RU2513216C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513216C1 RU2513216C1 RU2013117064/03A RU2013117064A RU2513216C1 RU 2513216 C1 RU2513216 C1 RU 2513216C1 RU 2013117064/03 A RU2013117064/03 A RU 2013117064/03A RU 2013117064 A RU2013117064 A RU 2013117064A RU 2513216 C1 RU2513216 C1 RU 2513216C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- horizontal
- well
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits with a reservoir having a natural fracture.
Известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины. В известном способе предлагается бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные, и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола, и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка (патент РФ №2282022, кл. E21B 43/20, опубл. 20.08.2006).A known method of developing deposits of a multilayer oil field with water-oil zones and / or massive type, including measurements of oil, water and water injection to clarify the current conditions of development and modeling of the development of the reservoir, determining the minimum distance from the open interval to the oil-water contact at which it does not occur premature flooding of well products. In the known method, it is proposed to drill branched horizontal and / or subhorizontal wells, the main horizontal and / or subhorizontal well being located above the oil-water contact at a minimum distance, ensuring an anhydrous period of operation of the wells, and horizontal and / or subhorizontal and / or vertical branches are drilled along an ascending profile with the same azimuth as that of the main horizontal and / or subhorizontal trunk, and / or with a departure from it towards the roof of the producing formation a or interlayers (RF patent No. 2282022, class E21B 43/20, publ. 08/20/2006).
Недостатком данного способа является невысокая нефтеотдача в связи с недостаточным охватом пласта вытеснением по площади и большие капитальные затраты на строительство скважин в элементе.The disadvantage of this method is the low oil recovery due to insufficient coverage of the reservoir by displacement over the area and high capital costs for the construction of wells in the element.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи горизонтальными и вертикальными скважинами по квадратной сетке и формирование элементов бурением в центре элемента вертикальной и/или наклонно направленной нагнетательной скважины, бурением многозабойных добывающих горизонтальных скважин по сторонам элементов, закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины циклически и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального. В известном способе перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 13 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м в нефтяной зоне и не менее 5 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах, бурят вертикальную и/или наклонно направленную нагнетательную скважину в центре каждого элемента, стороны каждого элемента закрывают многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием в виде полукругов, каждая из которых охватывает половину элемента, с одним восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта, заменяющую в элементе две горизонтальные или три вертикальные и/или наклонно направленные скважины по сторонам и углам элементов, закачку вытесняющего рабочего реагента осуществляют через нагнетательную скважину в нижнюю часть продуктивного интервала циклически, определяют оптимальный период закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и вытеснение нефти из матрицы (Патент РФ №2439299, кл. E21B 43/20, опубл. 10.01.2012 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, comprising drilling a reservoir with horizontal and vertical wells on a square grid and forming elements by drilling in the center of an element of a vertical and / or directionally directed injection well, drilling multilateral wells producing horizontal wells on the sides of the elements, injecting working reagent through injection wells cyclically and product selection through production wells, production measurements n oil, water and injected fluid, conducting hydrodynamic studies and maintaining reservoir pressure in the selection zone at the initial level. In the known method, before drilling the deposits, areas with total oil-saturated thicknesses of more than 13 m in carbonate reservoirs and / or areas with effective oil-saturated thicknesses of at least 3 m in the oil zone and at least 5 m in the oil-water zone in terrigenous reservoirs are drilled, vertical and / or a directionally directed injection well in the center of each element, the sides of each element are closed with multilateral wells with a horizontal end in the form of semicircles, each of which covers half of the element, with about a bottom ascending branch in the middle of the semicircle, directed to the corner of the element for producing oil reserves in the underfloor part of the reservoir, replacing two horizontal or three vertical and / or directional wells in the element along the sides and corners of the elements, the displacing working reagent is injected through the injection well into the lower part of the productive interval cyclically, determine the optimal injection period at which the maximum pressure recovery in the selection zone and the expression of oil from the matrix (RF Patent No. 2439299, cl. E21B 43/20, publ. 01/10/2012 - prototype).
Известный способ позволяет добиться повышения нефтеотдачи, однако 1/4 часть пласта остается неохваченной вытеснением по площади. Также в коллекторах, имеющих трещины, происходит прорыв воды, что снижает конечную нефтеотдачу.The known method allows to achieve enhanced oil recovery, however, 1/4 of the reservoir remains unreached by displacement over the area. Also, in fractured reservoirs, water breakthrough occurs, which reduces final oil recovery.
