RU2386804C1 - Method of oil pool development with gas cap and bottom water - Google Patents
Method of oil pool development with gas cap and bottom water Download PDFInfo
- Publication number
- RU2386804C1 RU2386804C1 RU2008147810/03A RU2008147810A RU2386804C1 RU 2386804 C1 RU2386804 C1 RU 2386804C1 RU 2008147810/03 A RU2008147810/03 A RU 2008147810/03A RU 2008147810 A RU2008147810 A RU 2008147810A RU 2386804 C1 RU2386804 C1 RU 2386804C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- gas
- horizontal
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки залежи нефти при упруго-водонапорном режиме.The invention relates to the field of development of oil deposits in the elastic-water mode.
Известен способ разработки нефтяных месторождений с использованием рядных систем расстановки скважин, предусматривающий расположение рядов скважин параллельно друг другу или кругами на залежи, которая схематизировалась в виде круга (Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. М., 1998, с.396-398).A known method of developing oil fields using in-line well placement systems, providing for the arrangement of rows of wells parallel to each other or in circles on deposits, which was schematized in the form of a circle (V. Kudinov, Basics of oil and gas production. M., 1998, pp. 396-398) .
Такие схемы расположения скважин эффективны в том случае, когда зональная и послойная неоднородность залежи невелика, а продуктивные пласты характеризуются хорошими коллекторскими свойствами.Such well location schemes are effective when the zonal and layer-by-layer heterogeneity of the reservoir is small, and productive formations are characterized by good reservoir properties.
Недостатком такой системы является ее низкая эффективность в залежах с малыми коэффициентами песчанистости и связности и высокими коэффициентами расчлененности. При подобной стратегии разбуривания вследствие отсутствия информации о реальном строении пластов значительная часть скважин оказывается гидродинамически изолированной. Охват пластов вытесняющим агентом и, следовательно, нефтеотдача оказываются низкими.The disadvantage of such a system is its low efficiency in deposits with low sandiness and cohesion coefficients and high dissection coefficients. With such a drilling strategy, due to the lack of information about the real formation structure, a significant part of the wells is hydrodynamically isolated. Formation coverage by the displacing agent and therefore oil recovery are low.
Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, предусматривающий предварительное бурение вертикальных (наклонно-направленных скважин) по редкой сетке, а затем после уточнения геологического строения залежей бурение новых скважин, с помощью которых оптимизируется система разработки (RU 2188938 С1, 2001).A known method of developing a multilayer oil field, providing for the preliminary drilling of vertical (directional wells) on a sparse grid, and then, after refining the geological structure of the deposits, drilling new wells with which to optimize the development system (RU 2188938 C1, 2001).
Недостатком этого способа является тот факт, что его область применения не распространяется на залежи с газовой шапкой и подошвенной водой, где пробуренные на первом этаже вертикальные (наклонно-направленные) скважины по эффективности дренирования запасов будут в разы уступать горизонтальным скважинам, которые должны буриться на втором этапе. Чем меньше эффективные нефтенасыщенные и общие нефтенасыщенные толщины на залежи с газовой шапкой и подошвенной водой, тем больше будет проблем с эксплуатацией вертикальных скважин и тем менее эффективной будет предложенная в этом патенте система разработки.The disadvantage of this method is the fact that its scope does not apply to deposits with a gas cap and bottom water, where vertical (deviated) wells drilled on the first floor will be inferior in effectiveness to drainage reserves to horizontal wells that should be drilled on the second stage. The less effective oil-saturated and total oil-saturated thicknesses in deposits with a gas cap and bottom water, the more problems there will be with the operation of vertical wells and the less effective the development system proposed in this patent.
Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, в котором предлагается на залежи определять продольную ось и зоны с повышенной и пониженной проницаемостью, при этом вертикальные добывающие скважины размещают рядами вдоль продольной оси, а горизонтальные веерообразно под углом к продольной оси залежи, не меньшим 30°, одновременно в зонах с повышенной и пониженной проницаемостью, при этом разработку залежи ведут на естественном режиме (RU 2061176, 1995).Of the known methods, the closest to the proposed one is a method of developing an oil deposit, in which it is proposed to determine the longitudinal axis and zones with increased and reduced permeability on the deposits, while vertical production wells are placed in rows along the longitudinal axis, and horizontal fan-shaped at an angle to the longitudinal axis of the reservoir, not less than 30 °, at the same time in areas with increased and reduced permeability, while the development of the deposits is conducted in natural mode (RU 2061176, 1995).
