RU2527429C1 - Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527429C1 RU2527429C1 RU2013144464/03A RU2013144464A RU2527429C1 RU 2527429 C1 RU2527429 C1 RU 2527429C1 RU 2013144464/03 A RU2013144464/03 A RU 2013144464/03A RU 2013144464 A RU2013144464 A RU 2013144464A RU 2527429 C1 RU2527429 C1 RU 2527429C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- wells
- injection
- production
- perforation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению, горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи. При этом вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой. Плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка. На начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин. После этого переходят на закачку пластовой или сточной воды. Плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из аналитического соотношения, учитывающего коэффициенты
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию. Согласно изобретению, дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно вскрытие по пластам с водонефтяным контактом производят перфорацией с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу (патент РФ №2066368, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.09.1996).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача и высокая скорость обводнения продукции при разработке залежи нефти горизонтальными скважинами.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин, включающий закачку рабочего агента через горизонтальные скважины, размещенные на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины, и отбор нефти через вертикальные добывающие скважины. В известном способе закачку рабочего агента в горизонтальные нагнетательные скважины ведут с падающим объемом закачки, при этом периодически резко увеличивают объем закачки перед каждым периодом закачки, периодичность резкого увеличения объема и продолжительности периода падающей закачки определяют опытным путем для различных коллекторов по характеру роста обводненности добываемой продукции, причем по мере обводненности вертикальных добывающих скважин выше экономически рентабельной величины разработки нефтяной залежи из них пробуривают дополнительно наклонные стволы перпендикулярно ближайшей нагнетательной горизонтальной скважине и пускают их под нагнетание рабочего агента с сохранением цикличности режима нагнетания (патент РФ №2465445, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.10.2012 - прототип).
Известный способ характеризуется низкой нефтеотдачей. Использование в качестве нагнетательных скважин горизонтальных, а в качестве добывающих - вертикальных, позволяет увеличить охват пласта вытеснением, но снижает темпы отбора нефти, увеличивает скорость обводнения продукции скважин и, как следствие, снижает коэффициент нефтеизвлечения.
В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции при разработке залежей горизонтальными скважинами. Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающем бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие, согласно изобретению, горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи, причем вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой, плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка, на начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин, после чего переходят на закачку пластовой или сточной воды, при этом плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из соотношения:
где C1, C2, Cn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;
R1, R2, Rn - минимальное расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины, м;
k1, k2, kn - проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации, м2;
rc - радиус скважины, м.
Дополнительно в пластах с проницаемостью более 1Д в местах пересечения горизонтальных стволов на добывающих скважинах устанавливают водонабухающие пакеры.
Сущность изобретения
При разработке залежи нефти горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами происходит быстрый прорыв воды к добывающим скважинам и неравномерная выработка запасов нефти, что снижает конечную нефтеотдачу. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать залежь горизонтальными скважинами. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции скважин. Задача решается следующим образом.
На фиг.1 и 2 представлено схематическое изображение участка залежи соответственно в плане и в профиле с размещением скважин. Обозначения: A, B, C - добывающие горизонтальные скважины, D, Е, F, G - нагнетательные горизонтальные скважины, 1 - залежь нефти, 2 - фронт отбора нефти, 3 - фронт закачиваемой воды, 4 - водонабухающий пакер, Rn - минимальное расстояние от n-го перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины, Rmax - максимальное значение Rn или половина расстояния S, S - расстояние между стволами пересекаемых в плане ствола скважин, 
- распределение плотности перфорации, 
- фронт отбора нефти, 
- фронт закачиваемой воды.
На фиг.3 приведен график В.И. Щурова. Обозначения: C - коэффициент гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия; nD - плотность перфорации; n - число прфорационных отверстий на 1 м длины; D - диаметр скважины, м; кривые 1-10 - отношение диаметра перфорационного канала к его длине соответственно от 0,01 до 0,1.
Способ реализуют следующим образом.
На нефтяной залежи 1 либо ее участке бурят и обустраивают перпендикулярно расположенные добывающие A, B, C и нагнетательные D, Е, F, G горизонтальные скважины (фиг.1, 2), пересекающиеся в структурном плане. Причем горизонтальные стволы скважин располагают параллельно длине и ширине залежи. Вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин A, B, C размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин D, Е, F, G - вдоль другой, перпендикулярной первой. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин D, Е, F, G располагают ниже в структурном плане, чем горизонтальные стволы добывающих скважин A, B, C.
