RU2215128C1 - Method of development of oil field with nonuniform reservoirs and difficultly recoverable oil reserves - Google Patents
Method of development of oil field with nonuniform reservoirs and difficultly recoverable oil reserves Download PDFInfo
- Publication number
- RU2215128C1 RU2215128C1 RU2002126244/03A RU2002126244A RU2215128C1 RU 2215128 C1 RU2215128 C1 RU 2215128C1 RU 2002126244/03 A RU2002126244/03 A RU 2002126244/03A RU 2002126244 A RU2002126244 A RU 2002126244A RU 2215128 C1 RU2215128 C1 RU 2215128C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- low
- injection
- permeability
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти. The present invention relates to the field of the oil industry, namely to the development of an oil field with heterogeneous reservoirs and hard-to-recover oil reserves.
Здесь и далее под неоднородными коллекторами понимаются такие, когда, например, в отложениях русла палеореки проницаемость равняется К1, в береговых отложениях - К2 и K1>>K2. Это так называемая зональная неоднородность. Встречаются также значительные различия проницаемости в разрезе продуктивного пласта, когда один пропласток, прослой или одна пачка имеют среднюю проницаемость K1, а другой - К2 и K1>>K2. Это так называемая слоистая неоднородность. Ради краткости, все виды неоднородности далее будут характеризоваться словами: низко- высокопроницаемая зона пласта, их может быть и много.Hereinafter, heterogeneous reservoirs are understood as those when, for example, in the sediments of the Paleoreka channel, the permeability is K 1 , in coastal deposits - K 2 and K 1 >> K 2 . This is the so-called zonal heterogeneity. There are also significant differences in permeability in the section of the reservoir, when one layer, interlayer or one pack have an average permeability of K 1 , and the other - K 2 and K 1 >> K 2 . This is the so-called layered heterogeneity. For the sake of brevity, all types of heterogeneity will be further characterized by the words: low-permeable formation zone, there can be many of them.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин сначала по разреженной сетке с последующим уплотнением сетки скважин в слабодренируемых участках пласта, добычу нефти за счет вытеснения ее закачиваемой водой при законтурной (внутриконтурной, рядной, площадной) системе заводнения (см. Закиров С.Н. Анализ проблемы. Плотность сетки скважин - нефтеотдача. - М.: Грааль, 2002, с. 109-113). Недостатками известного технического решения являются:
достаточно формальный учет неоднородности пласта по коллекторским свойствам;
ускоренная динамика обводнения добываемой продукции;
значительные объемы попутно добываемой воды;
пониженное значение конечного коэффициента извлечения нефти (КИН);
значительные капитальные и эксплуатационные затраты на разработку месторождения.A known method of developing an oil field, including drilling production and injection wells first on a sparse grid, followed by compaction of the grid of wells in weakly drained sections of the reservoir, oil production by displacing it with pumped water during the contour (in-loop, in-line, areal) water flooding system (see Zakirov S .N. Analysis of the problem. Density of the grid of wells - oil recovery. - M .: Grail, 2002, pp. 109-113). The disadvantages of the known technical solutions are:
sufficiently formal accounting for reservoir heterogeneity by reservoir properties;
accelerated dynamics of irrigation of extracted products;
significant volumes of produced water;
reduced value of the final oil recovery coefficient (CIN);
significant capital and operating costs for the development of the field.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ избирательного заводнения нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин по геометрически правильной сетке их размещения, например, на основе рядных или площадных систем расположения скважин на продуктивной площади, выявление зон пониженного пластового давления и бурение там нагнетательной (нагнетательных) скважины с целью поддержания пластового давления (см. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение. - М.: Недра, 1979). Недостатки, присущие рассматриваемому способу, практически полностью повторяют приведенные выше недостатки, ибо при избирательном, казалось бы целенаправленном заводнении не уделяется внимание слоистой и/или зональной неоднородности коллекторских свойств, что проявляется в стремлении лишь поддержания пластового давления в некотором участке месторождения. Closest to the proposed method is a method of selective waterflooding of an oil field, including drilling production and injection wells according to a geometrically correct grid of their placement, for example, based on in-line or areal well location systems on a productive area, identifying areas of reduced reservoir pressure and drilling there injection (injection ) wells in order to maintain reservoir pressure (see Fazlyev R.T., Area flooding. - M .: Nedra, 1979). The disadvantages inherent in the considered method almost completely repeat the above disadvantages, since selective, seemingly targeted flooding does not pay attention to layered and / or zonal heterogeneity of reservoir properties, which is manifested in the desire only to maintain reservoir pressure in a certain area of the field.