Недостатком этого способа является низкая нефтеотдача на залежах с газовой шапкой и подошвенной водой. На подобных залежах горизонтальные скважины должны располагаться по всей площади залежи без ограничения размеров угла относительно продольной оси, поскольку в противном случае вследствие высокой расчлененности значительные запасы нефти окажутся вне зоны дренирования, а эксплуатация вертикальных скважин, пробуренных вдоль продольной оси, будет малоэффективной из-за образования газовых и водяных конусов, а также прорывов воды и газа по негерметичному заколонному пространству.The disadvantage of this method is the low oil recovery in deposits with a gas cap and bottom water. In such deposits, horizontal wells should be located over the entire area of the reservoir without limiting the angle dimensions relative to the longitudinal axis, because otherwise, due to the high degree of dislocation, significant oil reserves will be outside the drainage zone, and the operation of vertical wells drilled along the longitudinal axis will be ineffective due to the formation of gas and water cones, as well as breakthroughs of water and gas through leaky annular space.
Задачей настоящего изобретения является создание способа разработки залежей нефти с газовой шапкой и подошвенной водой, обеспечивающего повышение коэффициента извлечения нефти при минимальном количестве пробуренных скважин за счет создания с помощью вытесняющего агента герметичного барьера между нефтяной оторочкой и газовой шапкой.An object of the present invention is to provide a method for developing oil deposits with a gas cap and bottom water, which provides an increase in the oil recovery coefficient with a minimum number of drilled wells by creating an airtight barrier between the oil rim and the gas cap using a displacing agent.
Поставленная задача достигается описываемым способом разработки залежей нефти с газовой шапкой и подошвенной водой, заключающимся в том, что осуществляют бурение от центра залежи к контурам нефтеносности в области газонефтяного контакта горизонтальных нагнетательных скважин, субортогональных контуру газоностности с закачкой в указанные скважины вытесняющего агента с различной температурой с созданием барьера в области газонефтяного контакта, и бурение от центра залежи нагнетательных скважин под водонефтяным контактом и над водонефтяным контактом горизонтальных добывающих скважин, субпараллельных водонефтяному контакту и субортогональных контуру нефтеносности, причем забои нагнетательных и добывающих скважин ориентированы в направлении от центра залежи к контурам, соответственно, газоносности и нефтеносности с образованием избирательно-лучевой рядной системы расстановки скважин.The problem is achieved by the described method of developing oil deposits with a gas cap and bottom water, which consists in drilling from the center of the reservoir to the oil contours in the gas-oil contact area of horizontal injection wells suborthogonal to the gas-oil contour by pumping a displacing agent with different temperatures creating a barrier in the area of gas-oil contact, and drilling from the center of the reservoir of injection wells under the oil-water contact and over the water ftyanym contact horizontal production wells, and oil-water contact sub-parallel circuit subortogonalnyh oil content, the rock faces of injection and production wells are oriented in the direction from the center to the contours of the reservoir, respectively, gas content and oil content to form a selectively-beam system wells row arrangement.
Предпочтительно при бурении каждой нагнетательной и добывающей скважины до сооружения горизонтального ствола производят бурение наклонно-направленного пилотного ствола, вскрывающего продуктивные нефтенасыщенные пласты в области середины траектории запроектированного горизонтального забоя, с одновременным съемом информации о геологическом строении продуктивных пластов для определения оптимального положения горизонтальных забоев добывающих и нагнетательных скважин и уточнения положений водонефтяного и газонефтяного контакта.Preferably, when drilling each injection and production well before the construction of a horizontal well, a directional pilot well is drilled to open productive oil-saturated formations in the region of the middle of the trajectory of the designed horizontal face, while the information on the geological structure of the productive formations is collected to determine the optimal position of the horizontal faces of the producing and injecting wells and clarification of the provisions of the oil-water and gas-oil contact.