В процессе бурения отбирают керн и проводят геофизические исследования. Определяют проницаемость пласта вдоль горизонтального ствола скважины.
Плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих A, B, C и нагнетательных D, Е, F, G скважин, выполняют таким образом, чтобы в местах пересечения плотность перфорации была минимальна и увеличивалась к центру каждого участка. Это позволяет наиболее равномерно вырабатывать запасы нефти, а также снижает скорость прорыва воды к стволу добывающей скважины.
Количество участков с меняющейся плотностью перфорации составляет для каждого горизонтального ствола на одно меньше, чем пересекаемые в плане стволы других скважин. Как показано на фиг.2, число таких участков для скважины B равно 3. Каждый из участков имеет длину, равную расстоянию S между стволами пересекаемых в плане стволов скважин. Количество интервалов перфорации выбирают по значению количества перфорационных отверстий в центральной части участка, умноженному на два. Например, если максимальная плотность перфорации в центральной части составляет 10 отв./м, а S=200 м, то получим 10*2=20 интервалов по 200/20=10 м. Причем в интервалах с 1 по 9 плотность перфорационных отверстий будет увеличиваться, в 10 интервале составит 10 отв./м, а с 11 по 20 будет уменьшаться (при одинаковом значении проницаемости пласта вдоль горизонтального ствола скважины).
В общем случае для n-ого перфорированного интервала, которое можно принять за точечный источник, вдоль горизонтального ствола скважины по формуле Дюпюи имеем:
где qn - дебит жидкости (нефти) n-ого перфорированного интервала ствола скважины, м3/с,
kn - проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации, м2,
h - мощность пласта, м
ΔP - депрессия (между давлением в нагнетательной и в добывающей скважине), Па,
µ - вязкость нефти в пластовых условиях, Па*с,
Rn - минимальное расстояние от n-го перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины, м,
rc - радиус скважины, м,
Cn - коэффициент гидродинамического совершенства n-го перфорированного интервала по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины.
Для равномерной выработки запасов необходимо, чтобы приток жидкости (нефти) к каждому перфорационному отверстию был одинаков. Исходя из этого уравнение (1) для каждого интервала имеет вид:
откуда, приняв что депрессия на всем участке ствола одинакова, получим соотношение:
Далее задают плотность перфорации для центральной части участка на расстоянии Rmax, которое составляет половину расстояния S/2 (фиг.2) и является максимальной. Причем значение плотности и диаметра перфорационных отверстий для Rmax выбирают такую, как если бы отсутствовала необходимость создания изменяющейся плотности перфорации по длине горизонтальных стволов.
Затем на основе плотности и диаметра перфорационных отверстий для Rmax по графикам В.И. Щурова (фиг.3) определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия CRmax. По формуле (2) рассчитывают значения C1, C2,…, Cn для каждого интервала. Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют плотность перфорационных отверстий для каждого интервала, задавшись одинаковым диаметром отверстий по все длине. С данными параметрами производят вторичное вскрытие горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин (для обсаженных стволов) или спуск хвостовика и/или фильтра (для открытых стволов).
Согласно расчетам, такое распределение перфорационных отверстий позволяет достигать максимального коэффициента нефтеизвлечения и снижать скорость обводнения продукции добывающих скважин.
Далее на начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л. Через некоторое время закачиваемая вода прорывается в вертикальной плоскости к добывающим скважинам A, B, C в местах пересечения их стволов в структурном плане со стволами нагнетательных D, Е, F, G скважин. Постепенно происходит процесс забивания данной зоны твердыми частицами. Причем выбор закачки пресной воды или воды с повышенной концентрацией твердых взвешенных частиц определяют заранее, после бурения скважин, отбора керна и проведении лабораторных исследований по прокачке на данном керне различной воды. Пресная вода, при прокачке через коллектор, приводит к уменьшению электростатических сил, удерживающих мелкие частицы на поверхности пор. Это приводит к отрыву данных частиц и забиванию ими каналов, соединяющих поры, и, в итоге, выступает как метод водоизоляции. Если в составе породы незначительное количество таких частиц, то их вводят в воду (причем в этом случае вода может быть и соленой) принудительно с указанной выше концентрацией. Происходит также забивание данными частицами каналов, что приводит к водоизоляции.
Снижение обводненности добывающих скважин свидетельствует о том, что процесс забивания частицами произошел. Далее переходят на обычную закачку пластовой или сточной воды.