В предложенном изобретении решается задача повышения охвата пласта воздействием и соответственно увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.The proposed invention solves the problem of increasing the coverage of the formation by exposure and, accordingly, increasing the oil recovery of the productive formation.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем определение направления трещиноватости коллектора, формирование элементов бурением горизонтальных нагнетательных скважин по квадратной сетке с параллельным расположением стволов и многозабойными добывающими скважинами с закругленными окончаниями стволов, расположенными вокруг ствола каждой горизонтальной скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, при обводнении последних определение интервалов обводнения и изоляцию обводнившихся интервалов, новым является то, что многозабойную скважину выполняют в форме полу эллипса, большая ось а которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси а/2 эллипса 0,1-0,8, при этом стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта (0,6-0,8)·а каждая, на которых через каждые 50-250 м устанавливают водонабухающие пакеры, а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 0,5 м и не более 2 м от нее, горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси а эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной (0,3-0,6)·а горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта в профиле на расстоянии не менее 0,2 м и не более 1 м от него. Если участок продуктивного пласта представлен чисто нефтяной зоной, то горизонтальные скважины после бурения отрабатывают на нефть до снижения пластового давления до 0,7 от начального, после чего бурят многозабойные добывающие скважины, а горизонтальные переводят под закачку рабочего агента.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including determining the direction of fracture of the reservoir, forming elements by drilling horizontal injection wells along a square grid with parallel arrangement of shafts and multilateral wells with rounded ends of shafts located around the trunk of each horizontal well, pumping the working agent through injection wells and product sampling through production wells; when watering the latter, determination of inter It is new that a multilateral well is made in the form of a semi-ellipse, the major axis of which is directed at an angle of 30-60 ° to the direction of fracture with respect to the minor semiaxis b / 2 to the major semiaxis a / 2 of the
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу нефтяной залежи существенное влияние оказывает охват залежи воздействием. Существующие технические решения не в полной мере позволяют отбирать нефть из залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.The oil recovery of an oil reservoir is significantly affected by the coverage of the reservoir by impact. Existing technical solutions do not fully allow the selection of oil from the reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
На фиг.1-3 представлены соответственно схема размещения скважин на участке залежи с выделением элементов разработки, схема элемента в плане и профиль добывающей и горизонтальной скважин. Принятые обозначения: 1-4 - горизонтальные нагнетательные скважины, способные к отработке на нефть, 5-8 - многозабойные добывающие скважины со стволами в плане в форме полуэллипса, h - нефтенасыщенная толщина, S - направление трещиноватости коллектора, a/2 - большая полуось, b/2 - малая полуось эллипса проекции добывающей скважины в плане, c - минимальное расстояние от стволов многозабойной добывающей скважины до горизонтальной нагнетательной скважины, L - размеры элемента или расстояние между точками входа в пласт ближайших нагнетательных горизонтальных скважин, x - расстояние от ствола многозабойной скважины в нижней части до водонефтяного контакта в водо-нефтяной зоне или подошвы чисто нефтяной зоны пласта, y - расстояние от ствола горизонтальной скважины в верхней части до кровли продуктивного пласта, Т - водонабухающие пакеры.Figure 1-3 shows, respectively, the layout of the wells in the reservoir with the allocation of development elements, the layout of the element in plan and the profile of the producing and horizontal wells. Accepted designations: 1-4 - horizontal injection wells capable of oil development, 5-8 - multilateral wells with trunks in the form of a semi-ellipse, h - oil saturated thickness, S - direction of fracture of the reservoir, a / 2 - semi-major axis, b / 2 - minor axis of the ellipse of the projection of the producing well in the plan, c - minimum distance from the shafts of the multilateral well production to the horizontal injection well, L - element dimensions or the distance between the entry points into the formation of the nearest injection horizons x, the distance from the multilateral well borehole in the lower part to the oil-water contact in the water-oil zone or the sole of the purely oil zone of the reservoir, y is the distance from the horizontal well bore in the upper part to the top of the reservoir, T is water swellable packers.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке массивной залежи, продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями турнейского яруса, проводят 3Д-сейсморазведку, определяют направление трещин S (фиг.1). Проводят геологическое и гидродинамическое моделирование участка с учетом трещиноватости, рассчитывают оптимальные параметры скважин по предлагаемому способу.On the site of a massive reservoir, the productive strata of which are represented by pore-fissure carbonate deposits of the Tournaisian stage, 3D seismic exploration is carried out, the direction of the cracks S is determined (Fig. 1). Geological and hydrodynamic modeling of the site is carried out taking into account the fracturing, the optimal parameters of the wells are calculated by the proposed method.