Сущность способа заключается в следующем. Продуктивные пласты, к которым приурочены залежи высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой, имеют очень сложное строение, характеризующееся высокой расчлененностью. Корреляция пропластов затруднена даже в районе кустов скважин, пробуренных на нижние объекты разработки, несмотря на то, что в районе расположения кустов между стволами скважин расстояния не превышают нескольких десятков метров. В таких условиях использование любых известных регулярных систем расстановки скважин не может быть эффективным решением, поскольку значительная часть длины горизонтальных стволов как добывающих, так и нагнетательных скважин, будет вскрывать пропласты, которые не являются коллектором.The essence of the method is as follows. Productive formations, to which deposits of highly viscous oil are confined with a gas cap and bottom water, have a very complex structure, characterized by high dissection. Correlation of the strata is difficult even in the area of well clusters drilled to the lower development sites, despite the fact that in the area where the bushes are located between the wellbores, the distances do not exceed several tens of meters. In such conditions, the use of any well-known regular well placement systems cannot be an effective solution, since a significant part of the horizontal wellbore lengths of both production and injection wells will open up interlayers that are not a reservoir.
В основу изобретения положена идея о необходимости опережающего бурения нагнетательных скважин, с помощью которых в области ГНК создается барьер путем нагнетания горячей воды, в зонах, где существует гидродинамическая связь добывающих скважин с газовой шапкой. На участках, где нефтенасыщенная часть пласта отделена непроницаемой перемычкой от газовой шапки, реализуется опережающее бурение добывающих скважин.The basis of the invention is the idea of the need for accelerated drilling of injection wells, with the help of which a barrier is created in the field of GOC by pumping hot water, in areas where there is a hydrodynamic connection between the producing wells and the gas cap. In areas where the oil-saturated part of the reservoir is separated by an impenetrable bridge from the gas cap, leading drilling of production wells is implemented.
Забои нагнетательных скважин располагаются параллельно газонефтяному контакту (ГНК) и субортогонально контуру газоносности. Забои других нагнетательных скважин и всех добывающих располагаются параллельно водонефтяному контакту (ВНК) и субортогонально контуру нефтеносности (фиг.1 и 2).The faces of the injection wells are parallel to the gas-oil contact (GOC) and suborthogonal to the gas content circuit. The faces of other injection wells and all producing wells are located parallel to the oil-water contact (WOC) and suborthogonal to the oil contour (FIGS. 1 and 2).
Сущность способа поясняется чертежами, где на фиг.1 показана схема расположения горизонтальных забоев нагнетательных и добывающих скважин относительно ГНК и ВНК, на фиг.2 - схема расположения добывающих и нагнетательных скважин относительно контуров газоносности и нефтеносности.The essence of the method is illustrated by drawings, where Fig. 1 shows a horizontal arrangement of the faces of injection and production wells relative to GOCs and VOCs, and Fig. 2 shows a layout of production and injection wells relative to gas and oil circuits.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Осуществляют последовательное бурение от центра залежи к контурам нефтеносности в области газонефтяного контакта горизонтальных нагнетательных скважин, субортогональных контуру газоностности. Производят закачку в указанные скважины вытесняющего агента с различной температурой с созданием барьера в области газонефтяного контакта. Одновременно производят последовательное бурение от центра залежи нагнетательных скважин под водонефтяным контактом и над водонефтяным контактом горизонтальных добывающих скважин, субпараллельных водонефтяному контакту и субортогональных контуру нефтеносности. При этом забои нагнетательных и добывающих скважин ориентируют в направлении от центра залежи к контурам, соответственно, газоносности и нефтеносности с образованием избирательно-лучевой рядной системы расстановки скважин.Consecutive drilling is carried out from the center of the reservoir to the oil contours in the gas-oil contact area of horizontal injection wells suborthogonal to the gas contour. A displacing agent with different temperature is injected into the indicated wells with the creation of a barrier in the gas-oil contact area. At the same time, sequential drilling is carried out from the center of the reservoir of injection wells under the oil-water contact and above the oil-water contact of horizontal production wells subparallel to the oil-water contact and suborthogonal to the oil contour. At the same time, the faces of the injection and production wells are oriented in the direction from the center of the reservoir to the contours, respectively, of gas content and oil content with the formation of a selective beam in-line well placement system.
