RU2085723C1 - Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs - Google Patents
Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2085723C1 RU2085723C1 RU94013012A RU94013012A RU2085723C1 RU 2085723 C1 RU2085723 C1 RU 2085723C1 RU 94013012 A RU94013012 A RU 94013012A RU 94013012 A RU94013012 A RU 94013012A RU 2085723 C1 RU2085723 C1 RU 2085723C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- horizontal
- reservoirs
- injection
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, имеющих в своем разрезе неоднородные коллекторы. The invention relates to the development of oil fields having in their section heterogeneous reservoirs.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин [1]
Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения в неоднородных коллекторах вследствие неравномерности вытеснения.A known method of developing an oil field by drilling horizontal and vertical wells [1]
The disadvantage of this method is the low coefficient of oil recovery in heterogeneous reservoirs due to uneven displacement.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому многопластовое нефтяное месторождение разбуривают вертикальными и горизонтальными скважинами со вскрытием всех пластов [2]
Существенным недостатком этого способа является то, что в условиях неоднородного коллектора происходит неравномерная выработка пластов по площади и толщине из-за различия скоростей фильтрации и расстояний от источника заводнения до горизонтальных стволов добывающих скважин. Это приводит к добыче большого количества воды и, как следствие, к низкому нефтеизвлечению.The closest in technical essence to the proposed is a method of developing an oil field, according to which a multilayer oil field is drilled with vertical and horizontal wells with the opening of all layers [2]
A significant drawback of this method is that under conditions of an inhomogeneous reservoir, uneven production of formations by area and thickness occurs due to the difference in the filtration rates and the distances from the waterflood source to the horizontal wells of production wells. This leads to the extraction of large amounts of water and, as a result, to low oil recovery.
Целью изобретения является повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет более равномерного вытеснения нефти агентом. The aim of the invention is to increase the coefficient of oil recovery due to a more uniform displacement of oil by the agent.
Цель достигается описываемым способом разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными коллекторами, включающим разбуривание его системой нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами. The goal is achieved by the described method of developing an oil field represented by heterogeneous reservoirs, including drilling it with a system of injection and production wells with vertical and horizontal shafts.
Новым является то, что стволы горизонтальных скважин в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке. What's new is that horizontal wellbores in the reservoir are positioned so that the distance from the injection well to the horizontal wellbore at each point is inversely proportional to the oil reserves in this zone and directly proportional to the conductivity of the reservoirs, and when developing a multi-layer or large thickness of the reservoir a horizontal well is carried out in the form of several turns with the indicated pattern in each turn.
На чертеже представлена схема одного из вариантов размещения горизонтальных и вертикальных нагнетательных и добывающих скважин по предлагаемому способу. The drawing shows a diagram of one of the options for placing horizontal and vertical injection and production wells according to the proposed method.
Способ осуществлют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.
Месторождение, представленное неоднородными коллекторами, разбуривают вертикальными скважинами, которые в системе разработки в основном будут использованы как нагнетальные, по разреженной сетке. Разбуривание первоначальных вертикальных скважин позволяет уточнить геологическое строение месторождения и наметить размещение горизонтальных скважин. По данным исследования вертикальных скважин определяют распределение по площади толщины пласта, проницаемости и пористости. Затем размещают проектные нагнетательные и добывающие скважины так, чтобы в процессе разработки нефтяного месторождения фронт вытеснения подходил равномерно к горизонтальным стволам добывающих скважин. Для этого на схеме размещения проектных скважин в первую очередь проводят изолинии равной выработки в пластах так, чтобы расстояние от источника заводнения до этой линии в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти и прямо пропорционально проводимости в каждом пласте. Затем на схеме около этой линии с обеих сторон проводят траектории горизонтальной части добывающих скважин в каждом пласте, образовывая спиралевидную кривую. В зависимости от толщины пласта может быть неполный виток или несколько витков в каждом пласте. При этом выдерживают определенное расстояние между стволами соседних горизонтальных скважин в одноименных пластах для того, чтобы не происходило преждевременное обводнение горизонтальных скважин друг от друга. Это расстояние рассчитывается с использованием гидродинамических