RU2172395C2

RU2172395C2 - Method of development of oil deposit

Info

Publication number: RU2172395C2
Application number: RU99117604A
Authority: RU
Inventors: Р.Г. Рамазанов; В.Н. Петров; И.Н. Файзуллин
Filing date: 1999-08-10
Publication date: 2001-08-20

Abstract

FIELD: late stage development of oil deposits with nonuniform reservoirs. SUBSTANCE: method includes drilling of rated number of injection and producing wells; flooding of formation and oil withdrawal to surface with subsequent drilling of additional wells with consideration of volumetric heterogeneity of formation; complete development of deposit with simultaneous search and recovery of residual reserves by drilling of horizontal and side wellbores from wells shut in by technical and technological purposes. Side wellbores are drilled in direction of one of neighboring surrounding wells with technological parameters with which its water-oil factor is maximum at moment of same flooding of surrounding wells. EFFECT: provided complete recover of oil from dead zones, lenses and zones with deteriorated reservoir properties due to optimal selection of direction of drilling of vertical, horizontal and side wellbores. 2 dwg, 1 tbl, 1 ex

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений на поздней стадии разработки, представленных неоднородными коллекторами. The invention relates to the field of oil field development at a late stage of development, represented by heterogeneous reservoirs.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин (1). Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за быстрого обводнения скважин в условиях залежей с тупиковыми зонами, целиками, линзами и т.д.,
Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, доразработку месторождения с одновременным поиском добычей остаточных запасов путем бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин (2).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 due to the rapid flooding of wells in the conditions of deposits with dead ends, pillars, lenses, etc.,
The closest analogue of the invention is a method of developing an oil field, including drilling the design number of injection and production wells, waterflooding and extracting oil to the surface, followed by drilling additional wells that take into account volumetric heterogeneity of the reservoir, additional development of the field while searching for residual reserves by drilling horizontal and lateral trunks from wells that went into circulation due to technical and technological reasons (2).

Недостатком этого способа является то, что в условиях неоднородного многопластового месторождения происходит неравномерная выработка пластов с различной коллекторской характеристикой из-за трудности обнаружения и вовлечения в разработку скважин с большим количеством застойных зон и неправильного выбора направления бурения стволов горизонтальных и боковых скважин. The disadvantage of this method is that in conditions of a heterogeneous multilayer field, uneven production of formations with different reservoir characteristics occurs due to the difficulty of detecting and involving wells with a large number of stagnant zones and the wrong choice of direction of drilling horizontal and lateral wells.

Техническим результатом изобретения является доизвлечение нефти из застойных и тупиковых зон, линз и зон с ухудшенными коллекторскими свойствами за счет оптимального выбора направления бурения вертикальных, горизонтальных и боковых стволов скважин. The technical result of the invention is the recovery of oil from stagnant and dead-end zones, lenses and zones with deteriorated reservoir properties due to the optimal choice of the direction of drilling of vertical, horizontal and side wells.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, доразработку месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов путем бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин, боковые стволы бурят в направлении той из соседних окружающих скважин, которая имеет такие технологические показатели эксплуатации, при которых ее водонефтяной фактор к моменту одинакового обводнения окружающих скважин был бы максимальным. The required technical result is achieved in that in a method for developing an oil field, including drilling a design number of injection and producing wells, flooding the reservoir and extracting oil to the surface, followed by drilling additional wells that take into account volumetric heterogeneity of the reservoir, further development of the field while searching for and producing residual reserves by drilling of horizontal and lateral shafts from wells that have gone into circulation due to technical and technological reasons, lateral shafts of drills it in the direction of that of the neighboring surrounding wells, which has such technological performance indicators in which its oil-water factor at the time of equal flooding of the surrounding wells would be maximum.

На фиг. 1 представлена схема размещения проектных и дополнительных горизонтальных скважин с боковыми стволами, вскрывшими две застойные зоны (линзу и тупиковую зону); на фиг. 2 представлен график зависимости накопленного водонефтяного фактора (ВНФ) к моменту одинакового обводнения 70% от остаточных извлекаемых запасов (Q_ост).In FIG. 1 shows the layout of design and additional horizontal wells with sidetracks that reveal two stagnant zones (lens and dead-end zone); in FIG. 2 shows a graph of the dependence of the accumulated oil and water factor (VNF) at the time of the same watering of 70% of the residual recoverable reserves (Q _ost ).

