 - into the lower part of reservoir 2 to the lower boundary of wedging out 3 and sidetrack 7 - into the increased part of reservoir 2 to the upper boundary of wedging out 3 (Figs. 5, 6). Deposit 2 is developed in two stages. At the first stage, the sidetrack 6 is drilled into the lower part of the reservoir 2 with the opening by the sub-vertical end 8 of the maximum possible oil-saturated thickness of all interlayers of reservoir rocks 4 (Figs. 5, 6). The bore of the vertical well 1 and the sub-vertical end 8 of the sidetrack 6 are perforated in each of the oil-saturated interlayers of reservoir rocks 4 and, at least at one level, systems of deep-penetrating radial filtration channels 10 and 11 are created, respectively, ensuring maximum coverage of the reservoir 2 by displacement and withdrawals. In this case, the radial channels are made subparallel to the boundaries of wedging out of 3 interlayers of reservoir rocks 4 (Fig. 6) with the strike of radial channels 11 to the opposite boundaries of wedging out 3 of reservoirs 4. A packer 15 is installed in the vertical well 1 on the tubing 13 above the perforation zone 14. the annulus 18 is pumped with a working agent (water). Water from the annular space 18 enters the sidetrack 6 (Fig. 7) and then through the sub-vertical end 8 of the sidetrack 6 into the system of deeply penetrating radial filtration channels 11 of each of the reservoir rock layers 4. In each of the layers 4, an extended front of oil displacement is formed from the zone of influence of the sidetrack 6 to the zone of collection of formation fluid formed in the region of the vertical well 1. In the zone of collection of the formation fluid from each oil-saturated reservoir 4 through the system of deeply penetrating radial filtration channels 10 into the sub-packer space 19 of the vertical well 1, formation fluid (oil) begins to flow and further into the tubing string 13, through which it rises to the wellhead into the formation fluid collection system (not shown in the figures). After the main reserves are depleted in the section of the reservoir between the sidetrack 6 and the vertical bore of well 1, and the production from reservoir 2 is watered to 80-90%, at which the profitability of production will significantly decrease, the injection of water into the sidetrack is stopped 6 and stop the production of reservoir fluid. The tubing string 13 is raised to the wellhead with a packer 15.
На втором этапе в направлении повышенной части залежи 2 к верхней границе выклинивания 3 бурят боковой ствол 7 со вскрытием его субвертикальным окончанием 9 максимально толщин пропластков пород-коллекторов 4 (фиг. 8). Боковой ствол 7 забуривают выше бокового ствола 6. Зенитный угол субAt the second stage, in the direction of the elevated part of the reservoir 2 to the upper boundary of wedging out 3, the sidetrack 7 is drilled with its sub-vertical end 9 opening the maximum thickness of the interlayers of reservoir rocks 4 (Fig. 8). Sidetrack 7 is drilled above the sidetrack 6. Zenith angle is sub
- 4 036665 вертикального окончания 9 бокового ствола 7 составляет 10°. Перфорируют субвертикальное окончание 9 в каждом из пропластков пород-коллекторов 4 и из окончаний 9 бокового ствола 7 в каждом пропластке 4 создают не менее чем на одном уровне, системы глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 12 (фиг. 8). В рассматриваемой залежи 2 эти системы глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 12 в повышенной части залежи будут субпараллельны границе выклинивания 3. По протяженности радиальные каналы фильтрации 12 должны простираться от субвертикального окончания 9 бокового ствола 7 к границам выклинивания 3 пропластков пород-коллекторов 4 (фиг. 6). В скважину 1 на колонне лифтовых труб 13 спускают компоновку с двумя пакерами 15 и 20, хвостовиком-фильтром 21 между ними. Пакеры устанавливают так, чтобы верхний пакер 20 находился ниже входа в боковой ствол 7, но выше входа в боковой ствол 6, вскрывший пониженную часть залежи 2, а нижний пакер 15 -ниже входа в боковой ствол 6 (фиг. 8). Ниже фильтра 21 колонну лифтовых труб 13 оснащают штуцерной камерой 22 и устанавливаемым с помощью канатной техники штуцером (на фиг не показан), который предназначен для регулирования объемов рабочего агента, подаваемого