RU2181831C1 - Method of oil pool development - Google Patents
Method of oil pool development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2181831C1 RU2181831C1 RU2001115762A RU2001115762A RU2181831C1 RU 2181831 C1 RU2181831 C1 RU 2181831C1 RU 2001115762 A RU2001115762 A RU 2001115762A RU 2001115762 A RU2001115762 A RU 2001115762A RU 2181831 C1 RU2181831 C1 RU 2181831C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- horizontal
- oil
- existing
- reservoir
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a heterogeneous multilayer oil reservoir.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов (М.А.Жданов. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., "Недра", 1970,с.307-309). A known method of developing an oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells and taking oil through production wells from the reservoirs (M.A. Zhdanov. Oilfield geology and oil and gas reserves. M., "Nedra", 1970, p.307- 309).
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей. The known method does not allow to develop oil deposits with high oil recovery.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины из пластов, на поздней стадии разработки залежи остановку по крайней мере одной скважины, цементировку под давлением ранее перфорированных интервалов и установку в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов, расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин, назначение плотности перфорации стволов в невыработанных пластах согласно коллекторским свойствам пластов и отбор нефти из всех вскрытых пластов одновременно. Возможно бурение дополнительных новых наклонных стволов из ствола остановленной скважины или из нового ствола с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов, с расположением в разных вертикальных плоскостях горизонтальных и наклонных стволов в невыработанных пластах (Патент РФ 2097536, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1997 г. - прототип). The closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells, taking oil through production wells from the reservoirs, at the late stage of developing the reservoir, stop at least one well, cementing under pressure from previously perforated intervals and installing cement bridge well with the formation of a new artificial bottom above the perforation intervals, from a depth above the upper perforation interval, drilling a new inclined the borehole of the well with a transition to a horizontal wellbore in an undeveloped formation or an inclined well that passes through several undeveloped formations, the location of new faces at a distance of at least 50 m from the faces of previously drilled wells, assignment of perforation density of wells in undeveloped formations according to the reservoir properties of the formations and selection of oil from all exposed formations simultaneously. It is possible to drill additional new inclined shafts from a stem of a stopped well or from a new well with a transition to a horizontal well in one of the undeveloped formations or an inclined shaft passing through several undeveloped formations, with horizontal and inclined shafts in different vertical planes in undeveloped formations (RF Patent 2097536, CL E 21 B 43/20, published. 1997 - prototype).
Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако значительная их часть остается в залежи из-за неполного охвата пластов воздействием. The known method allows you to select the main oil reserves from the reservoir, however, a significant part of them remains in the reservoir due to the incomplete coverage of formations by the impact.
В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits due to a more complete coverage of formations by impact.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и бурение горизонтальных стволов из существующих стволов добывающих скважин в продуктивный пласт, согласно изобретению, бурение горизонтальных стволов ведут на расстояние от существующего ствола не менее 200 м, снабжают горизонтальный ствол обсадной колонной, перфорированной в области продуктивного пласта, ставят пакеры между обсадной колонной и каналом ствола для разобщения водоносного и нефтеносного пластов, эксплуатируют скважину до обводнения добываемой продукции, приводят пакеры в транспортное положение, извлекают обсадную колонну, ликвидируют горизонтальный ствол, из имеющегося окна в существующем стволе скважины бурят новый горизонтальный ствол под новым азимутальным углом и повторяют операции. The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, which includes taking oil through production wells, injecting a working agent through injection wells and drilling horizontal shafts from existing production shafts into a producing formation, according to the invention, horizontal shafts are not drilled from an existing well less than 200 m, provide a horizontal bore with a casing perforated in the field of the reservoir, put packers between the casing and the bore for breaking the formation of the aquifer and oil reservoir, exploit the well before flooding the produced product, bring the packers into transport position, remove the casing, eliminate the horizontal well, from the existing window in the existing well, drill a new horizontal well at a new azimuth angle and repeat the operations.