При указанных и других традиционных системах заводнения пласта, как правило, происходит выработка запасов нефти в высокопроницаемой зоне пласта, так как нагнетательная скважина обычно размещается в довольно продуктивных зонах пласта и закачиваемая в систему вертикальных нагнетательных скважин вода, выбирая пути наименьшего сопротивления, вытесняет нефть именно из высокопроницаемых коллекторов. По этой причине в стране формируются в возрастающих объемах трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых зонах пласта. Применение вертикальных нагнетательных скважин сопровождается также ускоренными процессами обводнения продукции добывающих скважин, ибо при повышенных давлениях закачки воды в нагнетательных скважинах происходит гидроразрыв пласта, что, казалось бы, положительно сказывается на приемистости скважин. Однако при слабом учете неоднородности коллекторских свойств пласта эти повышенные объемы закачиваемой воды по трещине гидроразрыва устремляются к забоям добывающих скважин. With these and other traditional reservoir flooding systems, oil reserves are usually depleted in a highly permeable formation zone, since the injection well is usually located in fairly productive zones of the formation and the water pumped into the system of vertical injection wells, displacing oil from high permeability collectors. For this reason, hard-to-recover oil reserves are forming in the country in increasing volumes in low-permeability zones of the reservoir. The use of vertical injection wells is also accompanied by accelerated flooding of production of production wells, because at elevated water injection pressures in injection wells fracturing occurs, which would seem to have a positive effect on the injectivity of the wells. However, with poor accounting for heterogeneity of reservoir properties, these increased volumes of injected water along the fracture rush to the bottom of production wells.
В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки месторождения нефти с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти, обеспечивающего сокращение объемов попутно добываемой воды, увеличение КИН и повышение эффективности процесса разработки месторождения в целом за счет усиления воздействия на слабодренируемые, трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах. The present invention is based on the task of creating a method for developing an oil field with heterogeneous reservoirs and hard-to-recover oil reserves, which reduces the amount of produced water, increases the oil recovery factor and increases the efficiency of the field development process as a whole by enhancing the impact on weakly drained, hard-to-recover oil reserves in low-permeability reservoirs.
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем бурение вертикальных скважин по разреженной сетке для доизучения неоднородности коллекторских свойств пласта, добычу нефти из пробуренных скважин в условиях упругого режима фильтрации, согласно изобретению по данным геолого-промыслового анализа и результатам эксплуатации скважин выявляют низкопроницаемые зоны с трудноизвлекаемыми запасами нефти, формируют систему заводнения за счет закачки воды в низкопроницаемые зоны через нагнетательные скважины, создаваемые в результате бурения горизонтальных скважин, многозабойных скважин или зарезки боковых горизонтальных стволов преимущественно из малодебитных добывающих скважин, позволяющую компенсировать закачкой воды добываемые объемы нефти, газа и воды и поддерживать пластовое давление на заданном уровне, а также тем, что:
для интенсификации закачки воды в низкопроницаемые зоны и соответственно увеличения темпов отбора нефти из высокопроницаемых зон в изначально малодебитной вертикальной скважине проводят гидроразрыв пласта, из этой скважины забуривают не менее одного бокового горизонтального ствола и затем переводят такую скважину в фонд нагнетательных скважин на низкопроницаемые коллекторы;
для интенсификации воздействия на низкопроницаемые зоны отношение числа добывающих скважин к количеству нагнетательных скважин доводят до величины меньше единицы;
на разрабатываемом месторождении забуривание боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемые зоны пласта осуществляют из добывающих и нагнетательных скважин бездействующего фонда или аварийных скважин с переводом их в фонд нагнетательных скважин;
в малопродуктивных добывающих скважинах производят гидроразрывы пласта, забуривают боковой горизонтальный ствол, после чего их переводят в фонд нагнетательных скважин;