Затем разбуривают редкой квадратной сеткой горизонтальных нагнетательных скважин 1-4 (фиг.1) с расстоянием L между точками входа стволов в продуктивный пласт. Причем стволы горизонтальных скважин направляют под углом α=30-60° к направлениям трещин S (фиг.2) и проводят у водо-нефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта на расстоянии x не менее 0,2 м и не более 1 м от него (фиг.3). Значения х=0,2-1 м определены исходя из точности проводки скважин, наиболее эффективного вытеснения и максимального времени работы скважины до полного обводнения. Горизонтальные скважины выполняют длиной (0,3-0,6)·а горизонтальной части в продуктивном пласте, определенной по гидродинамическому моделированию из условия обеспечения поддержания пластового давления на начальном уровне для разных режимов работы добывающих скважин и различной длины их перфорированных участков. Угол α=30-60° также определен расчетным путем как наиболее эффективный с точки зрения продвижения фронта вытеснения и большего времени работы добывающих скважин до полного обводнения.Then drill a rare square grid of horizontal injection wells 1-4 (figure 1) with a distance L between the points of entry of the shafts into the reservoir. Moreover, the trunks of horizontal wells are directed at an angle α = 30-60 ° to the directions of the cracks S (Fig. 2) and carried out at the water-oil contact or the sole of a purely oil-saturated formation at a distance x of not less than 0.2 m and not more than 1 m from it (figure 3). The values of x = 0.2-1 m are determined based on the accuracy of the well layout, the most effective displacement and the maximum well operating time until complete flooding. Horizontal wells are made in length (0.3-0.6) · and the horizontal part in the reservoir, determined by hydrodynamic modeling from the condition of maintaining reservoir pressure at the initial level for different operating modes of production wells and different lengths of their perforated sections. The angle α = 30-60 ° was also determined by calculation as the most effective from the point of view of moving the displacement front and longer working hours of production wells to complete flooding.
Вокруг каждой горизонтальной нагнетательной скважины бурят многозабойные добывающие скважины 5-8 (фиг.1), состоящие из двух стволов, длиной в продуктивной части пласта по (0,6-0,8)·а каждая, в форме полуэллипса, определенных расчетным путем как наиболее эффективных с точки зрения охвата элементов. В данных скважинах большая ось а направлена под углом α=30-60° по указанным выше причинам к направлениям трещин S (фиг.2) и совпадает с направлением горизонтальных стволов нагнетательных скважин 1-4 соответственно, при этом отношение малой полуоси b/2 эллипса к его большой полуоси а/2 равна b/a=0,1-0,8, что объясняется различными вариантами конфигурации скважин в зависимости от конфигурации залежей и направлений трещиноватости. Минимальное расстояние от стволов многозабойной добывающей скважины до горизонтальной нагнетательной равно С. При этом на стволах многозабойной добывающей скважины через каждые 50-250 м (в зависимости от длины горизонтальных стволов многозабойной добывающей скважины) устанавливают водонабухающие пакеры 7 (фиг.2), а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии у не менее 0,5 м и не более 2 м от нее (фиг.3). Значения х=0,5-2 м определены исходя из максимального отбора нефти и максимального времени работы скважины до полного обводнения. Конкретные значения параметров определяют заранее по результатам гидродинамического моделирования.Around each horizontal injection well, multi-hole production wells 5–8 are drilled (Fig. 1), consisting of two shafts, a length in the productive part of the formation of (0.6-0.8) · and each, in the form of a semi-ellipse, determined by calculation as most effective in terms of coverage of elements. In these wells, the major axis a is directed at an angle α = 30-60 ° for the above reasons to the directions of the cracks S (Fig. 2) and coincides with the direction of the horizontal wells of injection wells 1-4, respectively, while the ratio of the minor axis b / 2 of the ellipse to its semi-major axis a / 2 is equal to b / a = 0.1-0.8, which is explained by different options for the configuration of wells depending on the configuration of the deposits and the directions of fracturing. The minimum distance from the trunks of a multilateral well production well to the horizontal injection is C. At the same time, water swellable packers 7 are installed on the trunks of the multilateral well production every 50-250 m (depending on the length of the horizontal trunks of the multilateral well production well), and the trunks themselves located at the top of the reservoir at a distance of not less than 0.5 m and not more than 2 m from it (figure 3). The values of x = 0.5-2 m are determined based on the maximum oil withdrawal and the maximum well operating time until complete watering. Specific parameter values are determined in advance by the results of hydrodynamic modeling.