в колонну лифтовых труб 13, через боковой ствол 6 в пониженную часть залежи 2 и в центральную часть залежи 2 через подпакерную зону 23 скважины 1. Через колонну лифтовых труб 13 с помощью канатной техники в штуцерную камеру 22 устанавливают заглушку 24. После этого в колонну лифтовых труб 13 производят нагнетание рабочего агента (воды), которая через фильтр 21 поступает в межпакерное пространство 25 и, далее, по боковому стволу 6 поступает в субвертикальное окончание 8 и через систему глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 11 (фиг. 8) в пониженную часть залежи 2. Нагнетаемая вода вытесняет пластовый флюид (нефть). Для довытеснения нефти из промытой части пласта между субвертикальным окончанием 8 и вертикальной скважиной 1, выравнивания фронта вытеснения, увеличения охвата вытеснением, в голове вытесняющего агента (воды) в многопластовую залежь нагнетают потокоотклоняющую композицию в объеме не менее 0,5 объема пор пласта между боковым стволом 6, пробуренным в пониженную часть залежи 2, и вертикальной скважиной 1. Закачку воды, после закачки потокоотклоняющей композиции, ведут в боковой ствол 6 в объеме, не менее 0,5 объема пор на участке залежи между боковым стволом 6 и вертикальной скважиной 1. Закачку воды приостанавливают, из штуцерной камеры 22 с помощью канатной техники извлекают заглушку 24 и вместо неё устанавливают штуцер (на фиг. не показан) с проходным сечением, обеспечивающим распределение потоков вытесняющего агента таким образом, чтобы достичь максимального КИН из залежи, после чего продолжают довытеснение нефти как из части залежи 2 между субвертикальным окончанием 8 бокового ствола 6 и вертикальным стволом 1, так и вытеснение нефти из непромытой части залежи 2 между вертикальным стволом 1 и субвертикальным окончанием 9 бокового ствола 7. Распределение объемов закачки между субвертикальным окончанием 8 и вертикальной скважиной 1 предварительно определяют путем выполнения многовариантных расчетов по вытеснению нефти из залежи на гидродинамической модели. За исходный вариант выбирают тот из них, в результате реализации которого получают максимальные КИН и накопленные объемы добычи.- 4 036665 vertical end 9 of the sidetrack 7 is 10 °. The sub-vertical end 9 is perforated in each of the reservoir rock layers 4 and from the ends 9 of the sidetrack 7 in each layer 4 create at least one level, a system of deep-penetrating radial filtration channels 12 (Fig. 8). In the reservoir 2 under consideration, these systems of deeply penetrating radial filtration channels 12 in the elevated part of the reservoir will be subparallel to the pinch-out boundary 3. In length, the radial filtration channels 12 should extend from the sub-vertical end 9 of the sidetrack 7 to the pinch-out boundaries 3 of the reservoir rocks 4 (Fig. 6) ... An assembly with two packers 15 and 20 is lowered into well 1 on a tubing string 13 with a liner-filter 21 between them. The packers are installed so that the upper packer 20 is below the entrance to the sidetrack 7, but above the entrance to the sidetrack 6, which has exposed the lowered part of the reservoir 2, and the lower packer 15 is below the entrance to the sidetrack 6 (Fig. 8). Below the filter 21, the tubing string 13 is equipped with a choke chamber 22 and a choke (not shown in the figure) installed using wireline technology, which is designed to regulate the volumes of the working agent supplied to the tubing string 13 through the sidetrack 6 into the lowered part of the reservoir 2 and into the central part of the reservoir 2 through the under-packer zone 23 of the well 1. Through the tubing string 13, a plug 24 is installed into the choke chamber 22 using rope technology. After that, the working agent (water) is pumped into the tubing string 13, which flows through the filter 21 into interpacker space 25 and, further, along the sidetrack 6 enters the sub-vertical end 8 and through the system of deep-penetrating radial filtration channels 11 (Fig. 8) into the lower part of the reservoir 2. The injected water displaces the formation fluid (oil). For additional displacement of oil from the washed part of the formation between the sub-vertical end 8 and vertical well 1, alignment of the displacement front, increase in sweep by displacement, in the head of the displacing