Залежи нефти с газовой шапкой и подошвенной водой (нефтяные оторочки) при малых нефтенасыщенных толщинах могут рентабельно разрабатываться только горизонтальными скважинами. Если геологическое строение продуктивных пластов неизвестно вследствие отсутствия достаточно плотной сетки скважин, то для внедрения систем с горизонтальными скважинами требуется использовать специальную стратегию разбуривания и систему расстановки скважин. Для того чтобы горизонтальные забои добывающих скважин не оказались слишком высоко над ВНК или под ВНК, а забои нагнетательных скважин располагались близко к ГНК, необходимо сначала бурить пилотные стволы в область запланированного размещения горизонтальных забоев. Разбуривание залежи целесообразно начинать с ее центра, где максимальны нефтенасыщенные толщины и располагаются транзитные стволы скважин, пробуренных на нижние объекты разработки. Используя результаты геофизического исследования скважин в транзитных скважинах, можно составить представление о строении продуктивных пластов в районах расположения кустов скважин.Oil deposits with a gas cap and bottom water (oil rims) at small oil-saturated thicknesses can be developed economically only by horizontal wells. If the geological structure of the productive formations is unknown due to the lack of a sufficiently dense grid of wells, then the introduction of systems with horizontal wells requires the use of a special drilling strategy and a well placement system. In order for the horizontal bottom faces of production wells not to be too high above the oil hole or below the oil hole, and the bottom holes of injection wells close to the oil well, it is necessary first to drill pilot shafts in the area of the planned placement of horizontal faces. It is advisable to start drilling a deposit from its center, where oil-saturated thicknesses are maximum and transit wellbores located at the lower development sites are located. Using the results of a geophysical study of wells in transit wells, one can get an idea of the structure of productive formations in the areas where wells are located.
Для того чтобы повысить охват продуктивных пластов и пропластков процессом дренирования, горизонтальные забои добывающих и нагнетательных скважин располагают максимально ортогонально контурам нефтеносности и газоносности. При такой системе горизонтальные забои «лучами» расходятся от «центра» залежи, а их размещение относительно ВНК, ГНК и друг друга определяется исходя из максимизации коэффициента извлечения нефти. Такая система разработки получила название «избирательно-лучевая» (фиг.1).In order to increase the coverage of productive formations and interlayers by the drainage process, the horizontal faces of production and injection wells are positioned as orthogonal as possible to the oil and gas contours. With such a system, the horizontal faces of the "rays" diverge from the "center" of the reservoir, and their location relative to the KSS, GOC and each other is determined based on the maximization of the oil recovery coefficient. Such a development system was called "selective beam" (figure 1).
Для реализации барьерного заводнения закачка воды опережает пуск добывающих скважин в эксплуатацию. Такой подход позволяет предотвратить прорывы газа из газовой шапки к забоям добывающих скважин. Чем дальше от центра залежи располагаются скважины, тем больше смещаются забои добывающих скважин относительно забоев нагнетательных скважин, через которые осуществляется закачка вытесняющего агента в соответствующие пропластки. Поэтому при разбуривании залежи от центра к периферии бурение нагнетательных скважин будет опережать бурение соответствующих добывающих, а закачка вытесняющего агента будет опережать дренирование запасов. Предлагаемая система не является регулярной, горизонтальные стволы скважин только приблизительно ориентированы на центр залежи, каждый ствол будет располагаться на различных расстояниях относительно ВНК и ГНК, расстояния между скважинами будет также различаться. Целью предлагаемой системы является достижение максимального коэффициента извлечения нефти при минимальном количестве пробуренных скважин.To implement barrier water flooding, water injection is ahead of commissioning of production wells. This approach prevents gas breakthroughs from the gas cap to the bottom of production wells. The farther the wells are located from the center of the reservoir, the more the bottoms of the producing wells are shifted relative to the bottoms of the injection wells, through which the displacing agent is pumped into the corresponding layers. Therefore, when drilling a deposit from the center to the periphery, the drilling of injection wells will outstrip the drilling of the corresponding producers, and the injection of the displacing agent will outstrip the drainage of reserves. The proposed system is not regular, horizontal wellbores are only approximately oriented towards the center of the reservoir, each wellbore will be located at different distances relative to the OWC and GOC, the distance between the wells will also vary. The aim of the proposed system is to achieve the maximum oil recovery factor with a minimum number of drilled wells.