Заявленный способ осуществляют в следующей последовательности. The claimed method is carried out in the following sequence.

Месторождение разбуривают проектным числом нагнетательных и добывающих скважин, осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки. Уточняют запасы нефти с использованием параметров пластов после полученных в результате бурения скважин. Уточняют геологическое строение. После достижения периода падения добычи определяют подвижные запасы с использованием характеристик вытеснения. Сопоставляя запасы, подсчитанные объемным методом, и по характеристикам вытеснения определяют наличие и количество неподвижной нефти, сосредоточенной в целиках, тупиковых зонах, линзах и вблизи зон замещения. Используя полученную ранее зависимость невовлеченных в окрестности скважины остаточных запасов (Q_ост) от накопленного ВНФ данной скважины, выраженную уравнением регрессии ВНФ = 0,0012 Q_ост + 2,2912, определяют не вовлеченные остаточные запасы по каждой скважине выбранного участка. На фиг. 2 приведена данная зависимость в виде графика (получена по данным разработки месторождения ко времени 70%-ой обводненности каждой скважины). Данная зависимость существует и для других месторождений, поскольку при наличии тупиковых зон и линз возле добывающей скважины вместо неподвижной нефти добывается дополнительное количество попутной воды, что приводит к увеличению ВНФ.The field is being drilled with the design number of injection and production wells, and its arrangement is being carried out. Water is injected into injection wells and oil is extracted from production wells. During operation, measurements are made of oil, water and injection. Refine oil reserves using the parameters of the reservoir after the wells obtained as a result of drilling. Refine the geological structure. After reaching the period of decline in production, mobile reserves are determined using the displacement characteristics. Comparing the reserves calculated by the volumetric method and the displacement characteristics, the presence and amount of fixed oil concentrated in pillars, dead ends, lenses and near replacement zones are determined. Using the previously obtained dependence of the residual reserves uninvolved in the vicinity of the well (Q _ost ) on the accumulated VNF of this well, expressed by the VNF regression equation = 0.0012 Q _ost + 2.2912, the uninvolved residual reserves for each well of the selected area are determined. In FIG. Figure 2 shows this dependence in the form of a graph (obtained according to field development data at the time of 70% water cut of each well). This dependence also exists for other fields, since in the presence of dead-end zones and lenses near the producing well, an additional amount of associated water is produced instead of the stationary oil, which leads to an increase in GNF.

Из числа скважин, вышедших в тираж по техническим (деформация колонны труб скважины и т. д. ) или по технологическим (обводнение скважины выше предельной, низкий дебит и т. д. ) причинам, выбирают скважины в зоне со значительными остаточными запасами для бурения вторых стволов. Причем второй ствол бурят в направлении тупиковых зон и линз возле добывающих скважин вместо неподвижной нефти добывают дополнительное количество попутной воды, что приводит к увеличению ВНФ. Пускают под добычу эти скважины со вторым стволом, добывают дополнительную нефть из застойных зон (тупиковые зоны, линзы). Это приводит к увеличению нефтеизвлечения. From the number of wells that have been released for technical reasons (deformation of the string of pipe pipes, etc.) or technological (watering the well above the limit, low production rate, etc.), choose wells in the zone with significant residual reserves for drilling the second trunks. Moreover, the second trunk is drilled in the direction of the dead-end zones and lenses near the producing wells, instead of the stationary oil, additional amount of associated water is produced, which leads to an increase in VNF. These wells with a second well are launched for production, additional oil is extracted from stagnant zones (dead ends, lenses). This leads to an increase in oil recovery.

Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.