Существенными признаками изобретения являются:
отбор нефти через добывающие скважины;
закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
бурение горизонтальных стволов из существующих стволов добывающих скважин в продуктивный пласт;
бурение горизонтальных стволов на расстояние от существующего ствола не менее 200 м;
снабжение горизонтального ствола обсадной колонной, перфорированной в области продуктивного пласта;
постановка пакера между обсадной колонной и каналом ствола для разобщения водоносного и нефтеносного пластов;
эксплуатация скважины до обводнения добываемой продукции;
приведение пакера в транспортное положение;
извлечение обсадной колонны;
ликвидация горизонтального ствола;
из имеющегося окна в существующем стволе скважины бурение нового горизонтального ствола под новым азимутальным углом;
повторение операций.The essential features of the invention are:
selection of oil through production wells;
injection of a working agent through injection wells;
drilling horizontal shafts from existing production well shafts into the reservoir;
drilling horizontal shafts at a distance of at least 200 m from an existing trunk;
supplying a horizontal borehole with a casing perforated in the field of the reservoir;
setting a packer between the casing and the bore for separating the aquifer and oil reservoirs;
well operation prior to watering the produced products;
bringing the packer into transport position;
casing extraction;
horizontal barrel elimination;
from an existing window in an existing wellbore, drilling a new horizontal wellbore at a new azimuthal angle;
repetition of operations.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-12 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-12 are the salient features of the invention.
При разработке неоднородной нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. Вследствие поднятия воды вдоль ствола скважины часть запасов остается как бы захороненной в залежи. Ликвидация таких поднятий известными средствами носит временный характер и во многом неэффективна. Из-за близости водонефтяных и газонефтяных контактов не вскрываются целые пласты высокой продуктивности, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. По этим причинам нефтеотдача нефтяной залежи бывает на 10-20 % ниже, чем обычной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов. Задача решается следующей совокупностью операций. When developing a heterogeneous oil reservoir, part of the reservoir’s reserves remains unreached. Due to the rise of water along the wellbore, some of the reserves remain as if buried in the reservoir. The elimination of such uplifts by known means is temporary and largely ineffective. Due to the proximity of water-oil and gas-oil contacts, whole layers of high productivity cannot be opened, which cannot be involved in the development by conventional methods. For these reasons, the oil recovery of an oil reservoir is 10-20% lower than that of a conventional reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits due to a more complete coverage of formations by impact, involvement in the development of previously idle productive formations. The problem is solved by the following set of operations.
При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. При обводнении продукции добывающих скважин бурят горизонтальные стволы из существующих вертикальных или наклонно направленных стволов добывающих скважин в продуктивный пласт. Останавливают, по крайней мере, одну добывающую скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. Цементирование под давлением приводит к полной закупорке перфорационных отверстий и зоны около скважины и прекращению всякого поступления пластовых флюидов в скважину и вдоль ствола скважины. С глубины выше верхнего интервала перфорации вырезают часть эксплуатационной колонны, устанавливают отклонитель и бурят новый наклонно направленный ствол скважины с переходом на горизонтальный ствол в продуктивном пласте на расстоянии не менее 200 м от существующего ствола скважины. Бурение нового ствола скважины и фактическая ликвидация прежнего ствола приводит к отходу от образовавшихся ранее перетоков воды и конуса обводнения. При этом в течение весьма длительного срока отпадает необходимость в проведении изоляционных работ. Снабжают горизонтальный ствол обсадной колонной, перфорированной в области продуктивного пласта. При этом исключается контакт воды с перфорационными отверстиями. Ранее образовавшиеся конуса воды и межпластовые перетоки отстоят от нового ствола на расстоянии, по крайней мере, 200 м, что вполне достаточно для исключения их влияния на обводнение добываемой продукции. Ставят пакеры между обсадной колонной и каналом ствола для разобщения водоносного и нефтеносного пластов. Постановка пакеров освобождает от необходимости цементирования заколонного пространства скважины, а после распакеровки позволяет извлечь обсадную колонну и ее использовать повторно. Эксплуатируют скважину до обводнения добываемой продукции. Приводят пакеры в транспортное положение. Извлекают обсадную колонну. Ликвидируют горизонтальный ствол заливкой цементного раствора под давлением. Из имеющегося окна в вертикальном стволе скважины бурят новый горизонтальный ствол под новым азимутальным углом