RU2095551C1 - Method for development of massive-type deposit - Google Patents
Method for development of massive-type deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2095551C1 RU2095551C1 RU95112609A RU95112609A RU2095551C1 RU 2095551 C1 RU2095551 C1 RU 2095551C1 RU 95112609 A RU95112609 A RU 95112609A RU 95112609 A RU95112609 A RU 95112609A RU 2095551 C1 RU2095551 C1 RU 2095551C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- vertical
- oil
- saturated
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Способ относится к разработке нефтяного месторождения массивного типа и имеющего вертикальную проницаемость пласта. The method relates to the development of a massive type oil field and having a vertical permeability of the formation.
Известен способ разработки нефтяного месторождения массивного типа путем бурения добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальными стволами. A known method of developing a massive type of oil field by drilling production and injection wells with horizontal shafts.
Недостатком способа являются значительные материальные затраты. The disadvantage of this method is significant material costs.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения путем разбуривания нефтяного месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами. Closest to the technical nature of the proposed is a method of developing an oil field by drilling an oil field with a system of wells with vertical and horizontal shafts.
Согласно этому способу нефтяное месторождение массивного типа разбуривают вертикальными и горизонтальными скважинами со вскрытием всех нефтенасыщенных прослоев, начало и конец горизонтального ствола размещают на одинаковом расстоянии от источника вытесняющего агента. Наиболее длинный ствол бурят в менее продуктивной части пласта. According to this method, a massive type of oil field is drilled with vertical and horizontal wells with the opening of all oil-saturated interlayers, the beginning and end of the horizontal well are placed at the same distance from the source of the displacing agent. The longest trunk is drilled in the less productive part of the reservoir.
Существенным недостатком этого способа является то, что в условиях массивного месторождения с вертикальной проницаемостью из-за значительных фильтрационных сопротивлений пластовой системы дебиты горизонтальных скважин незначительны. A significant disadvantage of this method is that in a massive field with vertical permeability due to significant filtering resistances of the formation system, the flow rates of horizontal wells are negligible.
Целью изобретения является повышение дебита горизонтальных скважин за счет приближения фронта нагнетания к зоне отбора. The aim of the invention is to increase the flow rate of horizontal wells by approaching the discharge front to the selection zone.
Указанная цель достигается описываемым способом, включающим разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины. This goal is achieved by the described method, including drilling a field with a system of wells with vertical and horizontal shafts, pumping a displacing agent into injection wells and selecting products through production wells.
Новым является то, что вертикальные и горизонтальные стволы совмещают в одной скважине, причем первоначально бурят вертикальный ствол со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта и в случае благоприятной характеристики геологического строения продуктивного пласта бурят горизонтальный ствол в нефтенасыщенной части в той же скважине, а затем циклически осуществляют закачку вытесняющего агента в водонасыщенную часть вертикального ствола и отбор продукции из горизонтального ствола. What is new is that vertical and horizontal shafts are combined in one well, with the vertical well being initially drilled with the opening of the oil-saturated and water-saturated parts of the formation, and in the case of a favorable characteristic of the geological structure of the productive formation, the horizontal well is drilled in the oil-saturated part in the same well, and then cyclically carried out injection of the displacing agent into the water-saturated part of the vertical barrel and selection of products from the horizontal barrel.
На фиг. 1 представлена операция закачки вытесняющего агента; на фиг. 2 - операция отбора продукции через горизонтальный ствол. In FIG. 1 shows an operation for pumping a displacing agent; in FIG. 2 - operation of the selection of products through a horizontal barrel.
Способ осуществляют в следующей последовательности. Месторождение массивного типа, представленное нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами, имеющими между собой гидродинамическую связь, разбуривают скважинами с вертикальными стволами. The method is carried out in the following sequence. The massive type field, represented by oil-saturated and water-saturated formations having a hydrodynamic connection between them, is drilled with boreholes with vertical shafts.