в случае обширности зоны с низкопроницаемыми коллекторами в ней формируют элементы разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами, а также с вертикальными скважинами, простимулированными гидроразрывом пласта и переводимыми в фонд нагнетательных, а также добывающих скважин.The achievement of this task is achieved by the fact that in the method of developing an oil field, including drilling vertical wells along a sparse grid to study the heterogeneity of reservoir properties of the formation, oil production from drilled wells in an elastic filtration mode, according to the invention according to the geological field analysis and results of well operation identify low-permeability zones with hard-to-recover oil reserves, form a water-flooding system by pumping water into low-permeability zones through ithout injection wells created in the drilling of horizontal wells, multilateral wells or horizontal wells kickoff lateral marginal preferably from producing wells, water injection allows to compensate the produced volumes of oil, gas and water and maintain reservoir pressure at a predetermined level, and in that:
in order to intensify the injection of water into low-permeability zones and, accordingly, increase the rate of oil withdrawal from high-permeability zones in an initially poorly developed vertical well, hydraulic fracturing is performed, at least one horizontal lateral well is drilled from this well and then such a well is transferred to the reservoir of injection wells to low-permeability reservoirs;
to intensify the impact on low-permeability zones, the ratio of the number of producing wells to the number of injection wells is brought to a value less than unity;
at the field under development, horizontal lateral shafts are drilled into low-permeability zones of the formation from production and injection wells of an inactive fund or emergency wells with their transfer to the fund of injection wells;
in unproductive producing wells, hydraulic fracturing is performed, a horizontal lateral shaft is drilled, after which they are transferred to the injection well fund;
in case of the vastness of the zone with low permeability reservoirs, development elements with horizontal production and injection wells, as well as with vertical wells stimulated by hydraulic fracturing and transferred to the fund of injection and production wells, are formed in it.
В случае приуроченности трудноизвлекаемых запасов нефти к нефтяной оторочке заводнение нефтяной оторочки осуществляют за счет использования горизонтальных нагнетательных скважин или зарезки боковых горизонтальных стволов из вертикальных нагнетательных скважин, из высокообводненных, загазованных или малодебитных добывающих скважин. In the case of confined hard-to-recover oil reserves to the oil rim, the water rim of the oil rim is carried out through the use of horizontal injection wells or sidetracking of horizontal horizontal wells from vertical injection wells, from highly flooded, gassed, or marginal production wells.
Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.
Производят разбуривание нефтяного месторождения вертикальными скважинами по разреженной сетке. Геолого-геофизические и гидродинамические исследования этих скважин позволяют уточнить особенности геологического строения месторождения, выявить пространственное расположение потенциально трудноизвлекаемых запасов нефти, создать 3D геологическую модель месторождения. Drill the oil field with vertical wells along a sparse grid. Geological, geophysical and hydrodynamic studies of these wells make it possible to clarify the features of the geological structure of the field, to identify the spatial location of potentially hard-to-recover oil reserves, and to create a 3D geological model of the field.
Пробуренные скважины пускаются в эксплуатацию с целью добычи нефти в условиях упругого режима фильтрации. Контроль за процессами эксплуатации этих добывающих скважин позволяет уточнить исходную 3D геологическую модель месторождения. Данные об изменениях во времени пластовых и забойных давлений, дебитов скважин по нефти, газу, воде, результаты ГИС-контроля (геофизических исследований скважин), а также гидродинамических исследований скважин дают возможность адаптировать 3D геологическую модель к фактическим данным эксплуатации скважин. Следствием этого является создание 3D гидродинамической модели рассматриваемого нефтяного месторождения. Drilled wells are put into operation for the purpose of oil production in an elastic filtration mode. Monitoring the operating processes of these producing wells allows us to refine the initial 3D geological model of the field. Data on changes in time of reservoir and bottomhole pressures, oil production rates, oil, gas, water, results of GIS control (geophysical studies of wells), as well as hydrodynamic studies of wells make it possible to adapt the 3D geological model to the actual data of well operation. The consequence of this is the creation of a 3D hydrodynamic model of the oil field in question.