и повторяют операции. When developing an oil reservoir, oil is extracted through production wells and the working agent is injected through injection wells. When watering the production of production wells, horizontal shafts are drilled from existing vertical or directional shafts of production wells into the reservoir. At least one production well is stopped, previously perforated intervals are cemented under pressure and a cement bridge is installed in the well with the formation of a new artificial face above the perforated intervals. Cementation under pressure leads to a complete blockage of the perforations and the area near the well and the cessation of any flow of formation fluids into the well and along the wellbore. Part of the production casing is cut from a depth above the upper perforation interval, a diverter is installed and a new directional well bore is drilled with a transition to a horizontal well in the reservoir at a distance of at least 200 m from the existing well bore. Drilling a new wellbore and actually eliminating the former wellbore leads to a departure from the previously formed overflows of water and the cone of flooding. Moreover, over a very long period of time, there is no need for insulation work. The horizontal well is provided with a casing perforated in the field of the reservoir. This eliminates the contact of water with perforations. Previously formed water cones and interstratal flows are separated from the new trunk at a distance of at least 200 m, which is quite enough to exclude their influence on the flooding of produced products. Packers are placed between the casing and the bore to separate the aquifer and oil reservoirs. The installation of packers eliminates the need for cementing the annulus of the well, and after unpacking it allows you to remove the casing and reuse it. Operate the well before flooding the produced products. Bring packers into transport position. Remove the casing. Eliminate the horizontal trunk by pouring cement mortar under pressure. A new horizontal well is drilled from an existing window in a vertical wellbore at a new azimuth angle and operations are repeated.
Расположение новых забоев на расстоянии не менее 200 м от забоев ранее пробуренных скважин способствует более полному охвату пластов воздействием и выработке ранее невырабатываемых запасов залежи. The location of new faces at a distance of at least 200 m from the faces of previously drilled wells contributes to a more complete coverage of formations by the impact and development of previously undeveloped reserves.
Использование существующего ствола скважины для бурения новых стволов позволяет экономить на бурении основного ствола и удешевлять производство работ. Повышение охвата пластов воздействием и равномерность выработки запасов позволяет повысить нефтеотдачу залежи. Using the existing wellbore for drilling new shafts allows you to save on drilling the main trunk and reduce the cost of work. Increasing the coverage of formations by the impact and the uniformity of the development of reserves can increase the oil recovery of the reservoir.
Пример конкретного выполнения способа
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 23%, средняя проницаемость - 0,375 мкм2, нефтенасыщенность - 84%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 825 - 840 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 11 МПа, пластовая температура - 25oС, параметры пластовой нефти: плотность - 873 кг/м3, вязкость - 46 мПа•с, давление насыщения - 4,2 МПа, газосодержание - 12,4 м3/т, содержание серы - 2,5%. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами составляет 350 - 380 м. По мере обводненности добываемой продукции останавливают одну вертикальную добывающую скважину, цементируют под давлением интервал перфорации и устанавливают в скважине цементный мост. Выше цементного моста вырезают часть обсадной колонны на высоту 10 м, устанавливают отклонитель и бурят новый наклонно направленный ствол скважины с переходом на горизонтальный ствол диаметром 124 мм в продуктивном пласте. На расстоянии 200 м от вертикального ствола скважины выполняют вход горизонтального ствола в продуктивный пласт и проводят горизонтальный ствол по продуктивному пласту на 100 м. Снабжают горизонтальный ствол обсадной колонной диаметром 102 мм, перфорированной в области продуктивного пласта из расчета 5 отверстий диаметром 15 мм на погонный метр. Ставят пакеры между обсадной колонной и каналом ствола в начале нефтеносного пласта и в вертикальном стволе скважины, отсекая водонасыщенный пласт, расположенный выше нефтенасыщенного. Эксплуатируют скважину до обводнения добываемой продукции. Приводят пакеры в транспортное положение. Извлекают обсадную колонну. Ликвидируют горизонтальный ствол заливкой цементного раствора под давлением. Из имеющегося окна в вертикальном стволе скважины бурят новый горизонтальный ствол под новым азимутальным углом и повторяют операции. Всего из существующего ствола скважины бурят четыре горизонтальных ствола с азимутальными углами между ними 90 o. В результате вырабатываются ранее не вовлеченные в разработку зоны залежи. Нефтеотдача залежи увеличивается на 4%.An example of a specific implementation of the method