При проводке вертикального ствола предусматривают, что в последующем в этой скважине возможна зарезка и проходка бурением горизонтального ствола. Бурением вертикального ствола вскрывают нефтенасыщенную и водоносную части пласта. Толщина вскрытия водоносной части зависит от толщины и наличия глинистых разделов. Если глинистые разделы имеют незначительную толщину (0.5-1 м) и небольшую протяженность, то их вскрывают бурением. Бурением водоносной части вскрывают до глинистого (плотного) раздела большой толщины и протяженности, который может служить водоупором. When posting a vertical wellbore, it is envisaged that subsequent drilling of a horizontal wellbore in this well is possible. Drilling a vertical well reveals the oil-saturated and aquifer parts of the formation. The thickness of the opening of the aquifer depends on the thickness and presence of clay sections. If the clay sections have a small thickness (0.5-1 m) and a small length, then they are opened by drilling. Drilling an aquifer opens up to a clay (dense) section of great thickness and length, which can serve as a stop.
В процессе бурения осуществляют изучение геологического строения залежи. Отбирают керн, проводят промыслово-геофизические исследования. Отбивают кровлю и подошву пласта, строят стратиграфический разрез. Определяют вертикальную проницаемость. Выявляют наличие глинистых и плотных разделов. Строят структурные карты и карты распространения коллекторов. Исследуют водонасыщенную часть коллектора и его связь с нефтенасыщенной частью. In the process of drilling, the geological structure of the reservoir is studied. Core samples are taken, field geophysical studies are carried out. The roof and the bottom of the formation are beaten off, a stratigraphic section is built. Determine the vertical permeability. Clay and dense sections are detected. Structural maps and reservoir distribution maps are built. Investigate the water-saturated part of the reservoir and its relationship with the oil-saturated part.
Благоприятной характеристикой геологического строения являются параметры пласта, соответствующие критериям применимости бурения горизонтальных стволов (толщина пласта, трещиноватость, нефтенасыщенность, проницаемость, запасы на скважину). A favorable characteristic of the geological structure are the parameters of the formation that meet the criteria for the applicability of horizontal drilling (reservoir thickness, fracture, oil saturation, permeability, well reserves).
По полученным результатам выбирают профиль и направление проводки горизонтального ствола и бурят ствол. Для более эффективного использования горизонтального ствола его проводку ведут с учетом особенностей геологического строения залежи. Для предотвращения преждевременного обводнения из-за прорыва подошвенной воды горизонтальный ствол прискважинной части скважины проводят над кровлей глинистого прослоя. Based on the results obtained, the profile and direction of the horizontal trunk are selected and the trunk is drilled. For more efficient use of the horizontal trunk, its wiring is carried out taking into account the peculiarities of the geological structure of the reservoir. To prevent premature flooding due to a breakthrough of plantar water, a horizontal wellbore of the borehole part is carried out over the roof of the clay layer.
После бурения вертикального и горизонтального стволов их обсаживают технической колонной. After drilling vertical and horizontal shafts, they are planted with a technical column.
В вертикальном стволе перфорацией вскрывают водонасыщенную часть пласта. In the vertical wellbore, the water-saturated part of the formation is opened by perforation.
В начальной стадии эксплуатации месторождения в горизонтальном стволе перфорацией вскрывают "хвостовую" часть ствола. Длина вскрытия зависит от геолого-физической характеристики пласта. Чем больше горизонтальная проницаемость пласта по сравнению с вертикальной, тем меньше длина вскрытия ствола перфорацией. При значительной трещиноватости коллектора в прискважинной зоне интервал перфорации должен быть удален от зоны закачки. In the initial stage of field operation in the horizontal wellbore, the “tail” part of the wellbore is opened by perforation. The length of the opening depends on the geological and physical characteristics of the reservoir. The greater the horizontal permeability of the formation compared with the vertical, the shorter the opening length of the barrel perforation. With significant fracturing of the reservoir in the near-wellbore zone, the perforation interval should be removed from the injection zone.
Последнее снижает вероятность прорыва воды в горизонтальный ствол скважины. Так как зона отбора приближена к зоне нагнетания, то в условиях неоднородного пласта вероятность прорыва вытесняющего агента возрастает. Для равномерного вытеснения нефти закачку вытесняющего агента и отбор продукции осуществляют в циклическом режиме. The latter reduces the likelihood of water breakthrough into the horizontal wellbore. Since the selection zone is close to the injection zone, under the conditions of a heterogeneous formation, the probability of a displacement of the displacing agent increases. For uniform oil displacement, the injection of the displacing agent and the selection of products is carried out in a cyclic mode.