Анализ фактических данных эксплуатации скважин даст возможность выявить и проранжировать скважины по значениям их продуктивных характеристик, например, по коэффициенту продуктивности. Высокопродуктивные скважины подтверждают наличие зон пласта с высокими или хорошими коллекторскими свойствами. И наоборот, низкопродуктивные скважины указывают на пространственное местоположение зон, участков, пропластков и пачек продуктивного пласта с низкими коллекторскими свойствами. Такие зоны в будущем могут предопределить слабую дренируемость соответствующих запасов нефти, формирование трудноизвлекаемых запасов. An analysis of the actual data on the operation of the wells will make it possible to identify and rank the wells according to the values of their productive characteristics, for example, according to the productivity coefficient. High-productivity wells confirm the presence of reservoir zones with high or good reservoir properties. Conversely, low productivity wells indicate the spatial location of zones, sections, interlayers and packs of a productive formation with low reservoir properties. Such zones in the future may predetermine poor drainage of the corresponding oil reserves, the formation of hard-to-recover reserves.
Традиционный подход обычно предусматривает геометрически правильные сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин. Это означает, что изначально не учитывается реальная неоднородность коллекторских свойств пласта. В результате добыча нефти происходит, в основном, из высокопроницаемых коллекторов, а закачиваемая в пласт вода вытесняет нефть также из данного типа коллекторов. Следствием этого являются указанные ранее недостатки в показателях разработки - раннее обводнение, большие объемы попутно извлекаемой воды, низкий КИН и т.д. The traditional approach usually involves geometrically correct placement grids for production and injection wells. This means that initially the real heterogeneity of reservoir properties is not taken into account. As a result, oil production occurs mainly from highly permeable reservoirs, and water injected into the reservoir displaces oil also from this type of reservoir. The consequence of this is the previously mentioned drawbacks in development indicators - early flooding, large volumes of associated water extracted, low recovery factor, etc.
Основная идея предлагаемого способа разработки заключается в том, чтобы:
первоначально пробуренные вертикальные и в последующем бурящиеся после уточнения геологической модели месторождения вертикальные и горизонтальные скважины добывали нефть преимущественно из высокопроницаемых зон пласта;
трудноизвлекаемая нефть из низкопроницаемых коллекторов вытеснялась водой в зоны с высокой проницаемостью с тем, чтобы по ним транспортироваться к забоям добывающих скважин;
для эффективности данного процесса вытеснения нефти в зоны пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти забуривают боковые горизонтальные стволы из соответствующих малодебитных скважин или специально бурятся нагнетательные скважины с горизонтальными стволами;
с этой же целью в ряде вертикальных малодебитных скважин проводят гидроразрыв пласта и затем переводят их в фонд нагнетательных скважин;
к интенсификации добычи нефти привлекают также боковые горизонтальные стволы в качестве нагнетательных, забуриваемых из бездействующих малодебитных, высокообводненных, требующих ремонта или аварийных скважин.The main idea of the proposed development method is to:
initially drilled vertical and subsequently drilled after updating the geological model of the field, vertical and horizontal wells produced oil mainly from highly permeable zones of the reservoir;
hard-to-recover oil from low-permeability reservoirs was displaced by water into zones with high permeability in order to be transported through them to the faces of production wells;
for the effectiveness of this process of displacing oil into zones of a reservoir with hard-to-recover oil reserves, horizontal lateral shafts are drilled from the corresponding low-production wells or injection wells with horizontal shafts are specially drilled;
for the same purpose, in a number of vertical low-debit wells, hydraulic fracturing is carried out and then they are transferred to the injection well fund;
lateral horizontal shafts are also attracted to intensify oil production as injection wells drilled from inactive low-production, highly flooded, requiring repair or emergency wells.