моделей или принимается по данным промысловых испытаний и, как правило, оно равно 50-100 м. На гидродинамических моделях определяют застойные зоны и на этих участках размещают вертикальные добывающие скважины. The field, represented by heterogeneous reservoirs, is drilled by vertical wells, which in the development system will mainly be used as injection wells along a sparse grid. Drilling the initial vertical wells allows us to clarify the geological structure of the field and to outline the placement of horizontal wells. According to the study of vertical wells, the distribution over the area of formation thickness, permeability and porosity is determined. Then, design injection and production wells are placed so that during the development of the oil field the displacement front fits evenly to the horizontal trunks of the production wells. To do this, in the design well placement scheme, isolines of equal production in the strata are first drawn so that the distance from the waterflood source to this line at each point is inversely proportional to the oil reserves and directly proportional to the conductivity in each stratum. Then, in the diagram near this line, trajectories of the horizontal part of production wells in each formation are drawn on both sides, forming a spiral curve. Depending on the thickness of the formation, there may be an incomplete turn or several turns in each formation. At the same time, they maintain a certain distance between the trunks of adjacent horizontal wells in the same formations so that premature flooding of horizontal wells from each other does not occur. This distance is calculated using hydrodynamic models or taken according to field tests and, as a rule, it is 50-100 m. Stagnant zones are determined on hydrodynamic models and vertical production wells are placed in these areas.
Залежь разбуривают согласно разработанной схеме размещения проектных скважин. Нагнетательные скважины пускают под закачку, добывающие под добычу, в том числе и горизонтальные. Происходит вытеснение нефти закачиваемым вытесняющим агентом. Горизонтальные скважины ввиду того, что они размещены на расстоянии прямо пропорционально проводимости пластов и обратно-пропорционально запасам, обеспечивают равномерное вытеснение по всей площади. The deposit is drilled according to the developed design well placement scheme. Injection wells are injected, producing for production, including horizontal ones. Oil is displaced by the injected displacing agent. Horizontal wells due to the fact that they are located at a distance directly proportional to the conductivity of the reservoirs and inversely proportional to the reserves, provide uniform displacement over the entire area.
Закачиваемая вода от нагнетательной скважины, вытесняя нефть, двигается в сторону горизонтальной добывающей скважины. Скорость продвижения зависит от проводимости пласта и запасов нефти, сосредоточенных в этой зоне. Из-за неоднородности коллектора ее проводимость и запасы различные в разных направлениях. Поэтому происходит неравномерное вытеснение. Но согласно предлагаемому способу расстояние от источника заводнения до каждой точки горизонтального ствола устанавливают прямо пропорционально проводимости и обратно пропорционально запасам, что приводит к выравниванию времени подхода фронта воды во всех направлениях. То есть происходит одновременный подход вытесняющей жидкости к горизонтальному стволу скважины во всех точках. Благодаря этому исключается преждевременное обводнение части вскрытого интервала в высокопроводимых зонах до выработки запасов нефти. Происходит равномерное вытеснение с максимальным охватом. Кроме того, наличие частичного или полного витка, или нескольких витков стволов в каждом пласте обеспечивает равномерную выработку по толщине эксплуатационного объекта. Нефть вытесняется равномерно по всему объему залежи, снижается объем попутно добываемой вытесняющей жидкости и, как следствие, повышается нефтеизвлечение. The injected water from the injection well, displacing oil, moves towards the horizontal producing well. The rate of advancement depends on the conductivity of the formation and the oil reserves concentrated in this zone. Due to the heterogeneity of the collector, its conductivity and reserves are different in different directions. Therefore, uneven displacement occurs. But according to the proposed method, the distance from the waterflooding source to each point of the horizontal wellbore is set directly proportional to the conductivity and inversely proportional to the reserves, which leads to equalization of the approach time of the water front in all directions. That is, there occurs a simultaneous approach of the displacing fluid to the horizontal wellbore at all points. Due to this, premature flooding of part of the opened interval in highly conductive zones to the development of oil reserves is eliminated. Uniform crowding occurs with maximum coverage. In addition, the presence of a partial or full turn, or several turns of the shafts in each layer ensures uniform production across the thickness of the production facility. Oil is displaced uniformly throughout the entire volume of the reservoir, the volume of associated displacing fluid produced is reduced, and, as a result, oil recovery is increased.
Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.
Осуществление данного способа рассмотрим на примере разработки участка месторождения, сложенного двумя продуктивными пластами (см. фиг.1 и 2). The implementation of this method, consider the example of the development of a field site, composed of two productive formations (see figure 1 and 2).
По результатам исследований скважин поисково-разведочного бурения на участке пробурили первоначальные вертикальные скважины (NNскв. 1, 2, 3, 6, 7, 8, 11, 12 и 13) по сетке 1200 х 1200 м.According to the results of research in the area of exploration wells drilled initial drilling vertical wells (NN borehole. 1, 2, 3, 6, 7, 8, 11, 12 and 13) on the grid to 1200 x 1200 m.
Определили в этих скважинах толщины, пористость, проницаемость и нефтенасыщенность пластов. Исследовали физико-химические свойства нефтей. Построили литологические карты пластов и подсчитали их запасы. Как известно, запасы нефти и проводимость зависят прямо пропорционально от эффективной нефтенасыщенной толщины пластов, поэтому в расчетах определения расстояний от источника заводнение до горизонтального ствола отношение проводимости к запасам заменили просто средней проницаемостью пластов. The thicknesses, porosity, permeability and oil saturation of the strata were determined in these wells. The physicochemical properties of oils were investigated. We built lithological maps of the strata and calculated their reserves. As you know, oil reserves and conductivity are directly proportional to the effective oil-saturated thickness of the formations, therefore, in calculating the determination of the distances from the source, waterflooding to the horizontal well, the ratio of conductivity to reserves was replaced simply by the average permeability of the formations.
Нашли точки встречи фронтов вытеснения в зоне между каждыми двумя нагнетательными скважинами. В рассматриваемом примере залежь состоит из двух пластов и поэтому это делается по каждому пласту. Искомую точку определили расчетным путем. We found the meeting points of the displacement fronts in the zone between each two injection wells. In this example, the reservoir consists of two layers and therefore this is done for each layer. The desired point was determined by calculation.
где l
Z1-6 расстояние между скважинами NN 1 и 6;
K
K
where l
Z 1-6 the distance between the wells NN 1 and 6;
K
K
Определив эти точки между каждыми парами нагнетательных скважин построили изолинии встречи фронтов вытеснения по каждому пласту (см. чертеж). На чертеже изолинии по верхнему пласту изображены сплошной линией и пунктирной линией по нижнему пласту. Путем проведения параллельных кривых вдоль этих изолиний на расстоянии 25-50 м в сторону нагнетательной скважины построили траектории горизонтальных скважин в продуктивных пластах. В рассмотренном примере вокруг нагнетательной скважины N 7 получили спиралевидную кривую неправильной формы в два витка. Один виток в верхнем пласте и второй в нижнем пласте. Аналогичным образом получили траектории горизонтальных скважин и около других нагнетательных скважин (NNскв. 1, 2, 3, 6, 8, 11, 12 и 13). В стягивающих застойных зонах разместили дополнительные добывающие скважины; в зависимости от формы этих зон скважины могут быть как вертикальные, так и горизонтальные различной формы. В рассмотренном примере из-за небольших размеров этих зон это четыре вертикальные добывающие скважины (Nскв. 4, 5, 9 и 10). Разбурили размещенные добывающие скважины согласно разработанной схеме и ввели их в эксплуатацию. Поступили нагнетальные скважины под закачку. При эксплуатации скважин до предельной обводненности добываемой продукции 98% коэффициент заводнения (Kз) составил 0,8; коэффициент охвата заводнением (Kохв) 0,95 и при коэффициенте вытеснения (Kв) 0,6 нефтеизвлечение составило 45,6% против 38,4% по известному способу, согласно которому Kз= 0,8; Kохв=0,8; Kв=0,6. Для рассмотренного участка при средних геологических запасах на скважину 850 тыс.т будет добыто дополнительно 61,2 тыс.т нефти.Having determined these points between each pair of injection wells, we constructed contour lines for meeting the displacement fronts for each formation (see drawing). In the drawing, the isolines along the upper layer are shown by a solid line and a dashed line along the lower layer. By conducting parallel curves along these contours at a distance of 25-50 m in the direction of the injection well, trajectories of horizontal wells in productive formations were constructed. In the considered example, around the injection well N 7, an irregularly shaped spiral curve was obtained in two turns. One turn in the upper layer and the second in the lower layer. Similarly received the trajectory of horizontal wells and near other injection wells (NN wells . 