RU2256070C1 - Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector - Google Patents
Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector Download PDFInfo
- Publication number
- RU2256070C1 RU2256070C1 RU2004117803/03A RU2004117803A RU2256070C1 RU 2256070 C1 RU2256070 C1 RU 2256070C1 RU 2004117803/03 A RU2004117803/03 A RU 2004117803/03A RU 2004117803 A RU2004117803 A RU 2004117803A RU 2256070 C1 RU2256070 C1 RU 2256070C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- low
- penetrable
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of an oil field with heterogeneous reservoirs and hard-to-recover oil reserves.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды и отбор нефти через горизонтальные скважины, с взаимно перпендикулярным размещением горизонтальных скважин (см. Ерохин В.П. и др. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, №9, 1997, с.32-35).A known method of developing an oil reservoir, including water injection and oil extraction through horizontal wells, with mutually perpendicular placement of horizontal wells (see V. Erokhin and others. Experience and problems in the construction of horizontal wells. // Oil industry, No. 9, 1997, p. 32-35).
Недостатки данного способа разработки заключаются в следующем: взаимно перпендикулярное размещение горизонтальных скважин в случае наличия слоистой неоднородности пласта вызывает уменьшение дебитов, по крайней мере, пары скважин по нефти, а также преждевременное обводнение добываемой продукции; указанные недостатки предопределяют снижение конечного коэффициента извлечения нефти.The disadvantages of this development method are as follows: the mutually perpendicular placement of horizontal wells in the presence of a layered heterogeneity of the formation causes a decrease in production rates of at least a couple of wells in oil, as well as premature flooding of the produced products; These shortcomings predetermine a decrease in the final oil recovery coefficient.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежей нефти с низкопроницаемыми неоднородными коллекторами, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт для вытеснения нефти к добывающим скважинам и проведение гидравлического разрыва пласта. Согласно изобретению, добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами, параллельными друг другу в плане, с пересечением всех низкопроницаемых пластов от кровли до подошвы залежи. В своде структуры бурят вертикальные скважины вдоль выявленной или предполагаемой трассировки естественной трещиноватости с расположением забоев этих скважин на продолжении экстраполяционных прямых по отношению к горизонтальным стволам нагнетательных скважин. После этого в данных скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта. Закачку воды производят в вертикальные скважины, в которых осуществлен гидроразрыв пласта, и в горизонтальные нагнетательные скважины. Закачку воды осуществляют с химическими реагентами, предотвращающими разбухание глинистых частиц и пропластков, и реагентами для выравнивания профиля приемистости, которые вводят в закачиваемую воду после обводнения добываемой продукции на 50-80% (Патент РФ №2208140, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 10.07.2003 - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method of developing oil deposits with low permeable heterogeneous reservoirs, including drilling production and injection wells, pumping water into the formation to displace oil to production wells and conducting hydraulic fracturing. According to the invention, production and injection wells are drilled with horizontal shafts parallel to each other in plan, with the intersection of all low-permeability formations from the roof to the bottom of the reservoir. In the arch of the structure, vertical wells are drilled along the identified or suspected trace of natural fracturing with the faces of these wells located on the extrapolation lines in relation to the horizontal wells of the injection wells. After that, in these wells, hydraulic fracturing is performed. Water is injected into vertical wells, in which hydraulic fracturing has been carried out, and into horizontal injection wells. Water is injected with chemicals that prevent the swelling of clay particles and interlayers, and reagents for leveling the injectivity profile, which are injected into the injected water after flooding the produced products by 50-80% (RF Patent No. 2208140, class E 21 V 43/20, publ. 07/10/2003 - prototype).
Известный способ обеспечивает повышение эффективности при учете слоистой неоднородности пластов, сокращение объемов попутной воды, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет усиления воздействия на слабодренируемые и трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах.The known method provides improved efficiency when taking into account layered heterogeneity of the formations, reduced volumes of associated water, increased oil recovery by increasing the impact on poorly drained and hard to recover oil reserves in low permeability reservoirs.
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача низкопроницаемых зон нефтяной залежи.The disadvantage of this method is the low oil recovery of low-permeability zones of the oil reservoir.