Фиг.2 иллюстрирует принципиальное расположение скважин. Реальное местоположение скважин, а также длины их горизонтальных забоев должны выбираться исходя из представлений о геологическом строении продуктивных пластов, которое будет складываться из результатов геофизического исследования скважин как по пробуренным ранее скважинам, так и по пилотным стволам. На месторождениях с подобными залежами бурение пилотных стволов будет являться не исключением, а правилом, которое позволит уточнить параметры и местоположение новых горизонтальных стволов эксплуатационного фонда скважин.Figure 2 illustrates the principal arrangement of wells. The actual location of the wells, as well as the lengths of their horizontal faces, should be selected on the basis of ideas about the geological structure of productive formations, which will consist of the results of the geophysical study of wells both in previously drilled wells and in pilot wells. In fields with similar deposits, drilling of pilot boreholes will be not an exception, but a rule that will allow to clarify the parameters and location of new horizontal boreholes of the operational well stock.
Возможно при проводке каждой нагнетательной и добывающей скважины до сооружения горизонтального ствола производить бурение вертикального пилотного ствола, вскрывающего продуктивные нефтенасыщенные пласты до середины траектории запроектированного горизонтального забоя. Одновременно проводят съем информации о геологическом строении продуктивных пластов для определения оптимального положения горизонтальных забоев добывающих и нагнетательных скважин и уточнения положений водонефтяного и газонефтяного контакта.It is possible when drilling each injection and production well before the construction of a horizontal wellbore to drill a vertical pilot well, which reveals productive oil-saturated formations to the middle of the trajectory of the designed horizontal face. At the same time, information is being collected on the geological structure of the productive formations to determine the optimal position of the horizontal faces of production and injection wells and to clarify the positions of the oil-water and gas-oil contact.
Ниже приведены примеры реализации предлагаемого способа.Below are examples of the implementation of the proposed method.
Пример 1.Example 1
На месторождении имеется залежь высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой. Залежь находится на глубине 900 м, имеет среднюю общую нефтенасыщенную толщину 15 м и среднюю эффективную нефтенасыщенную толщину 8 м. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 400 мПа·с, поэтому дренировать запасы с использованием наклонно-направленных скважин не представляется целесообразным вследствие низких дебитов скважин и громадных проблем с прорывами газа из газовой шапки и воды от ВНК. Для дренирования запасов используются горизонтальные скважины длиной 500 м. Внедрить скважины с большей длиной горизонтального забоя практически невозможно из-за блочного строения залежи, когда по площади меняется глубина расположения ВНК и ГНК, а забои необходимо располагать субпараллельно ВНК (добывающие скважины) или ГНК (нагнетательные скважины при барьерном заполнении). Пробурить скважины такого профиля с большой длиной забоя в пластах с рыхлым коллектором, когда постоянно меняются литологические характеристики пород, очень сложно.The field has a reservoir of high viscosity oil with a gas cap and bottom water. The deposit is located at a depth of 900 m, has an average total oil-saturated thickness of 15 m and an average effective oil-saturated thickness of 8 m. The viscosity of oil in reservoir conditions is 400 mPa · s, therefore it is not advisable to drain reserves using directional wells due to low production rates and huge problems with breakthroughs of gas from the gas cap and water from the KSS. Horizontal wells with a length of 500 m are used for drainage of reserves. It is practically impossible to introduce wells with a longer horizontal bottom due to the block structure of the reservoir, when the depth of the location of the oil and gas wells and the faces must be subparallel to the oil wells (production wells) or oil wells (injection wells) wells with barrier filling). It is very difficult to drill wells of such a profile with a long bottom length in formations with a loose reservoir, when the lithological characteristics of the rocks are constantly changing.