An oil reservoir of the Romashkinskoye field is being developed with the following characteristics: porosity - 23%, average permeability - 0.375 μm 2 , oil saturation - 84%, absolute mark of water-oil contact - 825 - 840 m, average oil-saturated thickness - 4 m, initial reservoir pressure - 11 MPa, reservoir temperature - 25 o C, reservoir oil parameters: density - 873 kg / m 3 , viscosity - 46 MPa • s, saturation pressure - 4.2 MPa, gas content - 12.4 m 3 / t, sulfur content - 2.5 % On the deposit site, oil is taken through 24 producing wells and the injection of a working agent through 7 injection wells. The distance between the wells is 350 - 380 m. As the water content of the produced products is stopped, one vertical production well is stopped, the perforation interval is cemented under pressure, and a cement bridge is installed in the well. Above the cement bridge, a part of the casing string is cut to a height of 10 m, a diverter is installed and a new directional well bore is drilled with a transition to a horizontal well with a diameter of 124 mm in the reservoir. At a distance of 200 m from the vertical wellbore, a horizontal wellbore is entered into the reservoir and a horizontal wellbore is drilled along the reservoir for 100 m. A horizontal well is supplied with a casing string of 102 mm diameter perforated in the field of the reservoir at the rate of 5 holes with a diameter of 15 mm per linear meter . Packers are placed between the casing and the bore at the beginning of the oil reservoir and in the vertical wellbore, cutting off the water-saturated formation located above the oil-saturated. Operate the well before flooding the produced products. Bring packers into transport position. Remove the casing. Eliminate the horizontal trunk by pouring cement mortar under pressure. From the existing window in the vertical wellbore, a new horizontal well is drilled at a new azimuthal angle and operations are repeated. In total, four horizontal bores are drilled from an existing wellbore with azimuthal angles between them of 90 ° . As a result, deposits that were not previously involved in the development of the zone are developed. Oil recovery increases by 4%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи. The application of the proposed method will improve the recovery of deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001115762A RU2181831C1 (en) | 2001-06-13 | 2001-06-13 | Method of oil pool development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001115762A RU2181831C1 (en) | 2001-06-13 | 2001-06-13 | Method of oil pool development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2181831C1 true RU2181831C1 (en) | 2002-04-27 |
Family
ID=20250559
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001115762A RU2181831C1 (en) | 2001-06-13 | 2001-06-13 | Method of oil pool development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2181831C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713547C1 (en) * | 2019-02-01 | 2020-02-05 | Адольф Апполонович Ковалев | Method for development of oil deposits with large depths of productive horizons and low well yields |
| RU2719882C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit at late stage |
-
2001
- 2001-06-13 RU RU2001115762A patent/RU2181831C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713547C1 (en) * | 2019-02-01 | 2020-02-05 | Адольф Апполонович Ковалев | Method for development of oil deposits with large depths of productive horizons and low well yields |
| RU2713547C9 (en) * | 2019-02-01 | 2020-06-23 | Адольф Апполонович Ковалев | Method for development of oil deposits with large depths of productive horizons and low well yields |
| RU2719882C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit at late stage |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7819187B2 (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 | |
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2181831C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2531074C2 (en) | Method for arrangement of vertical and lateral flooding | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2618542C1 (en) | Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures | |
| RU2236567C1 (en) | Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit | |
| RU2191886C2 (en) | Method of isolation of beds with water flows | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| Surjaatmadja et al. | Consideration for Future Stimulation Options is Vital in Deciding Horizontal Well Drilling and Completion Schemes for Production Optimization | |
| RU2757836C1 (en) | Method for development of a zonal-heterogeneous oil reservoir | |
| RU2279539C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2738146C1 (en) | Method for development of formation with bottom water | |
| RU2601707C1 (en) | Method of development of oil and gas condensate deposit | |
| RU2803347C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2803344C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2520033C1 (en) | Method of horizontal oil well construction | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| von Flatern | The science of oil and gas well construction |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090614 |