agent (water) a flow diverting composition is injected into the multilayer reservoir in a volume of at least 0.5 of the pore volume between the sidetrack 6, drilled into the lower part of the reservoir 2, and a vertical well 1. Water injection, after the injection of the diverting composition, is carried out into the sidetrack 6 in a volume of at least 0.5 pore volume in the area of the reservoir between the sidetrack 6 and the vertical well 1. Injection water is suspended, plug 24 is removed from the choke chamber 22 with the help of rope technology and a choke (not shown in the figure) is installed instead of it with a flow section that ensures the distribution of displacing agent flows in such a way as to achieve the maximum oil recovery factor from the reservoir, after which the additional displacement of oil is continued as from part of reservoir 2 between the sub-vertical end 8 of the sidetrack a 6 and vertical wellbore 1, and oil displacement from the unwashed part of the reservoir 2 between the vertical wellbore 1 and the sub-vertical end 9 of the sidetrack 7. The distribution of the injection volumes between the sub-vertical end 8 and the vertical well 1 is preliminarily determined by performing multivariate calculations for oil displacement from the reservoir on the hydrodynamic model. For the initial option, the one of them is chosen, as a result of the implementation of which the maximum oil recovery factor and accumulated production volumes are obtained.
Для сокращения времени разработки рассматриваемой залежи на месторождении С возможен также вариант, когда после определения строения залежи бурят последовательно боковые стволы в ее пониженную и повышенную части. Создают, как ранее показано, из каждого ствола в каждом из пропластков пород-коллекторов системы глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации. В вертикальную скважину 1 по колонне лифтовых труб 13 спускают компоновку с двумя пакерами 15 и 20, фильтром 21 между ними и перепускным патрубком 26 (фиг. 9). Перепускной патрубок 26 соединяет подпакерное пространство 23 под нижним пакером 15 с надпакерным пространством 18 над верхним пакером 20. Нижнюю часть колонны лифтовых труб 13 оснащают обратным клапаном 27 (фиг. 9). Верхний пакер 20 устанавливают над входом в боковой ствол 6, вскрывающий пониженную часть залежи 2, а нижний пакер 15 - под входом в этот же боковой ствол 6. В колонну лифтовых труб 13 закачивают вытесняющий рабочий агент (воду). При этом обратный клапан 27 препятствует выходу воды в подпакерное пространство 23 (фиг. 9). Вытесняющий рабочий агент из колонны лифтовых труб 13 через фильтр 21 поступает в боковой ствол 6 и, далее, через субвертикальное окончание 8 в систему радиальных каналов фильтрации 11. В пониженной части залежи 2 образуется фронт вытеснения нефти вверх. Добычу нефти осуществляют через системы сбора из радиальных каналов фильтрации 10 в вертикальную скважину 1 и через радиальные каналы фильтрации 12 в субвертикальное окончание 9 бокового ствола 7, пробуренного в повышенную часть залежи 2 (фиг. 9). Из радиальных каналов фильтрации 10 нефть поступает в подпакерную зону 23 вертикального ствола 1 и далее по перепускному патрубку 26 в затрубное пространство 18 над верхним пакером 20 (фиг. 9). Через боковой ствол 7 нефть из субвертикального окончания 9 также поступает в затрубное пространство 18 над верхним пакером 20 и далее на устье скважины в систему сбора пластового флюида. После достижения фронтом вытеснения системы сбора, созданной с помощью глубокопроникающих радиальных каналов 10 из вертикальной скважины 1 и предельного обводнения продукции, добываемой через вертикальную скважину 1, добычу нефти по схеме, отраженной на фиг. 9, останавливают и приступают к добыче, отображенной на фиг. 8 и описанной выше.To reduce the development time of the deposit under consideration in the C field, it is also possible when, after determining the structure of the deposit, sidetracks are drilled successively into its lower and higher parts. As previously shown, a system of deep-penetrating radial filtration channels is created from each wellbore in each of the reservoir rock layers. An assembly with two packers 15 and 20, a filter 21 between them and a bypass pipe 26 (Fig. 9) is lowered into the vertical well 1 along