На основании данных петрофизических и геофизических исследований и по скважинам, пробуренным в центре месторождения на нижележащие объекты разработки, была построена приближенная геологическая модель нашего объекта разработки, которая позволила выбрать местоположение первых горизонтальных скважин в центре залежи. Были пробурены первоочередные нагнетательные и добывающие скважины с уже обустроенных кустовых площадок. Первыми осваивались нагнетательные скважины для создания барьера в области ГНК, а затем пускались в эксплуатацию добывающие скважины и другие нагнетательные скважины. В последующем отсыпались новые кустовые площадки на некотором расстоянии от центра месторождения, с которых сначала бурились нагнетательные горизонтальные скважины, предназначенные для барьерного заводнения, а затем сооружались нагнетательные скважины для закачки под ВНК и добывающие горизонтальные скважины. Во всех случаях в район предполагаемого расположения горизонтальных забоев первоначально забуривались пилотные стволы, в которых с помощью петрофизических исследований уточнялось геологическое строение пластов и положение ВНК и ГНК. Постепенно была разбурена вся залежь высоковязкой нефти. Расположение горизонтальных забоев добывающих скважин ограничивалось контуром нефтеносности.Based on the data of petrophysical and geophysical studies and on wells drilled in the center of the field on the underlying development objects, an approximate geological model of our development object was constructed, which made it possible to choose the location of the first horizontal wells in the center of the reservoir. Priority injection and production wells were drilled from well-established well pads. The first to develop injection wells to create a barrier in the field of oil and gas, and then put into operation production wells and other injection wells. Subsequently, new well pads were poured at a certain distance from the center of the field, from which horizontal injection wells intended for barrier flooding were first drilled, and then injection wells were constructed for injection under the oil and gas wells and production horizontal wells. In all cases, pilot trunks were initially drilled into the area of the supposed horizontal bottom faces, in which the geological structure of the strata and the position of the oil-and-gas complex and gas-oil source were clarified using petrophysical studies. Gradually, the entire reservoir of high-viscosity oil was drilled. The location of the horizontal faces of the producing wells was limited by the oil profile.
За счет размещения горизонтальных забоев добывающих и нагнетательных скважин субортогонально контурам нефтеносности и газоносности достигался максимальный охват пластов вытесняющим агентом. Поскольку вытесняющий агент закачивается в область ГНК, то предотвращаются прорывы газа из газовой шапки к забоям добывающих скважин. Благодаря исследованиям в пилотных стволах оптимизировалось расположение горизонтальных забоев и, следовательно, возрастали дебиты и приемистости скважин, а количество скважин сокращалось.Due to the horizontal bottom faces of production and injection wells suborthogonal to the oil and gas circuits, the maximum coverage of formations with a displacing agent was achieved. Since the displacing agent is pumped into the GOC area, gas breakthroughs from the gas cap to the bottom of production wells are prevented. Thanks to studies in the pilot shafts, the location of horizontal faces was optimized and, consequently, the flow rates and injectivity of the wells increased, and the number of wells was reduced.
При реализации технологии коэффициент охвата заводнением существенно увеличивался и приближался к 80%, поскольку все пласты оказывались под данным воздействием, при этом, однако, часть запасов нефти оставалась в тупиковых зонах. Конечная нефтеотдача зависит от коэффициента вытеснения. В нашем случае в качестве вытесняющего агента использовалась горячая вода с температурой 125°, при которой коэффициент вытеснения достигает 68%. Таким образом, за счет большого коэффициента охвата нефтеотдача к концу срока разработки залежи превысит 50% при утвержденной в государственном балансе 25%. Высокая нефтеотдача будет получена при сооружении меньшего количества скважин. Количество скважин сократится в 1,5 раза при увеличении их стоимости на 20%.With the implementation of the technology, the waterflood coverage coefficient increased significantly and approached 80%, since all the layers were affected by this effect, however, however, a part of the oil reserves remained in deadlock zones. Final oil recovery depends on the displacement coefficient. In our case, hot water with a temperature of 125 ° was used as a displacing agent, at which the displacement coefficient reaches 68%. Thus, due to the large coverage factor, oil recovery will exceed 50% by the end of the reservoir development term with 25% approved in the state balance. High oil recovery will be obtained during the construction of fewer wells. The number of wells will decrease by 1.5 times with an increase in their cost by 20%.