Таким образом, формируют элементы системы разработки размерами L×L (фиг.1). Осуществляют добычу нефти из добывающих скважин 5-8 и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины 1-4.Thus, the elements of the development system with the dimensions L × L are formed (Fig. 1). Oil is produced from producing wells 5-8 and the working agent is injected into injection wells 1-4.
В процессе эксплуатации многозабойной добывающей скважины происходит прорыв воды, в первую очередь по вертикальным трещинам с водоносной части пласта в нижнюю часть горизонтальных стволов. При обводненности боле 98% скважины останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения ствола. Далее отсекают обводнившиеся интервалы водонабухающими пакерами Т и вновь пускают скважины в работу.In the process of operating a multilateral well, a water breakthrough occurs, primarily along vertical cracks from the aquifer of the reservoir into the lower part of horizontal shafts. When water cut more than 98% of the well is stopped, geophysical surveys are carried out, the intervals of well watering are determined. Then, the waterlogged intervals are cut off with water swellable packers T and the wells are put into operation again.
Если участок продуктивного пласта представлен чисто нефтяной зоной, то горизонтальные скважины 1-4 после бурения отрабатывают на нефть до снижения пластового давления до 0,7 от начального, после чего бурят многозабойные добывающие скважины 5-8 (фиг.1), а горизонтальные 1-4 переводят под закачку воды. Расчеты показали, что при снижении пластового давления более чем на 0,7 от первоначального в порово-трещинном коллекторе при последующей организации системы заводнения продуктивность добывающих скважин оказывается ниже.If the section of the reservoir is represented by a purely oil zone, then horizontal wells 1-4 are drilled after drilling for oil until the reservoir pressure drops to 0.7 from the initial one, after which multilateral wells are drilled 5-8 (Fig. 1), and horizontal 1- 4 transferred to the injection of water. The calculations showed that when the reservoir pressure decreases by more than 0.7 from the initial in the pore-fracture reservoir with the subsequent organization of the water flooding system, the productivity of production wells is lower.
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения.The result of the implementation of this method is to increase the degree of oil recovery.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.
Пример 1. На участке массивной залежи, продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями турнейского яруса, проводят 3Д-сейсморазведку, определяют направление трещин. Преимущественное направление трещиноватости S по результатам исследований было установлено северо-западное (фиг.1). По структурной карте выделяют участок с общими нефтенасыщенными толщинами h=6 м (фиг.3). Проводят геологическое и гидродинамическое моделирование участка с учетом трещиноватости, рассчитывают оптимальные параметры скважин по предлагаемому способу. Значения осей эллипса для элемента размером 1200×1200 м были получены a=1000 м, b=500 м (фиг.2).Example 1. On the site of a massive reservoir, the productive strata of which are represented by pore-fissure carbonate deposits of the Tournaisian stage, 3D seismic exploration is carried out, and the direction of the cracks is determined. The predominant direction of fracturing S according to the research results was found north-west (figure 1). On the structural map allocate a plot with total oil-saturated thickness h = 6 m (Fig.3). Geological and hydrodynamic modeling of the site is carried out taking into account the fracturing, the optimal parameters of the wells are calculated by the proposed method. The values of the axes of the ellipse for an element of size 1200 × 1200 m were obtained a = 1000 m, b = 500 m (figure 2).
Затем разбуривают редкой квадратной сеткой горизонтальных нагнетательных скважин 1-4 (фиг.1) с расстоянием между точками входа стволов в продуктивный пласт L=1200 м. Причем стволы горизонтальных скважин направляют под углом α=45° к направлениям трещин S (фиг.2) и проводят у водо-нефтяного контакта на расстоянии x=0,5 м от него (фиг.3). Горизонтальные скважины выполняют длиной 0,4·a=0,4·1000=400 м горизонтальной части в продуктивном пласте, определенной по гидродинамическому моделированию.Then drill a rare square grid of horizontal injection wells 1-4 (figure 1) with a distance between the points of entry of the shafts into the reservoir L = 1200 m. Moreover, the trunks of horizontal wells are directed at an angle α = 45 ° to the directions of the cracks S (figure 2) and carried out at the water-oil contact at a distance x = 0.5 m from him (figure 3). Horizontal wells perform a length of 0.4 · a = 0.4 · 1000 = 400 m of the horizontal part in the reservoir, determined by hydrodynamic modeling.