После перфорации скважину пускают под отбор продукции. На время отбора вертикальный ствол перекрывают. Перекрытие ствола производится различными разработанными методами: спуск насосно-компрессорных труб с пакером, отсекателями, клапанами и др. На фиг. 1, 2 показана схема перекрытия стволов со спуском насосно-компрессорных труб с пакером. Во время отбора нефти производят замер дебита скважины, обводненность. Исследуется профиль отдачи горизонтального ствола, пластовое и забойное давление в скважине. After perforation, the well is put into production selection. At the time of selection, the vertical trunk is closed. The barrel is covered with various developed methods: the descent of tubing with a packer, shutoff valves, valves, etc. In FIG. 1, 2 shows a diagram of the overlapping of the trunks with the descent of tubing with a packer. During the selection of oil, the production rate of the well is measured, water cut. The profile of the horizontal well recoil, reservoir and bottomhole pressure in the well are studied.
В связи с тем, что скважина с горизонтальным стволом является дорогой по стоимости, для возмещения затрат на ее строительство требуются более высокие дебиты. Поэтому перевод ее под закачку производится практически сразу после ввода ее в эксплуатацию. Due to the fact that a horizontal wellbore is expensive in cost, higher production rates are required to offset the costs of its construction. Therefore, transferring it for injection is carried out almost immediately after putting it into operation.
После определения технологических режимов работы скважины она пускается под закачку воды (фиг. 1), для чего насосно-компрессорные трубы пакеруют в вертикальном стволе. After determining the technological modes of operation of the well, it is launched for water injection (Fig. 1), for which tubing is packaged in a vertical well.
Горизонтальный ствол соединяют с затрубным пространством скважины, в котором производят замер давления. При выходе скважины при отборе продукции на определенный режим закачку компенсируют отбором жидкости в пластовых условиях, т. е. объем закачки воды равен отбору нефти и воды в пластовых условиях, помноженному на коэффициент оттока воды в законтурную область. Резкое повышение затрубного давления в процессе закачки воды является сигналом прорыва воды в горизонтальный ствол, поэтому закачку приостанавливают. При остановке закачки давление в пласте перераспределяется и фронт вытеснения нефти водой становится более равномерным. Циклическая закачка воды благоприятно сказывается на выравнивании фронта вытеснения за счет проявления гравитационных и капиллярных сил. Для выравнивания фронта вытеснения и повышения нефтеизвлечения пластов применимы способы, используемые при обычном заводнении: полимерное заводнение, закачка газа, теплоносителей и др. Для выработки запасов месторождения с большой площадью нефтеносности возможно бурение многозабойных скважин с различным азимутальным направлением горизонтальных стволов. The horizontal wellbore is connected to the annulus of the well in which pressure is measured. When a well exits during production selection for a certain mode, the injection is compensated by fluid withdrawal in reservoir conditions, i.e., the volume of water injection is equal to the selection of oil and water in reservoir conditions, multiplied by the coefficient of water outflow to the marginal region. A sharp increase in the annulus pressure during the water injection is a signal of a breakthrough of water into the horizontal well, therefore, the injection is stopped. When injection is stopped, the pressure in the reservoir is redistributed and the front of oil displacement by water becomes more uniform. Cyclic water injection favorably affects the alignment of the displacement front due to the manifestation of gravitational and capillary forces. To smooth the displacement front and increase the oil recovery of the reservoirs, the methods used in conventional flooding are applicable: polymer flooding, gas injection, coolants, etc. To develop reserves of a field with a large oil-bearing area, it is possible to drill multilateral wells with different azimuthal directions of horizontal shafts.
Рассмотрим осуществление предлагаемого способа на участке месторождения, где запроектировано бурение скважины с горизонтальным стволом по нефтенасыщенной части пласта. Горизонтальный ствол планируется пробурить длиной 300 м на расстоянии от зоны нагнетания 500 м. Consider the implementation of the proposed method on the site of the field, where it is designed to drill a horizontal wellbore along the oil-saturated part of the reservoir. A horizontal well is planned to be drilled 300 m long at a distance of 500 m from the discharge zone.