Пример 2.Example 2
На многопластовом месторождении самый верхний объект разработки является залежью высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой. Залежь залегает на глубине 1250 м. Средняя общая нефтенасыщенная толщина составляет 11 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина - 6 м. Вязкость нефти в пластовых условиях - 150 мПа·с. Многочисленные нижележащие объекты введены в разработку и разбурены, поэтому самая верхняя залежь высоковязкой нефти пройдена сотнями транзитных скважин. С использованием результатов петрофизических исследований в транзитных скважинах была построена достоверная геологическая модель верхней залежи. Результаты детальной корреляции свидетельствуют об очень сложном геологическом строении, большой расчлененности, прерывистости и зональной неоднородности пластов. С учетом геологического строения залежь разбурена горизонтальными скважинами, которые располагаются субортогонально относительно контуров газоносности и нефтеносности, что позволяет довести коэффициент охвата заводнением по площади почти до 100%. Чтобы уменьшить количество пробуренных скважин, используются различные варианты многозабойных скважин. Для повышения охвата пластов заводнением по толщине, принимая во внимание прерывистость пропластков, большая часть горизонтальных нагнетательных скважин должна иметь сложный профиль. Максимальная длина горизонтальных забоев у добывающих и нагнетательных скважин достигает 1000 м, что обусловлено имеющимися у недропользователя техническими средствами. Система расстановки скважин является избирательно-лучевой, поскольку большинство пробуренных скважин субортогональны контурам нефтеносности и газоносности и ориентированы на центральную часть залежи, при этом расстояния между забоями скважин и протяженность каждого забоя выбирались исходя из конкретного геологического строения продуктивных пластов в зоне расположения скважин.In a multilayer field, the uppermost development target is a highly viscous oil reservoir with a gas cap and bottom water. The deposit lies at a depth of 1250 m. The average total oil-saturated thickness is 11 m, and the effective oil-saturated thickness is 6 m. Oil viscosity in reservoir conditions is 150 mPa · s. Numerous underlying objects were put into development and drilled, therefore, the highest reservoir of high-viscosity oil was passed through hundreds of transit wells. Using the results of petrophysical studies in transit wells, a reliable geological model of the upper reservoir was constructed. The results of a detailed correlation indicate a very complex geological structure, great fragmentation, discontinuity, and zonal heterogeneity of the layers. Taking into account the geological structure, the reservoir is drilled by horizontal wells, which are located suborthogonally relative to the contours of gas and oil content, which makes it possible to bring the coverage coefficient by water flooding by area to almost 100%. To reduce the number of drilled wells, various multilateral wells are used. To increase the coverage of formations by water flooding in thickness, taking into account the intermittence of the layers, most of the horizontal injection wells should have a complex profile. The maximum length of horizontal faces at producing and injection wells reaches 1000 m, which is due to the technical means available to the subsoil user. The well placement system is selective beam, since most of the drilled wells are suborthogonal to the oil and gas contours and are oriented to the central part of the reservoir, while the distances between the bottom of the wells and the length of each bottom are selected based on the specific geological structure of the productive formations in the well location zone.