the tubing string 13. The overflow pipe 26 connects the under-packer space 23 under the lower packer 15 with the over-packer space 18 above the upper packer 20. The lower part of the tubing string 13 is equipped with a check valve 27 (Fig. 9). The upper packer 20 is installed above the entrance to the sidetrack 6, exposing the lower part of the reservoir 2, and the lower packer 15 is installed under the entrance to the same sidetrack 6. A displacing working agent (water) is pumped into the tubing string 13. In this case, the check valve 27 prevents water from escaping into the sub-packer space 23 (Fig. 9). The displacing working agent from the tubing string 13 through the filter 21 enters the side bore 6 and, then, through the sub-vertical end 8 into the system of radial filtration channels 11. In the lower part of the reservoir 2, an upward oil displacement front is formed. Oil production is carried out through the collection system from the radial filtration channels 10 into the vertical well 1 and through the radial filtration channels 12 into the sub-vertical end 9 of the sidetrack 7 drilled into the increased part of the reservoir 2 (Fig. 9). From the radial filtration channels 10, oil enters the sub-packer zone 23 of the vertical wellbore 1 and then through the bypass pipe 26 into the annulus 18 above the upper packer 20 (Fig. 9). Through the side bore 7, oil from the sub-vertical end 9 also enters the annulus 18 above the upper packer 20 and then at the wellhead into the formation fluid collection system. After the displacement front reaches the gathering system created using deep-penetrating radial channels 10 from the vertical well 1 and the limiting water cut of the product produced through the vertical well 1, oil production according to the scheme shown in Fig. 9 is stopped and the production shown in FIG. 8 and described above.
Пример 4.Example 4.
На месторождении D неоднородную клиновидную изолированную тектоническими нарушениями залежь 2 вскрывают одиночной вертикальной скважиной 1 в северной опущенной приразломной зонеOn field D, a heterogeneous wedge-shaped reservoir 2 isolated by tectonic faults is opened with a single vertical well 1 in the northern lowered near-fault zone
- 5 036665 (фиг. 10, 11). По результатам исследований определяют, что запасы нефти сосредоточены в четырех пропластках пород-коллекторах 4, разобщенных слабопроницаемыми глинистыми породами 5, а геологические запасы нефти составляют 150 тыс. тонн. Для разработки залежи в повышенную ее часть с максимальной толщиной нефтенасыщенных пропластков 3, на расстоянии более 50 м от вертикальной скважины 1, бурят боковой ствол 6 с субвертикальным окончанием 8, которым вскрывают пропластки породколлекторов 4 залежи. Зенитный угол субвертикального окончания 8 бокового ствола 6 составил 12°. Перфорируют ствол вертикальной скважины 1 и субвертикальное окончание 8 в каждом из пропластков пород-коллекторов 4, и из ствола вертикальной скважины 1 и субвертикального окончания 8 бокового ствола 6 формируют в каждом из продуктивных пропластков 4 не менее чем на одном уровне, системы глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации 10 и 11 соответственно. Каналы 10 и 11, как в вертикальной скважине 1, так и в субвертикальном окончании 8 бокового ствола 6, выполнены параллельно ограничивающему залежь 2 тектоническому нарушению 28 (фиг. 10, 11). Это позволяет организовать максимально возможное вытеснение нефти из залежи 2 и достичь высокого КИН. В вертикальную скважину 1 на колонне лифтовых труб 13 спускают пакер 15 и устанавливают над кровлей многопластовой залежи (фиг. 10). В колонну лифтовых труб 13 производят закачку вытесняющего рабочего агента (воды), а добычу нефти осуществляют через субвертикальное окончание 8 бокового ствола 6. Разработку залежи осуществляют по выше описанной схеме примера 3.