Вокруг каждой горизонтальной нагнетательной скважины бурят многозабойные добывающие скважины 5-8 (фиг.1), состоящие из двух стволов, длиной в продуктивной части пласта по 0,75·a=0,75·1000=750 м каждая, в форме полуэллипса, в которых большая ось а направлена под углом α=45° к направлениям трещин S (фиг.2) и совпадает с направлением горизонтальных стволов нагнетательных скважин 1-4 соответственно, при этом отношение малой полуоси b/2 эллипса к его большой полуоси a/2 равна b/a=0,5. Минимальное расстояние от стволов многозабойной добывающей скважины до горизонтальной нагнетательной равно C=250 м. При этом на стволах многозабойной добывающей скважины через каждые 100 м устанавливают водонабухающие пакеры Т (например, фирмы ТАМ) (фиг.2), а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии y=1 м от нее (фиг.3). Данные параметры определяют также заранее по результатам гидродинамического моделирования.Around each horizontal injection well, multi-hole production wells 5-8 are drilled (Fig. 1), consisting of two shafts, each in the productive part of the formation 0.75 · a = 0.75 · 1000 = 750 m each, in the form of a semi-ellipse, in of which the major axis a is directed at an angle α = 45 ° to the directions of the cracks S (Fig. 2) and coincides with the direction of the horizontal wells of injection wells 1-4, respectively, while the ratio of the minor axis b / 2 of the ellipse to its major axis a / 2 is b / a = 0.5. The minimum distance from the trunks of the multilateral well to the horizontal injection is C = 250 m. At the same time, water swellable packers T (for example, TAM) are installed on the trunks of the multilateral well (for example, TAM) (Fig. 2), and the trunks themselves are located at the formation at a distance y = 1 m from it (figure 3). These parameters are also determined in advance by the results of hydrodynamic modeling.
Таким образом, формируют элементы системы разработки размерами 1200×1200 м (фиг.1). Осуществляют добычу нефти из добывающих скважин 5-8 и закачку пластовой воды в нагнетательные скважины 1-4.Thus, the elements of the development system with dimensions of 1200 × 1200 m are formed (Fig. 1). Oil is produced from producing wells 5-8 and formation water is injected into injection wells 1-4.
В процессе эксплуатации многозабойной добывающей скважины происходит прорыв воды, в первую очередь по вертикальным трещинам с водоносной части пласта в нижнюю часть горизонтальных стволов. При обводненности боле 98% скважины останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения ствола. Далее отсекают обводнившиеся интервалы водонабухающими пакерами Т и вновь пускают скважины в работу.In the process of operating a multilateral well, a water breakthrough occurs, primarily along vertical cracks from the aquifer of the reservoir into the lower part of horizontal shafts. When water cut more than 98% of the well is stopped, geophysical surveys are carried out, the intervals of well watering are determined. Then, the waterlogged intervals are cut off with water swellable packers T and the wells are put into operation again.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось a=1500 м которого направлена под углом α=30° к направлению естественной трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,1. Стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта 0,6·a=0,6·1500=900 м каждая, на которых через каждые 250 м устанавливают водонабухающие пакеры, а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии 2 м от нее. Горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси а эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной 0,3·a=0,3·1500=450 м горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта на расстоянии 1 м от него.Example 2. Perform, as example 1. A multilateral well is made in the form of a semi-ellipse, the major axis a = 1500 m of which is directed at an angle α = 30 ° to the direction of natural fracturing with the ratio of the minor axis b / 2 to the major axis a / 2 of the
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось a=400 м которого направлена под углом α=60° к направлению естественной трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,8. Стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта 0,8·a=0,8·400=320 м каждая, на которых через каждые 50 м устанавливают водонабухающие пакеры, а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии 0,5 м от нее. Горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси а эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной 0,6·a=0,6·1500=240 м горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта на расстоянии 0,2 м от него.Example 3. Perform, as example 1. A multilateral well is made in the form of a semi-ellipse, the major axis a = 400 m of which is directed at an angle α = 60 ° to the direction of natural fracturing with the ratio of the minor axis b / 2 to the major axis a / 2 of the
Пример 4. Участок продуктивного пласта представлен чисто нефтяной зоной. Выполняют, как примеры 1-3. Горизонтальные скважины 1-4 после бурения отрабатывают на нефть до снижения пластового давления до 0,7 от начального, после чего бурят многозабойные добывающие скважины 5-8 (фиг.1), а горизонтальные 1-4 переводят под закачку воды.Example 4. The area of the reservoir is represented by a pure oil zone. Perform as examples 1-3. After drilling, horizontal wells 1-4 are drilled for oil until the reservoir pressure drops to 0.7 from the initial one, after which multi-hole production wells 5-8 are drilled (Fig. 1), and horizontal 1-4 are transferred for water injection.