В нагнетательные скважины закачивается мелкодисперсная водогазовая смесь с температурой 250°C. При использовании водогазовой смеси коэффициент вытеснения нефти повышается до коэффициента вытеснения нефти водяным паром (80%). За счет высоких коэффициентов охвата (75%) и вытеснения нефтеотдача при данном варианте воздействия на пласт достигает 45%. Такое высокое значение нефтеотдачи получено за счет больших объемов прокачки вытесняющего агента (вначале закачивается горячая мелкодисперсная водогазовая смесь, затем холодная мелкодисперсная водогазовая смесь, а на завершающих этапах разработки - холодная вода).A fine water-gas mixture with a temperature of 250 ° C is pumped into injection wells. When using a water-gas mixture, the oil displacement coefficient rises to the oil displacement coefficient by water vapor (80%). Due to the high coverage ratios (75%) and displacement, oil recovery in this variant of stimulation reaches 45%. Such a high oil recovery value was obtained due to the large volumes of pumping of the displacing agent (first, hot finely dispersed water-gas mixture is pumped, then cold finely dispersed water-gas mixture, and at the final stages of development, cold water).
Таким образом, способ согласно изобретению позволяет повысить коэффициент извлечения нефти при минимальном количестве пробуренных скважин.Thus, the method according to the invention allows to increase the oil recovery coefficient with a minimum number of drilled wells.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008147810/03A RU2386804C1 (en) | 2008-12-04 | 2008-12-04 | Method of oil pool development with gas cap and bottom water |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008147810/03A RU2386804C1 (en) | 2008-12-04 | 2008-12-04 | Method of oil pool development with gas cap and bottom water |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2386804C1 true RU2386804C1 (en) | 2010-04-20 |
Family
ID=46275232
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008147810/03A RU2386804C1 (en) | 2008-12-04 | 2008-12-04 | Method of oil pool development with gas cap and bottom water |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2386804C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451789C2 (en) * | 2010-07-08 | 2012-05-27 | Александр Васильевич Кустышев | Method to operate hydrocarbon accumulation |
| RU2548460C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" | Control method for production and actions system at wells cluster |
| RU2610461C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil field |
| RU2626500C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2626497C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2627795C1 (en) * | 2016-06-22 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
| RU2782640C1 (en) * | 2022-03-31 | 2022-10-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть"имени В.Д. Шашина | Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field |
-
2008
- 2008-12-04 RU RU2008147810/03A patent/RU2386804C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451789C2 (en) * | 2010-07-08 | 2012-05-27 | Александр Васильевич Кустышев | Method to operate hydrocarbon accumulation |
| RU2548460C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" | Control method for production and actions system at wells cluster |
| RU2610461C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery method of high-viscosity oil field |
| RU2626500C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2626497C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2627795C1 (en) * | 2016-06-22 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
| RU2782640C1 (en) * | 2022-03-31 | 2022-10-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть"имени В.Д. Шашина | Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5339904A (en) | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections | |
| US6591903B2 (en) | Method of recovery of hydrocarbons from low pressure formations | |
| RU2386804C1 (en) | Method of oil pool development with gas cap and bottom water | |
| EA001243B1 (en) | Method for stimulating production from lenticular natural gas formations | |
| US20110005762A1 (en) | Forming Multiple Deviated Wellbores | |
| MX2007008515A (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation. | |
| RU2439299C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| US20150096748A1 (en) | Systems and methods for enhancing steam distribution and production in sagd operations | |
| CN105672978A (en) | Horizontal displacement type five-point horizontal well three-dimensional well pattern distributing method | |
| CN101876241A (en) | Method for improving water drive recovery factor of thick positive rhythm reservoir | |
| Brien et al. | Using real-time downhole microseismic to evaluate fracture geometry for horizontal packer-sleeve completions in the Bakken Formation, Elm Coulee Field, Montana | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2657307C1 (en) | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2442882C1 (en) | Method for edge oil rim development | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| Rassenfoss | Finding pathways to produce heavy oil from Canadian carbonates | |
| Muslimov | Ways to improve the efficiency of horizontal wells for the development of oil and gas field | |
| Villarroel et al. | Technological Developments for Enhancing Extra Heavy Oil Productivity in Fields of the Faja Petrolifera del Orinoco (FPO), Venezuela | |
| RU2569520C1 (en) | Method of development of oil deposits | |
| WO2014107475A1 (en) | System for developing high pressure shale of tight rock formations using a profusion of sinusoidal open hole laterals | |
| RU2231632C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| RU2204700C1 (en) | Method of oil production | |
| RU2530005C1 (en) | Multipay oil deposit development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161205 |