- 5 036665 (Fig. 10, 11). According to the research results, it is determined that oil reserves are concentrated in four interlayers of reservoir rocks 4, separated by low-permeable clay rocks 5, and geological oil reserves amount to 150 thousand tons. To develop the deposit in its increased part with the maximum thickness of oil-saturated interlayers 3, at a distance of more than 50 m from the vertical well 1, a sidetrack 6 is drilled with a sub-vertical end 8, which is used to open the interlayers of the reservoir rocks 4 of the deposit. The zenith angle of the sub-vertical end 8 of the sidetrack 6 was 12 °. The bore of the vertical well 1 and the sub-vertical end 8 are perforated in each of the interlayers of reservoir rocks 4, and from the bore of the vertical well 1 and the sub-vertical end 8 of the lateral wellbore 6, a system of deep-penetrating radial filtration channels is formed in each of the productive layers 4 at least at one level 10 and 11 respectively. Channels 10 and 11, both in the vertical well 1 and in the sub-vertical end 8 of the lateral wellbore 6, are made parallel to the tectonic fault 28 bounding the reservoir 2 (Fig. 10, 11). This makes it possible to organize the maximum possible displacement of oil from reservoir 2 and to achieve a high oil recovery factor. A packer 15 is lowered into a vertical well 1 on a tubing string 13 and installed above the top of a multilayer reservoir (Fig. 10). A displacing working agent (water) is injected into the tubing string 13, and oil is produced through the sub-vertical end 8 of the sidetrack 6. The development of the reservoir is carried out according to the above described scheme of example 3.
Пример 5.Example 5.
На месторождении Е неоднородную, тектонически изолированную прямоугольной формы залежь 2 вскрывают одиночной вертикальной скважиной 1 в пониженной приразломной части (фиг. 12, 13). По результатам исследований определяют, что запасы нефти сосредоточены в пяти пропластках породколлекторов 4, разобщенных слабопроницаемыми глинистыми породами 5, а геологические запасы нефти составляют 170 тыс. тонн. Повышенная часть залежи (ограничивающий залежь разлом) расположена на расстоянии более 50 м от скважины 1. Для разработки залежи и получения максимальных накопленных объемов добычи и КИН в ее повышенную часть бурят боковой ствол 6 с субвертикальным окончанием 8, вскрывающим пропластки пород-коллекторов 4 залежи 2. Зенитный угол субвертикального окончания 8 бокового ствола 6 составил 18°. В вертикальной скважине 1 и субвертикальном окончании 8 бокового ствола 6, в соответствии с описанным в примере 4, создали системы глубокопроникающих радиальных каналов фильтрации. Каналы фильтрации выполнены субпараллельно северному и южному, ограничивающим залежь, тектоническим нарушениям. В вертикальную скважину 1 на колонне лифтовых труб 13 8 спустили пакер 15 и установили его над кровлей верхнего пропластка пород-коллекторов 4. Закачку воды производят в затрубное пространство 18 скважины 1 и далее через боковой ствол 6 в систему глубокопроникающих каналов фильтрации 11. Добычу нефти организовывают из вертикальной скважины 1 по колонне лифтовых труб 13 (фиг. 12, 13) согласно выше описанным схемам.On the E field, a heterogeneous, tectonically isolated rectangular reservoir 2 is opened with a single vertical well 1 in a lowered near-fault part (Figs. 12, 13). According to the research results, it is determined that oil reserves are concentrated in five interlayers of rock reservoirs 4, separated by low-permeable clay rocks 5, and geological oil reserves are 170 thousand tons. The increased part of the reservoir (the fault bounding the reservoir) is located at a distance of more than 50 m from well 1. To develop the reservoir and obtain the maximum accumulated production volumes and oil recovery factor, a sidetrack 6 with a sub-vertical end 8 is drilled into its increased part, opening the interlayers of reservoir rocks 4 of reservoir 2 The zenith angle of the sub-vertical end 8 of the sidetrack 6 was 18 °. In the vertical well 1 and the sub-vertical end 8 of the sidetrack 6, in accordance with that described in example 4, a system of deep-penetrating radial filtration channels was created. Filtration channels are made subparallel to the north and south, limiting the deposit, tectonic faults. A packer 15 was lowered into the vertical well 1 on the tubing string 13 8 and installed above the top of the upper interlayer of reservoir rocks 4. Water is injected into the annulus 18 of well 1 and then through the side bore 6 into the system of deep-penetrating filtration channels 11. Oil production is organized from the vertical well 1 along the tubing string 13 (Fig. 12, 13) according to the above described schemes.