В процессе бурения и промысловых исследований после бурения вертикального ствола были определены параметры нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. Толщина нефтенасыщенной части составила 15 м, а водонасыщенной 10 м. В разрезе пласта наблюдаются незначительные глинистые разделы, которые не могут служить экраном для подъема водонефтяного контакта. Горизонтальная проницаемость в 4 раза превышает вертикальную. На основании проведенных исследований пробурили горизонтальный ствол в верней части пласта с коридором поводки: кровля пласта 7 м. Исследованиями было установлено, что водонасыщенная часть пласта по разрезу имеет однородное строение. Поэтому для предотвращения преждевременного прорыва воды перфорацией была вскрыта подошвенная часть водоносного пласта. Исходя из соотношения вертикальной и горизонтальной проницаемостей, после обсадки в горизонтальном стволе перфорацией была вскрыта призабойная часть 3/4 общей длины, т.е. 3/4•300=215 м. In the process of drilling and field research after drilling a vertical wellbore, the parameters of the oil-saturated and water-saturated parts of the reservoir were determined. The thickness of the oil-saturated part was 15 m, and that of the water-saturated part was 10 m. Insignificant clay sections are observed in the section of the formation, which cannot serve as a screen for raising the oil-water contact. Horizontal permeability is 4 times higher than vertical. Based on the studies, we drilled a horizontal trunk in the upper part of the formation with a leash corridor: the roof of the formation is 7 m. Studies have found that the water-saturated part of the formation has a uniform structure along the section. Therefore, to prevent premature breakthrough of water by perforation, the sole of the aquifer was opened. Based on the ratio of vertical and horizontal permeabilities, after casing in the horizontal wellbore, perforation of the
После перфорации горизонтального ствола скважины была освоена под отбор продукции с дебитом 10 т/сут. Исследования показали, что депрессия на пласт составила 9 МПа (Pпл-Pзаб=(12 3) МПа.After perforation of the horizontal wellbore, it was mastered for product selection with a flow rate of 10 tons / day. Studies have shown that the depression on the formation was 9 MPa (P PL -P Zab = (12 3) MPa.
После опробования нефтяного пласта через горизонтальный ствол скважина была переоборудована под закачку вытесняющего агента. Произвели закачку воды в течение 10 сут со средней приемистостью 44 м3/сут. Затем скважина была оставлена на перераспределение пластового давления по пласту на 5 сут. Время простоя от закачки рассчитывалось в зависимости от пьезопроводности коллектора из условия равномерного перераспределения давления по пласту. В это время скважина была переоборудована под отбор продукции (фиг. 2)
В условиях, когда подъем водонефтяного контакта происходит равномерно, возможен вариант постоянного отбора и закачки воды с использованием оборудования по одновременно-раздельной закачке и отбора продукции. В этом случае за счет увеличения числа дней работы скважины под отбором продукции темпы разработки месторождения возрастают.After testing the oil reservoir through a horizontal well, the well was converted for injection of a displacing agent. Water was injected for 10 days with an average injection rate of 44 m 3 / day. Then the well was left to redistribute reservoir pressure over the reservoir for 5 days. The downtime from the injection was calculated depending on the piezoconductivity of the reservoir from the condition of uniform pressure redistribution over the reservoir. At this time, the well was converted for production selection (Fig. 2)
In conditions when the rise of water-oil contact occurs evenly, the option of continuous selection and injection of water using equipment for simultaneous and separate injection and selection of products is possible. In this case, due to the increase in the number of days of the well’s operation under production selection, the rate of field development is increasing.
Как известно, скорость движения фронта воды по определенной трубке тока при поршневом вытеснении определяют по уравнению
где V скорость движения фронта воды;
k проницаемость пласта;
μ вязкость пластовой жидкости;
mэф эффективная пористость пласта;
b произведение коэффициентов нефтенасыщения и нефтеизвлечения;
DP перепад давления между зоной нагнетания и зоной отбора;
Δl длина участка пласта между зоной нагнетания и зоной отбора.As you know, the velocity of the water front along a specific current tube during piston displacement is determined by the equation
where V is the velocity of the water front;
k permeability of the formation;
μ viscosity of the reservoir fluid;
m eff is the effective porosity of the formation;
b product of oil saturation and oil recovery coefficients;
DP differential pressure between the discharge zone and the selection zone;
Δl is the length of the section of the reservoir between the injection zone and the selection zone.
Анализ этой зависимости показывает, что с увеличением ΔP и с уменьшением Δl скорость движения фронта вытеснения возрастает, т.е. приближение фронта нагнетания к зоне отбора приводит к росту дебита скважины. An analysis of this dependence shows that with an increase in ΔP and a decrease in Δl, the speed of movement of the displacement front increases, i.e. the approach of the injection front to the selection zone leads to an increase in the flow rate of the well.