В процессе разработки выработка запасов идет от центра перфорированного интервала в добывающих скважинах. Фронт отбора 2 (фиг.1, 2) максимален в центральной части участка S на расстоянии Rmax и минимален в периферийных частях интервала, где стволы добывающих и нагнетательных скважин пресекаются в структурном плане. Аналогично идет вытеснение нефти рабочим агентом (в частности водой). Фронт закачиваемой воды 3 максимален в центральной части интервала S на расстоянии Rmax и минимален в периферийных частях интервала, где стволы добывающих и нагнетательных скважин также пресекаются в структурном плане. Помимо этого, расположение стволов нагнетательных скважин в нижней части, а стволов добывающих скважин - в верхней снижает скорость обводнения добывающих скважин.
В пластах с проницаемостью более 1Д в местах пересечения горизонтальных стволов, на добывающих скважинах предусматривают водонабухающие пакеры 4, т.к. забивание частицами закачиваемой воды осложняется ввиду высокой проницаемости, что не приводит к необходимой кольматации обводнившегося участка.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижение скорости обводнения продукции добывающих скважин.
Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. Участок нефтяной залежи 1 размерами 1300×900 м, представленный карбонатным типом коллектора, массивной структуры, залегает на глубине - 1180 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 45,6 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 891 кг/м3, начальная пластовая температура - 23°C, начальное пластовое давление - 10,6 МПа, пористость - 0,119, начальная нефтенасыщенность - 0,640, средняя нефтенасыщенная толщина - 10,5 м. Участок залежи представлен чисто нефтяной зоной. Продуктивный пласт вскрыт долотом диаметром 140 мм, в скважину спущена обсадная колонна диаметром 114 мм.
На данном участке нефтяной залежи 1 бурят и обустраивают перпендикулярно расположенные добывающие A, B, C и нагнетательные D, Е, F, G горизонтальные скважины (фиг.1, 2), пересекающиеся в структурном плане с расстоянием между стволов S=300 м. Причем горизонтальные стволы добывающих скважин бурят длиной по 1100 м и располагают параллельно длине, а нагнетательных, длиной по 700 м - параллельно ширине залежи. Вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин A, B, C размещают вдоль меньшей стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин D, Е, F, G - вдоль большей стороны, перпендикулярной первой. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин D, E, F, G располагают ниже в структурном плане, чем горизонтальные стволы добывающих скважин A, B, C.
В процессе бурения отбирают керн и проводят геофизические исследования. Определяют проницаемость пласта вдоль горизонтального ствола скважины. В лабораторных условиях проводят исследования по прокачке воды через образец керна и определяют возможность забивания частицами. В процессе исследования выявили, что закачка пресной воды приводит к забиванию каналов между пор частицами, содержащимися в самих порах.
Плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих A, B, C и нагнетательных D, E, F, G скважин, выполняют таким образом, чтобы в местах пересечения плотность перфорации была минимальна и увеличивалась к центру каждого участка согласно формуле (2). Количество таких участков с меняющейся плотностью перфорации составляет для добывающих горизонтальных скважин A, B, C - три, для нагнетательных горизонтальных скважин D, E, F, G - два. Длина участков равна S=300 м.
Конструкцию забоя скважин выполняют со спуском эксплуатационной колонны, цементированием и последующей перфорацией перфоратором ПК-103.
Задают плотность перфорации для центральной части участка на расстоянии Rmax=150 м. Принимают nRmax=15 отв./м. Соответственно количество интервалов составляет 15*2=30 каждый по 300/30=10 м. По графикам В.И. Щурова для nRmax=15 отв./м определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия, CRmax=5,2.
Затем по формуле (2) рассчитывают значения C1, С2,…, Cn для каждого из 30 интервалов в зависимости от значений R и k. Устанавливают, что значения проницаемости k, согласно исследованиям, вдоль ствола скважины следующие: в интервалах 1-10 проницаемость k1-10=175 мД, в интервалах 11-20 - k11-20=189 мД, в интервалах 21-30 - k21-30=151 мД. Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют плотность перфорационных отверстий для каждого интервала, задавшись одинаковым диаметром отверстий по всей длине ствола (принимают диаметр отверстий 8 мм).
Результаты расчетов приведены в таблице 1. По данным параметрам перфорируют горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин A-G.