При традиционных методах заводнения отношение числа добывающих скважин к количеству нагнетательных всегда больше единицы и обычно равняется 2-3. Наши исследования показывают, что целесообразнее нефть из низкопроницаемых зон вытеснять водой в высокопроницаемые зоны, что может при одинаковых темпах добычи нефти из месторождения привести к сокращению числа добывающих скважин, так как фонд добывающих скважин не будет содержать малодебитные скважины с осложненными условиями эксплуатации. С другой стороны, интенсификация процесса вытеснения нефти водой из низкопроницаемых зон может потребовать увеличения числа нагнетательных скважин. Это означает, что в неоднородных коллекторах отношение числа добывающих скважин к количеству нагнетательных скважин может быть и даже должно быть меньше единицы. With traditional waterflooding methods, the ratio of the number of producing wells to the number of injection wells is always greater than unity and usually equals 2-3. Our studies show that it is more expedient to displace oil from low-permeability zones with water to high-permeability zones, which, at the same rate of oil production from a field, can lead to a reduction in the number of production wells, since the production fund of wells will not contain low-production wells with complicated operating conditions. On the other hand, the intensification of the process of oil displacement by water from low-permeability zones may require an increase in the number of injection wells. This means that in heterogeneous reservoirs, the ratio of the number of producing wells to the number of injection wells can and should even be less than one.
При традиционных методах заводнения используются нагнетательные скважины только в варианте вертикальных скважин. Важной компонентой предлагаемого изобретения является закачка воды на основе специально бурящихся горизонтальных скважин или через боковые горизонтальные стволы. При традиционном подходе нередко оказывается, что вертикальная нагнетательная скважина вскрывает, например, две пачки, одна из которых высокопроницаемая, а другая - низкопроницаемая. При закачке воды в такую скважину она проникает по путям наименьшего сопротивления, т.е. в высокопроницаемую пачку продуктивного пласта. Этим и объясняется тот факт, что низкопроницаемый коллектор оказывается невовлеченным в процесс добычи нефти, так как в нем отсутствует явление вытеснения нефти водой. With traditional waterflooding methods, injection wells are used only in vertical wells. An important component of the invention is the injection of water based on specially drilled horizontal wells or through lateral horizontal shafts. In the traditional approach, it often turns out that a vertical injection well reveals, for example, two packs, one of which is highly permeable and the other is low permeable. When water is pumped into such a well, it penetrates along the paths of least resistance, i.e. into a highly permeable pack of the reservoir. This explains the fact that the low-permeability reservoir is not involved in the oil production process, since there is no phenomenon of oil displacement by water.
В предлагаемом изобретении большинство нагнетательных стволов должно целиком располагаться в низкопроницаемой зоне или низкопроницаемых пропластках, пачках продуктивного пласта. Тогда каждый м3 закачанной воды вытеснит 1 м3 нефти из низкопроницаемого коллектора и нетрудно видеть куда - в зоны пласта с высокой проницаемостью, а отсюда нефть поступает к забоям добывающих скважин.In the present invention, the majority of injection shafts should be entirely located in the low-permeability zone or low-permeability layers, packs of the reservoir. Then each m 3 of injected water will displace 1 m 3 of oil from the low permeability reservoir and it is easy to see where - in the zones of the reservoir with high permeability, and from here the oil goes to the bottom of the producing wells.
Теперь становится понятной идея о том, чтобы нагнетательный ствол был протяженным, иначе, как говорят, горизонтальным. Это позволяет повысить расход воды по такой нагнетательной скважине, а значит, и количество нефти, вытесняемой из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые участки, т.е. повышается эффективность дренирования и приобщения к дренированию трудноизвлекаемых запасов нефти. Аналогичным целям служат операции гидроразрыва пласта в низкодебитных возвратных или бездействующих добывающих скважинах с последующим переводом их в фонд эксплуатационных. Now it becomes clear the idea that the injection barrel was extended, otherwise, as they say, horizontal. This allows you to increase the flow rate of water in such an injection well, and hence the amount of oil displaced from low-permeability zones to high-permeability sections, i.e. increases the efficiency of drainage and familiarization with the drainage of hard-to-recover oil reserves. Fracturing operations in low-rate return or inactive producing wells with their subsequent transfer to the production fund serve similar purposes.