Осуществление данного способа показано на примере участка нефтяного месторождения (фиг. 1). Участок разбуривают проектной сеткой скважин, осуществляют их обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. Производят замеры добычи нефти, воды и закачки. Строят литологические карты и подсчитывают запасы нефти (4376 тыс. т. геологических и 2159 тыс.т. извлекаемых). После достижения обводненности добываемой продукции до 70-80% производят оценку вовлеченных извлекаемых запасов в целом по залежи по характеристикам вытеснения - 1944 тыс.т. Разница между подсчитанными начальными и вовлеченными запасами составляет невовлеченные извлекаемые запасы - 215 тыс.т. Определяют местонахождение остаточных запасов по величине ВНФ ко времени 70% обводнения добываемой продукции. Наибольшее значение ВНФ и соответственно остаточных запасов в зоне скважин N5 (ВНФ = 2,41 и остаточные запасы - 50,6 тыс.т.), N7 (ВНФ = 2,4 и остаточные запасы - 49,3 тыс.т.) и т.д. (см. таблицу). The implementation of this method is shown as an example of a section of an oil field (Fig. 1). The site is drilled with a design grid of wells, and their arrangement is carried out. Water is injected into injection wells and oil is extracted from production wells. They measure oil production, water and injection. They build lithological maps and calculate oil reserves (4376 thousand tons of geological and 2159 thousand tons of recoverable). After reaching the water cut of the extracted products up to 70-80%, the involved recoverable reserves are estimated for the whole deposit according to the displacement characteristics - 1944 thousand tons. The difference between the estimated initial and involved reserves is uninvolved recoverable reserves - 215 thousand tons. The location of the residual reserves by the value of the GNF by the time of 70% of the irrigation of the extracted products is determined. The highest value of GNF and, accordingly, residual reserves in the zone of wells N5 (GNF = 2.41 and residual reserves - 50.6 thousand tons), N7 (GNF = 2.4 and residual reserves - 49.3 thousand tons) and etc. (see table).

Бурят боковые стволы со скважин N 9 и 10, остановленных из-за достижения предельно нерентабельного дебита, по направлению скважин N 5 и 7 соответственно. Вскрывают линзу и тупиковую зону с запасами 50,6 тыс.т. и 49,3 тыс. т. Пускают эти скважины N 9 и 10 в добычу. Определяют величину дополнительно вовлеченных запасов - 25,3 тыс.т. и 24,6 тыс.т. соответственно с использованием характеристик вытеснения. Извлекаемые запасы выросли на 10% и составляют 549,4 тыс.т., против 499,5 тыс.т. из двух скважин. Дополнительная добыча нефти за весь период эксплуатации двух скважин составляет 49,9 тыс.т. Народно-хозяйственная ценность этой дополнительно добытой нефти составляет (при цене на нефть 460 руб.) 22,95 млн. руб. (за 25 лет). Среднегодовой экономический эффект на 1 скважину составляет 46 млн. руб. Sidetracks are drilled from wells N 9 and 10, stopped due to the achievement of an extremely unprofitable flow rate, in the direction of wells N 5 and 7, respectively. They reveal the lens and the dead-end zone with reserves of 50.6 thousand tons. and 49.3 thousand tons. These wells N 9 and 10 are put into production. The amount of additional reserves involved is determined - 25.3 thousand tons. and 24.6 thousand tons accordingly, using the displacement characteristics. Recoverable reserves increased by 10% and amount to 549.4 thousand tons, against 499.5 thousand tons. from two wells. Additional oil production for the entire period of operation of two wells is 49.9 thousand tons. The national economic value of this additionally produced oil is (at an oil price of 460 rubles) 22.95 million rubles. (for 25 years). The average annual economic effect per well is 46 million rubles.

Источники информации
1. US 4718485 A1, 01.1988.Sources of information
1. US 4718485 A1, 01.1988.

2. RU 2101475 C1, 10.01.1998. 2. RU 2101475 C1, 01/10/1998.

Claims

A method for developing an oil field, including drilling the design number of injection and producing wells, waterflooding and extracting oil to the surface, followed by drilling additional wells taking into account volumetric heterogeneity of the reservoir, additional development of the field with simultaneous search and production of residual reserves by drilling horizontal and sidetracks from wells, due to technical and technological reasons, characterized in that the sidetracks are drilled in the direction of one of the neighboring okru wells, which has such technological performance indicators, in which its oil-water factor at the time of equal flooding of the surrounding wells would be maximum.