В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.The invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи нефти с неоднородным коллектором, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин с боковыми горизонтальными стволами, закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение гидравлического разрыва пласта в нагнетательных скважинах, согласно изобретению, боковые горизонтальные стволы бурят в низкопроницаемую зону залежи в нагнетательных скважинах размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов, а гидравлический разрыв пласта проводят в низкопроницаемой зоне через пробуренные боковые горизонтальные стволы.The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir with an inhomogeneous reservoir, including drilling production and injection wells with horizontal lateral shafts, pumping water through injection wells, taking oil through production wells and conducting hydraulic fracturing in injection wells, according to the invention, lateral horizontal the trunks are drilled into the low-permeability zone of the reservoir in injection wells by erosion of the rock under high fluid pressure with the formation of thin and long channels, and hydraulic fracturing is carried out in a low permeability zone through drilled horizontal lateral shafts.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. бурение добывающих и нагнетательных скважин с боковыми горизонтальными стволами;1. drilling production and injection wells with horizontal lateral shafts;
2. закачка воды через нагнетательные скважины;2. water injection through injection wells;
3. отбор нефти через добывающие скважины;3. the selection of oil through production wells;
4. проведение гидравлического разрыва пласта в нагнетательных скважинах;4. hydraulic fracturing in injection wells;
5. бурение боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемую зону залежи в нагнетательных скважинах размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов;5. drilling horizontal lateral shafts into the low-permeability zone of the reservoir in injection wells by erosion of the rock under high fluid pressure with the formation of thin and long channels;
6. проведение гидравлического разрыва пласта в низкопроницаемой зоне через пробуренные боковые горизонтальные стволы.6. conducting hydraulic fracturing in the low-permeability zone through the drilled horizontal lateral shafts.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5, 6 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-4 are common with the prototype, signs 5, 6 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке неоднородной нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. Охватываются разработкой, в основном, высокопроницаемые зоны. По этим причинам нефтеотдача неоднородной нефтяной залежи бывает на 10-20 пунктов ниже, чем обычной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших невыработанных зон. Задача решается следующей совокупностью операций.When developing a heterogeneous oil reservoir, part of the reservoir’s reserves remains unreached. The development covers mainly highly permeable zones. For these reasons, the oil recovery of a heterogeneous oil reservoir is 10–20 points lower than that of a conventional reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of a heterogeneous reservoir due to a more complete coverage of formations by impact, involving previously undeveloped zones into development. The problem is solved by the following set of operations.
При разработке нефтяной залежи бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины и разрабатывают залежь, отбирая нефть через добывающие скважины и проводя закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. В ходе разработки выявляют низкопроницаемые зоны залежи, не охваченные воздействием. Из существующих нагнетательных скважин, из добывающих скважин с минимальным дебитом или обводнившихся добывающих скважин бурят боковые горизонтальные стволы в низкопроницаемые зоны залежи.When developing an oil reservoir, vertical production and injection wells are drilled and a reservoir is developed by taking oil through production wells and injecting a working agent through injection wells. In the course of development, low-permeability zones of the deposit that are not affected by exposure are identified. From existing injection wells, from production wells with a minimum flow rate or waterlogged production wells, lateral horizontal shafts are drilled into low-permeability zones of the reservoir.
Для образования бокового горизонтального ствола в существующей скважине в обсадной колонне на глубине продуктивного пласта вырезают боковое окно и намечают будущий горизонтальный ствол. В вырезанное окно вставляют тонкую гибкую трубу с сопловым аппаратом на конце. Под большим давлением порядка 15-20 МПа подают по гибкой трубе размывающий флюид и одновременно продвигают ее в пласт по образующемуся тонкому боковому горизонтальному стволу. Таким образом, за 20-30 мин удается пройти 100 м диаметром несколько миллиметров. Расход размывающего флюида составляет 1-2 л/с.To form a lateral horizontal wellbore in an existing well in the casing string at the depth of the reservoir, a side window is cut out and a future horizontal well is planned. A thin flexible pipe with a nozzle device at the end is inserted into the cut window. Under high pressure of the order of 15-20 MPa, erosion fluid is supplied through a flexible pipe and at the same time it is advanced into the formation along the resulting thin horizontal lateral trunk. Thus, in 20-30 minutes, it is possible to walk 100 m with a diameter of several millimeters. The flow rate of erosion fluid is 1-2 l / s.
После формирования бокового горизонтального ствола проводят закачку жидкости разрыва с пропантом избирательно в образованный боковой горизонтальный ствол под давлением разрыва пласта. После чего проводят закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы и вытеснение нефти в высокопроницаемые зоны.After the formation of the lateral horizontal wellbore, the fracturing fluid with propant is injected selectively into the formed lateral horizontal wellbore under pressure of the fracturing. After that, the working agent is injected into low-permeability zones through horizontal lateral shafts and oil is displaced into highly permeable zones.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм2, нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29°С, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м3, вязкость - 46 мПа·с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м3/т, содержание серы - 3,64%. После разбуривания на участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами составляет 400-500 м.An oil reservoir of the Romashkinskoye field is being developed with the following characteristics: porosity - 18.4%, average permeability - 0.646 μm 2 , oil saturation - 61.1%, absolute mark of water-oil contact - 1530 m, average oil-saturated thickness - 4 m, initial reservoir pressure - 16 MPa, reservoir temperature - 29 ° С, reservoir oil parameters: density - 930 kg / m 3 , viscosity - 46 MPa · s, saturation pressure - 1.8 MPa, gas content - 15.2 m 3 / t, sulfur content - 3 , 64%. After drilling on the site of the deposit, oil is taken through 24 producing wells and pumping a working agent through 7 injection wells. The distance between the wells is 400-500 m.