Для оценки эффективности предложенного технического решения в программном продукте PETREL построены геологические модели изолированных литологически или тектонически экранированных неоднородных нефтенасыщенных залежей по рассмотренным примерам А, В, С, D, Е. Геологические модели трансформированы в гидродинамические и на гидродинамических моделях выполнены расчеты таких показателей разработки, как накопленная добыча нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН), длительность разработки залежи до достижения обводненности добываемой продукции 95%. Расчеты выполнены для разработки залежей по базовому варианту (прототипу) и по вариантам 1-5 согласно изобретению. Результаты расчетов приведены в таблице (фиг. 14). Как видно из данных таблицы, согласно изобретению, КИН увеличивается от 4,5 % (залежь примера Е) до 18,8% (залежь примера С). Суммарные накопленные объемы добычи нефти увеличиваются на 7,7 тыс. тонн (залежь примера Е) - 67,8 тыс. тонн (залежь примера С). При этом длительность разработки залежи уменьшается от 8 лет (залежь примера В) до 19 лет (залежь пример Е). Таким образом, видно, что предлагаемый способ разработки изолированной литологически или тектонически экранированной неоднородной нефтенасыщенной залежи позволяет увеличить КИН и суммарные объемы добычи нефти на период окончания разработки при достижении добываемым флюидом обводненности 95% и уменьшить период разработки.To assess the effectiveness of the proposed technical solution in the PETREL software product, geological models of isolated lithologically or tectonically screened heterogeneous oil-saturated deposits were built according to the considered examples A, B, C, D, E. Geological models were transformed into hydrodynamic models and calculations of such development indicators were performed on hydrodynamic models as cumulative oil production, oil recovery factor (ORF), the duration of the reservoir development until the water cut of the produced product reaches 95%. Calculations were made for the development of deposits according to the basic variant (prototype) and according to variants 1-5 according to the invention. The calculation results are shown in the table (Fig. 14). As can be seen from the data in the table, according to the invention, the oil recovery factor increases from 4.5% (reservoir example E) to 18.8% (reservoir example C). The total accumulated volumes of oil production increase by 7.7 thousand tons (deposit of example E) - 67.8 thousand tons (deposit of example C). In this case, the duration of the development of the deposit decreases from 8 years (deposit of example B) to 19 years (deposit of example E). Thus, it can be seen that the proposed method of developing an isolated lithologically or tectonically screened heterogeneous oil-saturated reservoir allows increasing oil recovery factor and total oil production for the period of completion of development when the produced fluid reaches 95% water cut and reduces the development period.
Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет повысить эффективность разработки одиночной вертикальной скважиной и по меньшей мере одним, выполненным из вертикальной скважины, боковым стволом с субвертикальным окончанием изолированной литологически или тектонически экранированной неоднородной нефтенасыщенной залежи, представленной несколькими пропластками пород-коллекторов, обеспечив максимальный коэффициент извлечения нефти и накопленную добычу нефти при уменьшении периода разработки, за счет увеличения охвата залежи выработкой.Thus, the proposed technical solution allows to increase the development efficiency of a single vertical well and at least one, made from a vertical well, a sidetrack with a sub-vertical end of an isolated lithologically or tectonically screened heterogeneous oil-saturated reservoir, represented by several interlayers of reservoir rocks, providing the maximum oil recovery factor and cumulative oil production with a decrease in the development period, due to an increase in the coverage of the reservoir with production.
Источники информации.Information sources.
1. RU 2520997, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.06.2014.1. RU 2520997, IPC Е21В 43/20, publ. 27.06.2014.
2. RU 2242594, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.12.2004.2. RU 2242594, IPC Е21В 43/20, publ. 20.12.2004.
3. RU 2336414, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.10.2008.3. RU 2336414, IPC Е21В 43/20, publ. 20.10.2008.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201700009A EA036665B1 (en) | 2016-11-28 | 2016-11-28 | Method for development of an isolated lithologically or tectonically screened heterogeneous oil-saturated reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201700009A EA036665B1 (en) | 2016-11-28 | 2016-11-28 | Method for development of an isolated lithologically or tectonically screened heterogeneous oil-saturated reservoir |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201700009A1 EA201700009A1 (en) | 2018-05-31 |
| EA036665B1 true EA036665B1 (en) | 2020-12-07 |
Family
ID=62217535
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201700009A EA036665B1 (en) | 2016-11-28 | 2016-11-28 | Method for development of an isolated lithologically or tectonically screened heterogeneous oil-saturated reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA036665B1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2245439C1 (en) * | 2003-04-30 | 2005-01-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Method for construction of well for operating productive bed of oil or gas deposit |
| RU2289685C1 (en) * | 2005-06-01 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen |
| RU2336414C1 (en) * | 2007-01-12 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense |
| RU119388U1 (en) * | 2012-02-21 | 2012-08-20 | Владимир Анатольевич Иванов | DEVELOPMENT OF A MULTIPLE WELL FOR A FAN INTERIOR INTERVAL OF PRODUCING A MULTI-LAYERED OIL LAYER |
| RU2582353C1 (en) * | 2015-03-02 | 2016-04-27 | Игорь Михайлович Глазков | Method for gas-dynamic action on formation |
-
2016
- 2016-11-28 EA EA201700009A patent/EA036665B1/en unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2245439C1 (en) * | 2003-04-30 | 2005-01-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Method for construction of well for operating productive bed of oil or gas deposit |
| RU2289685C1 (en) * | 2005-06-01 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen |
| RU2336414C1 (en) * | 2007-01-12 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense |
| RU119388U1 (en) * | 2012-02-21 | 2012-08-20 | Владимир Анатольевич Иванов | DEVELOPMENT OF A MULTIPLE WELL FOR A FAN INTERIOR INTERVAL OF PRODUCING A MULTI-LAYERED OIL LAYER |
| RU2582353C1 (en) * | 2015-03-02 | 2016-04-27 | Игорь Михайлович Глазков | Method for gas-dynamic action on formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201700009A1 (en) | 2018-05-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Cipolla et al. | Integrating microseismic, geomechanics, hydraulic fracture modeling, and reservoir simulation to characterize parent well depletion and infill well performance in the Bakken | |
| RU2336414C1 (en) | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense | |
| MX2007008515A (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation. | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| RU2305758C1 (en) | Method for oil field development | |
| US20240151865A1 (en) | High Resolution Composite Seismic Imaging, Systems and Methods | |
| RU2387815C1 (en) | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| RU98046U1 (en) | DEVICE FOR MULTIPLE WELL FOR A FAN INTERVAL PRODUCTION OF PRODUCTIVE LAYERS | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| Charzynski* et al. | Delaware basin horizontal Wolfcamp case study: Mitigating H2S and excessive water production through isolating densely fractured intervals correlative to seismically mapped shallow graben features in the Delaware Mountain Group | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| RU2546704C1 (en) | Less explored oil deposit development method | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2625126C1 (en) | Downhole testing method in open hole | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| EA036665B1 (en) | Method for development of an isolated lithologically or tectonically screened heterogeneous oil-saturated reservoir | |
| RU2733869C1 (en) | Method for development of a domanic oil reservoir | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well |