В течение 15 сут скважина находилась под отбором продукции со средним дебитом 26 т/сут без падения давления в пласте. Замеры пластового давления показали, что в зоне горизонтального ствола оно составило 14МПа, а депрессия на пласт 11 МПа (ΔP(14-3) МПа). For 15 days, the well was under production sampling with an average production rate of 26 tons / day without pressure drop in the formation. Measurements of reservoir pressure showed that in the horizontal wellbore zone it was 14 MPa, and the depression on the reservoir was 11 MPa (ΔP (14-3) MPa).
Затем циклы закачки и отбора продукции повторялись. Последующие периоды цикла закачки и отбора продукции определялись эмпирическим путем по результатам эксплуатации скважины. При аномальном росте обводненности время закачки снижалось, а время простоя увеличивалось. Then the cycles of injection and selection of products were repeated. Subsequent periods of the injection and production selection cycle were determined empirically from the results of well operation. With an abnormal increase in water cut, the injection time decreased and the downtime increased.
Результаты сопоставительных показателей разработки известного и предлагаемого способов представлены в таблице. The results of comparative development indicators of the known and proposed methods are presented in the table.
Из значений видно, что при применении предлагаемого способа дебит скважины увеличился в 2,6 раза. Дополнительная добыча нефти составила 1,1 тыс.т. Дополнительные затраты на бурение вертикального ствола длиной 30 м составили 29,1 млн.руб (30 м•970 тыс.руб./м). Ценность дополнительной нефти равна 330 млн. руб (Ц=1100•0,30 млн/руб./т.) Прибыль составит 300 млн.руб. в год на 1 скважину. From the values it is seen that when applying the proposed method, the flow rate of the well increased by 2.6 times. Additional oil production amounted to 1.1 thousand tons. Additional costs for drilling a vertical shaft 30 m long amounted to 29.1 million rubles (30 m • 970 thousand rubles / m). The value of additional oil is equal to 330 million rubles (C = 1100 • 0.30 million / rubles / t). Profit will amount to 300 million rubles. per year for 1 well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95112609A RU2095551C1 (en) | 1995-07-19 | 1995-07-19 | Method for development of massive-type deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95112609A RU2095551C1 (en) | 1995-07-19 | 1995-07-19 | Method for development of massive-type deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95112609A RU95112609A (en) | 1997-07-20 |
| RU2095551C1 true RU2095551C1 (en) | 1997-11-10 |
Family
ID=20170340
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95112609A RU2095551C1 (en) | 1995-07-19 | 1995-07-19 | Method for development of massive-type deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2095551C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2749229C1 (en) * | 2020-03-10 | 2021-06-07 | Региональная общественная организация "Волгоградское научно-техническое общество нефтяников и газовиков им. акад. И.М. Губкина" (РОО "ВНТО НГ им. акад. И.М. Губкина") | Method for development of gas and oil reservoir underlain with water with hydrocarbon production under pressure |
| RU2812976C1 (en) * | 2023-07-04 | 2024-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing oil deposits |
-
1995
- 1995-07-19 RU RU95112609A patent/RU2095551C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| RU, патент, 2024740, кл. E 21B 43/20, 1994. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2749229C1 (en) * | 2020-03-10 | 2021-06-07 | Региональная общественная организация "Волгоградское научно-техническое общество нефтяников и газовиков им. акад. И.М. Губкина" (РОО "ВНТО НГ им. акад. И.М. Губкина") | Method for development of gas and oil reservoir underlain with water with hydrocarbon production under pressure |
| RU2812976C1 (en) * | 2023-07-04 | 2024-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing oil deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2517494C (en) | Well product recovery process | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| CA2595018C (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation | |
| US5964289A (en) | Multiple zone well completion method and apparatus | |
| US10815761B2 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| US6173783B1 (en) | Method of completing and producing hydrocarbons in a well | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| US3692114A (en) | Fluidized sandpacking | |
| RU2394981C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2095551C1 (en) | Method for development of massive-type deposit | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| RU2282023C1 (en) | Development method for oil deposit having oil-water zones | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2236567C1 (en) | Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2256070C1 (en) | Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector | |
| RU2151860C1 (en) | Method for development of oil pool with bottom water |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120720 |