Далее добывающие и нагнетательные скважины пускают в работу. На начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды с расходом 50 м3/сут. Через некоторое время закачиваемая вода прорывается в вертикальной плоскости к добывающим скважинам A, B, C в местах пересечения их стволов в структурном плане со стволами нагнетательных D, E, F, G скважин, обводненность скважин возрастает до 85-95%. Постепенно происходит процесс забивания данной зоны твердыми частицами. Снижение обводненности добывающих скважин до первоначальных 10-20% свидетельствует о том, что процесс забивания частицами произошел, и далее переходят на обычную закачку пластовой или сточной воды с расходом 30 м3/сут.
| Таблица 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| № интервала | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | |||||||||||||||
| R, м | 10 | 20 | 30 | 40 | 50 | 60 | 70 | 80 | 90 | 100 | 110 | 120 | 130 | 140 | 150 | |||||||||||||||
| k, мД | 175 | 175 | 175 | 175 | 175 | 175 | 175 | 175 | 175 | 175 | 189 | 189 | 189 | 189 | 189 | |||||||||||||||
| C, д. ед. | 6,9 | 6,2 | 5,8 | 5,6 | 5,3 | 5,1 | 5,0 | 4,9 | 4,7 | 4,6 | 5,5 | 5,4 | 5,3 | 5,3 | 5,2 | |||||||||||||||
| n, отв./м | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 16 | 17 | 18 | 13 | 14 | 14 | 15 | 15 | |||||||||||||||
| Продолжение таблицы 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| № интервала | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | |||||||||||||||
| R, м | 150 | 140 | 130 | 120 | 110 | 100 | 90 | 80 | 70 | 60 | 50 | 40 | 30 | 20 | 10 | |||||||||||||||
| k, мД | 189 | 189 | 189 | 189 | 189 | 151 | 151 | 151 | 151 | 151 | 151 | 151 | 151 | 151 | 151 | |||||||||||||||
| C, д. ед. | 5,2 | 5,3 | 5,3 | 5,4 | 5,5 | 3,0 | 3,1 | 3,2 | 3,3 | 3,5 | 3,7 | 3,9 | 4,2 | 4,6 | 5,3 | |||||||||||||||
| n, отв./м | 15 | 14 | 14 | 14 | 13 | 26 | 25 | 24 | 23 | 22 | 21 | 20 | 19 | 17 | 15 | |||||||||||||||
В процессе выработки запасов фронт отбора 2 (фиг.1, 2) максимален в центральной части участка S на расстоянии Rmax и минимален в периферийных частях интервала, где стволы добывающих и нагнетательных скважин пресекаются в структурном плане. Аналогично фронт закачиваемой воды 3 максимален в центральной части интервала S на расстоянии Rmax и минимален в периферийных частях интервала, где стволы добывающих и нагнетательных скважин также пресекаются в структурном плане. Это позволяет равномерно вырабатывать запасы нефти.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
В результате с рассматриваемого участка нефтяной залежи 1 за время, которое ограничили обводнением всех добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, было добыто 371 тыс т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,396. По прототипу при прочих равных условиях и расстоянием между скважинами 300 м было добыто 268,6 тыс т нефти, КИН - 0,287. Прирост КИН составил 0,109.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Конструкцию скважины в продуктивном пласте предусматривают открытой со спуском перфорированного хвостовика. Распределение плотности перфорации хвостовика рассчитывают заранее. Продуктивный пласт имеет проницаемость более 1Д. В местах пересечения горизонтальных стволов, на добывающих скважинах A, B, C предусматривают водонабухающие пакеры 4. На начальном этапе разработки ведут закачку сточной воды с концентрацией твердых взвешенных частиц 100 мг/л. После снижения обводненности переходят на закачку сточной воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не более 50 мг/л.
Применение предложенного способа позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения продуктивного пласта и снизить скорость обводнения продукции добывающих скважин.
Claims (2)
1. Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающий бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие, отличающийся тем, что горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи, причем вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой, плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка, на начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин, после чего переходят на закачку пластовой или сточной воды, при этом плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из соотношения:
где C1, C2, Cn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;
R1, R2, Rn - минимальное расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины, м;
k1, k2, kn - проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации, м2;
rc - радиус скважины, м.