В случае значительности площадных размеров низкопроницаемой зоны в ней создают элементы разработки на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных нагнетательных скважин, простимулированных гидроразрывом пласта. Взаимное их положение может формироваться по той или иной известной сетке площадного заводнения. Нагнетательные скважины указанных двух типов будут увеличивать важнейший параметр - коэффициент охвата, а следовательно, и величину коэффициента извлечения нефти. In the case of the significant areal dimensions of the low-permeability zone, development elements are created in it based on horizontal production and injection wells, as well as vertical injection wells stimulated by hydraulic fracturing. Their mutual position can be formed according to one or another known area flooding pattern. Injection wells of these two types will increase the most important parameter - the coverage factor, and therefore the magnitude of the oil recovery coefficient.
Если трудноизвлекаемые запасы нефти приурочены к нефтяной оторочке, то заводнение нефтяной оторочки также целесообразно производить за счет использования горизонтальных нагнетательных скважин или зарезки боковых горизонтальных стволов из вертикальных нагнетательных скважин, из высокообводненных, загазованных или малодебитных добывающих скважин. Традиционное же применение вертикальных скважин в качестве нагнетательных вызывает расформирование запасов нефти вследствие точечной закачки значительных объемов воды в нефтяную оторочку. If hard-to-recover oil reserves are confined to the oil rim, it is also advisable to waterfill the oil rim by using horizontal injection wells or by sidetracking horizontal wells from vertical injection wells, from highly flooded, gassed, or low-producing production wells. The traditional use of vertical wells as injection wells causes the dissolution of oil reserves due to the point injection of significant volumes of water into the oil rim.
Во всех предыдущих примерах и случаях под горизонтальными скважинами, как обычно, понимаются строго горизонтальные стволы, или восходящие кверху, или нисходящие книзу под небольшим углом стволы скважин. In all the previous examples and cases, horizontal wells, as usual, are understood to mean strictly horizontal boreholes, either ascending upward or boreholes downward at a slight angle.
Пример
Достоинства предлагаемого способа разработки рассматриваются на простом, но наглядном примере, когда пятиточечный элемент разработки располагается в продуктивном пласте с зональной неоднородностью. Геометрические размеры элемента разработки указываются на фиг.1а. Тридцать процентов запасов нефти приходятся на зону пласта с проницаемостью К1=0,5 дарси, а остальные - на низкопроницаемую зону с К2= 0,01 дарси (см. фиг.1б). Толщина пласта 10 м, коэффициент пористости 0,23.Example
The advantages of the proposed development method are considered in a simple, but illustrative example, when the five-point development element is located in a reservoir with zonal heterogeneity. The geometric dimensions of the development element are shown in figa. Thirty percent of the oil reserves are in the formation zone with permeability K 1 = 0.5 darsi, and the rest - in the low-permeability zone with K 2 = 0.01 darsi (see fig. 1b). Formation thickness 10 m, porosity coefficient 0.23.
Применительно к данному элементу разработки рассматриваются 4 варианта воздействия на зону пласта с низкими коллекторскими свойствами. Во всех вариантах добывающие скважины эксплуатируются при забойном давлении, равном 10 МПа, а забойное давление в нагнетательной скважине составляет 27 МПа. Начальное пластовое давление равняется 16,6 МПа, давление насыщения 8 МПа. In relation to this development element, 4 options are considered for influencing the formation zone with low reservoir properties. In all cases, production wells are operated at a bottomhole pressure of 10 MPa, and a bottomhole pressure in the injection well is 27 MPa. The initial reservoir pressure is 16.6 MPa, the saturation pressure is 8 MPa.
Вариант 1. Оценивает показатели разработки при традиционном воздействии на продуктивный пласт. Здесь в эксплуатации находятся 4 добывающие скважины А, В, С, D и одна нагнетательная скважина Е. Все скважины вертикальные. Option 1. Evaluates development indicators with traditional impact on the reservoir. Here, 4 production wells A, B, C, D and one injection well E. are in operation. All wells are vertical.
Вариант 2. Отличие состоит в том, что вместо нагнетательной скважины Е сооружается горизонтальная скважина L, горизонтальный ствол которой размещается в 3 м от подошвы пласта. Option 2. The difference is that instead of the injection well E, a horizontal well L is being constructed, the horizontal well of which is located 3 m from the bottom of the formation.
Вариант 3. В отличие от варианта 2 горизонтальная скважина длиной 500 м располагаются на торцевой грани CD в 3 м от подошвы пласта. Option 3. In contrast to option 2, a horizontal well 500 m long is located on the CD end face 3 m from the bottom of the formation.
Результаты расчетов для вариантов 1 и 2 показали, что дебиты скважин С и D находятся на уровне нерентабельности. Поэтому в данном и следующем варианте скважины С и D отсутствуют. The calculation results for options 1 and 2 showed that the flow rates of wells C and D are at the level of unprofitability. Therefore, in this and the next embodiment, wells C and D are absent.
Вариант 4. Здесь бурится вертикальная скважина Н, в ней осуществляется гидроразрыв пласта (на фиг. 1а, трещина гидроразрыва обозначена буквой М). Из простимулированной гидроразрывом скважины Н забуривается горизонтальный ствол L. Скважина Н с трещиной гидроразрыва и боковым горизонтальным стволом превращается в нагнетательную скважину. Option 4. A vertical well N is drilled here, hydraulic fracturing is carried out in it (in Fig. 1a, the hydraulic fracture is marked with the letter M). A horizontal well L is drilled from a well N stimulated by hydraulic fracturing. Well N, with a hydraulic fracture and a lateral horizontal well, is transformed into an injection well.
Некоторые результаты гидродинамических расчетов в 3D двухфазной постановке приводятся на фиг.2 и 3. Из фиг.2 следует, что варианты 2, 3 и 4 по сравнению с вариантом 1 характеризуются большими накопленными объемами добытой нефти. Фиг.3 иллюстрирует другое достоинство предлагаемого способа разработки. Из фиг.3 следует, что варианты 2, 3 и 4, отражающие разные подходы согласно предлагаемому способу разработки, обеспечивают большие периоды безводной добычи нефти и соответственно меньшие объемы попутно добываемой воды. Some results of hydrodynamic calculations in a 3D two-phase formulation are shown in FIGS. 2 and 3. From FIG. 2, it follows that options 2, 3, and 4, compared to option 1, are characterized by large accumulated volumes of produced oil. Figure 3 illustrates another advantage of the proposed development method. From figure 3 it follows that options 2, 3 and 4, reflecting different approaches according to the proposed method of development, provide large periods of anhydrous oil production and, accordingly, smaller volumes of produced water along the way.
Таким образом, представленные результаты исследований подтверждают справедливость предлагаемого подхода к разработке залежи нефти с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти. Thus, the presented research results confirm the validity of the proposed approach to the development of oil deposits with heterogeneous reservoirs and hard-to-recover oil reserves.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002126244/03A RU2215128C1 (en) | 2002-10-03 | 2002-10-03 | Method of development of oil field with nonuniform reservoirs and difficultly recoverable oil reserves |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002126244/03A RU2215128C1 (en) | 2002-10-03 | 2002-10-03 | Method of development of oil field with nonuniform reservoirs and difficultly recoverable oil reserves |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2215128C1 true RU2215128C1 (en) | 2003-10-27 |
Family
ID=31989429
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002126244/03A RU2215128C1 (en) | 2002-10-03 | 2002-10-03 | Method of development of oil field with nonuniform reservoirs and difficultly recoverable oil reserves |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2215128C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2443855C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity |
| RU2451166C1 (en) * | 2011-06-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2514046C1 (en) * | 2012-10-02 | 2014-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| RU2616010C1 (en) * | 2016-06-19 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Recovery method of zone-heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralized water flooding |
| CN110821458A (en) * | 2019-10-31 | 2020-02-21 | 中国石油大学(北京) | Injection allocation amount determination method, device and system for horizontal well three-dimensional well pattern |
| RU2718665C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-04-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Development method of low-permeability reservoir |
| CN111219180A (en) * | 2020-01-08 | 2020-06-02 | 中海石油(中国)有限公司 | Method for screening development test area suitable for injecting oxygen-reduced air in offshore low-permeability oilfield |
| RU2725062C1 (en) * | 2020-02-14 | 2020-06-29 | Александр Семенович Кундин | Development method of oil deposit with low-permeability headers and high-permeability interlayers |
| RU2788182C1 (en) * | 2022-01-31 | 2023-01-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing oil deposits with low-permeability reservoirs |
-
2002
- 2002-10-03 RU RU2002126244/03A patent/RU2215128C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ФАЗЛЫЕВ Р.Т. Площадное заводнение. - М.: Недра, 1979, с.125-130. * |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2443855C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity |
| RU2451166C1 (en) * | 2011-06-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2514046C1 (en) * | 2012-10-02 | 2014-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| RU2616010C1 (en) * | 2016-06-19 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Recovery method of zone-heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralized water flooding |
| RU2718665C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-04-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Development method of low-permeability reservoir |
| CN110821458A (en) * | 2019-10-31 | 2020-02-21 | 中国石油大学(北京) | Injection allocation amount determination method, device and system for horizontal well three-dimensional well pattern |
| CN111219180A (en) * | 2020-01-08 | 2020-06-02 | 中海石油(中国)有限公司 | Method for screening development test area suitable for injecting oxygen-reduced air in offshore low-permeability oilfield |
| CN111219180B (en) * | 2020-01-08 | 2023-06-02 | 中海石油(中国)有限公司 | Method for screening test areas suitable for oxygen-reduced air injection development in offshore low-permeability oil fields |
| RU2725062C1 (en) * | 2020-02-14 | 2020-06-29 | Александр Семенович Кундин | Development method of oil deposit with low-permeability headers and high-permeability interlayers |
| RU2788182C1 (en) * | 2022-01-31 | 2023-01-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing oil deposits with low-permeability reservoirs |
| RU2819865C1 (en) * | 2023-10-23 | 2024-05-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil field with heterogeneous reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9080435B2 (en) | Upgoing drainholes for reducing liquid-loading in gas wells | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| US10077643B2 (en) | Method of completing and producing long lateral wellbores | |
| RU2660683C1 (en) | Method of developing low-permeability oil fields based on the use of horizontal wells with longitudinal fractures of hydraulic fracturing | |
| RU2215128C1 (en) | Method of development of oil field with nonuniform reservoirs and difficultly recoverable oil reserves | |
| RU2208140C1 (en) | A method of development of oil pool with low-permeability reservoirs | |
| RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| Serdyuk et al. | Multistage Stimulation of Sidetrack Wellbores Utilizing Fiber-Enhanced Plugs Proves Efficient for Brown Oil Fields Development | |
| RU2190761C1 (en) | Process of development of oil field with artificial formation pressure | |
| Zimmermann et al. | Well path design and stimulation treatments at the geothermal research well GtGrSk4/05 in Groß Schönebeck | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| US20140182834A1 (en) | System for developing high pressure shale or tight rock formations using a profusion of open hole sinusoidal laterals | |
| RU2208137C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2024740C1 (en) | Method for development of heterogeneous multilayer oil field | |
| RU2630514C1 (en) | Method of operation of production and water-bearing formations separated by impermeable interlayer, well with horizontal shafts and cracks of formation hydraulic fracturing | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| Taipova et al. | Role of horizontal wells and hydraulic fracturing in increasing the efficiency of oilfield development using the example of oil and gas production department «Aznakayevskneft» Tatneft PJSC | |
| RU2078201C1 (en) | Method of increasing formation oil recovery | |
| RU2357072C1 (en) | Method of development of multi-horizon field of massif type | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2191892C2 (en) | Method of nonuniform oil deposit development | |
| EP2022935A1 (en) | Drainage method for multilayer reservoirs | |
| Rausch et al. | Case history of successfully water flooding a fractured sandstone | |
| RU1825392C (en) | Method for development of oil pool with complicated structure | |
| RU2212525C1 (en) | Method of secondary tapping of oil and gas well producing formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061004 |