В результате по примерам 1-4 с 1 элемента, состоящего из 1 нагнетательной горизонтальной и 1 добывающей многозабойной скважины в форме полуэллипса, за время разработки, которое ограничили 98% обводнением добывающей скважины или достижением минимально рентабельного дебита нефти 0,5 т/сут, было добыто 149,1 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,184. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 97,3 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти 0,120. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,064.As a result, according to examples 1-4 with 1 element, consisting of 1 horizontal injection and 1 production multilateral well in the form of a semi-ellipse, during the development period, which was limited to 98% by watering the production well or achieving a minimum profitable oil production rate of 0.5 t / day, 149.1 thousand tons of oil were produced, the oil recovery ratio was 0.184. According to the prototype, ceteris paribus, 97.3 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor 0.120. The increase in oil recovery by the proposed method amounted to 0.064.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеизвлечения.Thus, the proposed method provides an increase in oil recovery.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения охвата пласта воздействием и соответственно увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the coverage of the formation by exposure and, accordingly, increasing oil recovery of the productive formation.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013117064/03A RU2513216C1 (en) | 2013-04-16 | 2013-04-16 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013117064/03A RU2513216C1 (en) | 2013-04-16 | 2013-04-16 | Oil deposit development method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2513216C1 true RU2513216C1 (en) | 2014-04-20 |
Family
ID=50480706
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013117064/03A RU2513216C1 (en) | 2013-04-16 | 2013-04-16 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2513216C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2569520C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of oil deposits |
RU2569521C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of oil deposit with horizontally branched wells |
RU2580562C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
RU2731973C1 (en) * | 2020-05-25 | 2020-09-09 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits by radial well netting |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4682652A (en) * | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
RU2264533C2 (en) * | 2004-01-13 | 2005-11-20 | Закиров Сумбат Набиевич | Method for oil reservoir development in carbonate or terrigenous formation with developed macrocracks |
RU2305758C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil field development |
RU2330156C1 (en) * | 2006-10-24 | 2008-07-27 | Эрнест Сумбатович Закиров | Method of development of oil field by multibranch wells |
RU2364717C1 (en) * | 2008-10-15 | 2009-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of heterogenous oil-bearing formation |
RU2439299C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
RU2455471C1 (en) * | 2011-01-19 | 2012-07-10 | Владимир Анатольевич Иванов | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development |
-
2013
- 2013-04-16 RU RU2013117064/03A patent/RU2513216C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4682652A (en) * | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
RU2264533C2 (en) * | 2004-01-13 | 2005-11-20 | Закиров Сумбат Набиевич | Method for oil reservoir development in carbonate or terrigenous formation with developed macrocracks |
RU2305758C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil field development |
RU2330156C1 (en) * | 2006-10-24 | 2008-07-27 | Эрнест Сумбатович Закиров | Method of development of oil field by multibranch wells |
RU2364717C1 (en) * | 2008-10-15 | 2009-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of heterogenous oil-bearing formation |
RU2439299C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
RU2455471C1 (en) * | 2011-01-19 | 2012-07-10 | Владимир Анатольевич Иванов | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2569520C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of oil deposits |
RU2569521C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of oil deposit with horizontally branched wells |
RU2580562C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
RU2731973C1 (en) * | 2020-05-25 | 2020-09-09 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits by radial well netting |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2651527C (en) | Method and system for enhancing a recovery process employing one or more horizontal wellbores | |
RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
EA001243B1 (en) | Method for stimulating production from lenticular natural gas formations | |
CN111305891B (en) | Three-dimensional comprehensive efficient and accurate treatment technical method for coal-oil-gas coexisting mine | |
RU2364717C1 (en) | Development method of heterogenous oil-bearing formation | |
US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
RU2513216C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2424425C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors | |
RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
RU2579039C1 (en) | Method for development of low-permeability oil-gas formations | |
RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
RU2524703C1 (en) | Development of minor oil deposits | |
RU2546704C1 (en) | Less explored oil deposit development method | |
RU2474679C1 (en) | Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold | |
RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
RU2526082C1 (en) | Processing of fractured reservoir | |
RU2264533C2 (en) | Method for oil reservoir development in carbonate or terrigenous formation with developed macrocracks | |
RU2519949C1 (en) | Method for development of oil pool section | |
RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development |