1, 2, 3, 6, 8, 11, 12 and 13). In tightening stagnant zones placed additional production wells; depending on the shape of these zones, the wells can be either vertical or horizontal of various shapes. In the considered example, due to the small size of these zones, these are four vertical production wells (N wells . 4, 5, 9, and 10). We drilled the placed production wells in accordance with the developed scheme and put them into operation. Injection wells were received for injection. When operating wells to a maximum water cut of produced products of 98%, the water flooding coefficient (K s ) was 0.8; the coefficient of coverage by water flooding (K ohm ) of 0.95 and with a displacement coefficient (K in ) of 0.6 oil recovery was 45.6% compared to 38.4% according to the known method, according to which K s = 0.8; K OH = 0.8; K in = 0.6. For the considered area with an average geological reserves per well of 850 thousand tons, an additional 61.2 thousand tons of oil will be produced.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94013012A RU2085723C1 (en) | 1994-04-12 | 1994-04-12 | Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94013012A RU2085723C1 (en) | 1994-04-12 | 1994-04-12 | Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94013012A RU94013012A (en) | 1996-01-27 |
RU2085723C1 true RU2085723C1 (en) | 1997-07-27 |
Family
ID=20154656
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94013012A RU2085723C1 (en) | 1994-04-12 | 1994-04-12 | Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2085723C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2555163C1 (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells |
RU2567918C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
RU2610461C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil field |
RU2669949C1 (en) * | 2017-12-26 | 2018-10-17 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" | Method of development of low-permeable oil deposits |
-
1994
- 1994-04-12 RU RU94013012A patent/RU2085723C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент США N 4718485, кл. E 21 B 43/20, 1988. Oil and Gas Journal, N 8, oct. 1990, p. 114-115. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2555163C1 (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells |
RU2567918C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
RU2610461C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil field |
RU2669949C1 (en) * | 2017-12-26 | 2018-10-17 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" | Method of development of low-permeable oil deposits |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3863709A (en) | Method of recovering geothermal energy | |
CN109162682B (en) | A kind of fine layered water injection method of extra-low-permeability reservoir | |
RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2085723C1 (en) | Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs | |
RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
RU2066742C1 (en) | Method for development of oil pool | |
Baojun et al. | Pilot Test of Water Alternating Gas Injection in Heterogeneous Thick Reservoir of Positive Rhythm Sedimentation of Daqing Oil Field | |
RU2112870C1 (en) | Method for development of oil bed with underlying water | |
RU2090743C1 (en) | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones | |
RU2024740C1 (en) | Method for development of heterogeneous multilayer oil field | |
RU2066370C1 (en) | Method for exploitation of multilayer oil pool | |
RU2715114C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2027848C1 (en) | Method of exploitation of gas-oil pools | |
Montgomery et al. | Bluebell field, Uinta basin: Reservoir characterization for improved well completion and oil recovery | |
RU2191892C2 (en) | Method of nonuniform oil deposit development | |
RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2143554C1 (en) | Acoustic method of stimulation of well and bed of mineral deposit | |
RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2066371C1 (en) | Method for exploitation of oil pool | |
RU2100589C1 (en) | Method of development of oil fields | |
Kondratoff et al. | Hydraulic Fracturing Provides Production Gains in Kalchinskoye Oilfield of Western Siberia | |
RU2148154C1 (en) | Method of narrow oil fringes development | |
RU2039216C1 (en) | Borehole pumping in method | |
Morgan et al. | Reservoir Characterization of the Lower Green River Formation, Southwest Uinta Basin, Utah | |
RU2105139C1 (en) | Method for development of oil deposit |