На залежи выявляют низкопроницаемую зону залежи с проницаемостью порядка 0,3 мкм2. Останавливают ближайшую нагнетательную скважину. В скважине ниже интервала продуктивного пласта устанавливают цементный мост. В скважину в интервал продуктивного пласта опускают трубу с пусковой муфтой на глубине 500 м и с коленчатым патрубком на конце. В трубу пропускают гибкий вал с шаровой фрезой. На глубине продуктивного пласта посредством вращающегося гибкого вала и шаровой фрезы вырезают отверстие в обсадной колонне скважины и формируют начало горизонтального ствола проходкой последнего на несколько метров. Гибкий вал и шаровую фрезу извлекают из трубы. В трубу опускают гибкую трубу с сопловым аппаратом на конце и вводят сопловой аппарат в формируемый горизонтальный ствол. В гибкую трубу закачивают размывающий флюид, представляющий собой 0,2%-ный водный раствор сульфонола. Размывающий флюид закачивают под давлением 20 МПа с расходом 1 л/с. Гибкую трубу постепенно подают в разбуриваемый ствол, в то время как размывающий флюид размывает породу продуктивного пласта. В результате за 20 мин образуется боковой горизонтальный ствол диаметром порядка 50 мм и длиной 100 м в направлении низкопроницаемой зоны.In the reservoir, a low-permeability zone of the reservoir with a permeability of the order of 0.3 μm 2 is detected. Stop the nearest injection well. A cement bridge is installed in the well below the interval of the reservoir. A pipe with a starting sleeve at a depth of 500 m and with a bend at the end is lowered into the well in the interval of the reservoir. A flexible shaft with a ball mill is passed into the pipe. At the depth of the reservoir by means of a rotating flexible shaft and a ball mill, a hole is cut out in the casing of the well and the beginning of the horizontal well is formed by driving the latter several meters. The flexible shaft and ball mill are removed from the pipe. A flexible pipe with a nozzle apparatus at the end is lowered into the pipe and the nozzle apparatus is introduced into the horizontal barrel being formed. The erosion fluid, which is a 0.2% aqueous sulfonol solution, is pumped into the flexible tube. The leaching fluid is pumped under a pressure of 20 MPa with a flow rate of 1 l / s. A flexible pipe is gradually fed into the drilled hole, while the erosion fluid erodes the formation rock. As a result, in 20 minutes a horizontal lateral trunk is formed with a diameter of about 50 mm and a length of 100 m in the direction of the low-permeability zone.
В интервал пробуренного горизонтального ствола спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером, размещенным выше данного интервала. Через пробуренный боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемую зону залежи закачивают жидкость разрыва с пропантом под давлением разрыва пласта 30 МПа. При этом практически полностью трещина разрыва раскрывается в низкопроницаемой области, за счет чего проницаемость этой зоны увеличивается.A column of tubing with a packer placed above this interval is lowered into the horizontal borehole interval. Through the drilled horizontal lateral well into the low-permeability zone of the reservoir, fracturing fluid with propant is pumped under a fracturing pressure of 30 MPa. In this case, the fracture crack is almost completely opened in the low-permeability region, due to which the permeability of this zone increases.
Далее закачивают рабочий агент (пластовую воду) в пробуренный боковой горизонтальный ствол и вытесняют нефть в высокопроницаемые зоны.Next, a working agent (produced water) is pumped into a drilled horizontal lateral shaft and oil is displaced into highly permeable zones.
В результате нефтеотдача участка залежи возросла на 1,5%.As a result, the oil recovery of the deposit site increased by 1.5%.
Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will increase the recovery of deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004117803/03A RU2256070C1 (en) | 2004-06-15 | 2004-06-15 | Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004117803/03A RU2256070C1 (en) | 2004-06-15 | 2004-06-15 | Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2256070C1 true RU2256070C1 (en) | 2005-07-10 |
Family
ID=35838418
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004117803/03A RU2256070C1 (en) | 2004-06-15 | 2004-06-15 | Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2256070C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2478164C1 (en) * | 2011-10-07 | 2013-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer |
RU2630543C2 (en) * | 2012-11-26 | 2017-09-11 | Конокофиллипс Компани | Formation of cross-linking in the swellable polymer with pei |
-
2004
- 2004-06-15 RU RU2004117803/03A patent/RU2256070C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2478164C1 (en) * | 2011-10-07 | 2013-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer |
RU2630543C2 (en) * | 2012-11-26 | 2017-09-11 | Конокофиллипс Компани | Formation of cross-linking in the swellable polymer with pei |
RU2630543C9 (en) * | 2012-11-26 | 2017-12-05 | Конокофиллипс Компани | Formation of cross-linking in the swellable polymer with pei |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2595018C (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation | |
US7401652B2 (en) | Multi-perf fracturing process | |
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
RU2612060C9 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
RU2394981C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
RU2256070C1 (en) | Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector | |
RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
RU2757836C1 (en) | Method for development of a zonal-heterogeneous oil reservoir | |
RU2256069C1 (en) | Method for extracting oil deposit | |
RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
RU2260686C1 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110616 |