где C1, C2, Cn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;
R1, R2, Rn - минимальное расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины, м;
k1, k2, kn - проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации, м2;
rc - радиус скважины, м.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в пластах с проницаемостью более 1Д в местах пересечения горизонтальных стволов на добывающих скважинах устанавливают водонабухающие пакеры.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013144464/03A RU2527429C1 (ru) | 2013-10-04 | 2013-10-04 | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013144464/03A RU2527429C1 (ru) | 2013-10-04 | 2013-10-04 | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2527429C1 true RU2527429C1 (ru) | 2014-08-27 |
Family
ID=51456521
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013144464/03A RU2527429C1 (ru) | 2013-10-04 | 2013-10-04 | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2527429C1 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2584703C1 (ru) * | 2015-03-26 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью |
| RU2593849C1 (ru) * | 2015-07-31 | 2016-08-10 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Способ разработки наклонно залегающего продуктивного пласта полезных ископаемых |
| RU2645054C1 (ru) * | 2017-06-13 | 2018-02-15 | Владимир Александрович Чигряй | Способ заканчивания скважины |
| RU2715114C1 (ru) * | 2019-11-25 | 2020-02-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| CN113356842A (zh) * | 2020-03-04 | 2021-09-07 | 安东柏林石油科技（北京）有限公司 | 一种基于封隔颗粒堆积测量井筒油藏参数分布的方法 |
| RU2779704C1 (ru) * | 2022-02-21 | 2022-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2039222C1 (ru) * | 1993-09-30 | 1995-07-09 | Фонд изобретательской и рационализаторской деятельности Стрежевского нефтегазодобывающего управления | Способ разработки нефтяной залежи |
| US6095244A (en) * | 1998-02-12 | 2000-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs |
| RU2288356C1 (ru) * | 2005-11-22 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |
| CA2647088A1 (en) * | 2008-12-18 | 2010-06-18 | Zhong Chen | Horizontal to horizontal thermal exploitation design |
| RU2435947C1 (ru) * | 2010-05-21 | 2011-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов |
| RU2438010C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти с малыми толщинами |
| CN102392625A (zh) * | 2011-11-29 | 2012-03-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 重力泄水辅助采油方法及采油系统 |
| RU2465445C2 (ru) * | 2010-12-14 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин |
-
2013
- 2013-10-04 RU RU2013144464/03A patent/RU2527429C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2039222C1 (ru) * | 1993-09-30 | 1995-07-09 | Фонд изобретательской и рационализаторской деятельности Стрежевского нефтегазодобывающего управления | Способ разработки нефтяной залежи |
| US6095244A (en) * | 1998-02-12 | 2000-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs |
| RU2288356C1 (ru) * | 2005-11-22 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |
| CA2647088A1 (en) * | 2008-12-18 | 2010-06-18 | Zhong Chen | Horizontal to horizontal thermal exploitation design |
| RU2435947C1 (ru) * | 2010-05-21 | 2011-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов |
| RU2438010C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти с малыми толщинами |
| RU2465445C2 (ru) * | 2010-12-14 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин |
| CN102392625A (zh) * | 2011-11-29 | 2012-03-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 重力泄水辅助采油方法及采油系统 |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2584703C1 (ru) * | 2015-03-26 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью |
| RU2593849C1 (ru) * | 2015-07-31 | 2016-08-10 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Способ разработки наклонно залегающего продуктивного пласта полезных ископаемых |
| RU2645054C1 (ru) * | 2017-06-13 | 2018-02-15 | Владимир Александрович Чигряй | Способ заканчивания скважины |
| RU2715114C1 (ru) * | 2019-11-25 | 2020-02-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| CN113356842A (zh) * | 2020-03-04 | 2021-09-07 | 安东柏林石油科技（北京）有限公司 | 一种基于封隔颗粒堆积测量井筒油藏参数分布的方法 |
| CN113356842B (zh) * | 2020-03-04 | 2023-11-07 | 安东柏林石油科技（北京）有限公司 | 一种基于封隔颗粒堆积测量井筒油藏参数分布的方法 |
| RU2779704C1 (ru) * | 2022-02-21 | 2022-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2782640C1 (ru) * | 2022-03-31 | 2022-10-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть"имени В.Д. Шашина | Способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения |
| RU2792486C1 (ru) * | 2023-01-24 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2527429C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2387812C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами | |
| RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| RU2533393C1 (ru) | Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта | |
| RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
| RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| RU2513791C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2011117402A (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
| RU2612060C1 (ru) | Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений | |
| RU2366805C1 (ru) | Способ эксплуатации залежи углеводородов | |
| RU2283947C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2616052C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов | |
| RU2627338C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти | |
| RU2509884C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| RU2494247C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2730163C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой | |
| RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
| RU2545580C1 (ru) | Способ разработки углеводородных месторождений | |
| RU2592931C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработки | |
| RU2616016C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных коллекторов | |
| RU2584435C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
| RU2464414C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа |