RU2527957C1 - Development method for four production facilities of multilayer oil deposit - Google Patents
Development method for four production facilities of multilayer oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527957C1 RU2527957C1 RU2013150956/03A RU2013150956A RU2527957C1 RU 2527957 C1 RU2527957 C1 RU 2527957C1 RU 2013150956/03 A RU2013150956/03 A RU 2013150956/03A RU 2013150956 A RU2013150956 A RU 2013150956A RU 2527957 C1 RU2527957 C1 RU 2527957C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- facility
- production
- injection
- planned
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке четырех эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным и карбонатным типом коллектора.The invention relates to the oil industry and can find application in the development of four production facilities of a multilayer oil field with a terrigenous and carbonate type of reservoir.
Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, согласно которому ведут отбор нефти через добывающие скважины с нижнего продуктивного горизонта, закачку рабочего агента в нижний продуктивный горизонт, отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта и уплотнение сетки скважин верхнего горизонта. Отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления на 10-40%, при уплотнении сетки скважин на нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта. Производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний горизонты. При закачке на верхний горизонт задают объем закачки, равный необходимому объему компенсации по участку, и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам. При наличии влияния, подтверждаемого ростом текущего забойного давления на добывающих скважинах не менее 10%, производят ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине на 20-80% от первоначального и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам (Патент РФ №2474676, опубл. 10.02.2013).A known method of developing a multilayer oil field, according to which the selection of oil through production wells from the lower productive horizon, the injection of a working agent into the lower production horizon, the selection of oil through production wells from the upper production horizon and compaction of the network of wells of the upper horizon. The selection of oil through production wells from the upper productive horizon is carried out until the reservoir pressure is reduced by 10-40%, while compaction of the grid of wells on injection wells operating on the lower horizon, perforation is performed in the interval of the upper horizon. A simultaneous-separate injection of the working agent into the lower and upper horizons is performed. When uploading to the upper horizon, the injection volume is set equal to the required compensation volume over the site, and the effect is monitored for reacting production wells. If there is an effect confirmed by an increase in the current bottomhole pressure at production wells of at least 10%, injection flow rate is limited to 20-80% of the initial one and the production is intensified by reacting production wells (RF Patent No. 2474676, publ. 10.02. 2013).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, в котором производят выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Срок выработки запасов месторождения приближают к среднему сроку гарантированной службы скважин, при котором по техническим причинам ликвидируют не более 20% эксплуатационного фонда скважин. Для этого осуществляют бурение общей сквозной сетки скважин для группы залежей месторождения с увеличением количества скважин и ускорением сроков разработки. При этом эксплуатацию месторождения осуществляют всем фондом эксплуатационных скважин путем последовательного отбора продукции из индивидуальной залежи или группы залежей месторождения, объединенных перемычками неколлектора толщиной не более 30 м в порядке убывания их продуктивности, начиная с максимально продуктивных (Патент РФ №2307923, опубл. 10.10.2007 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a multilayer oil field in which production facilities are distinguished, a grid for the location of production and injection wells is drilled, wells are drilled, oil is extracted from production wells and the displacing agent is injected into injection wells. The life of the field’s reserves is close to the average guaranteed service life of the wells, in which, for technical reasons, no more than 20% of the production well stock is eliminated. For this purpose, a common through hole grid is drilled for a group of field deposits with an increase in the number of wells and accelerated development time. At the same time, the exploitation of the field is carried out by the entire fund of production wells by sequentially selecting products from an individual deposit or group of deposits of the field, combined by bridges of a non-collector with a thickness of not more than 30 m in decreasing order of their productivity, starting with the most productive ones (RF Patent No. 2307923, publ. 10.10.2007 - prototype).
Недостатком известных технических решений является неравномерная выработка запасов нефти и связанная с ней низкая нефтеотдача месторождения.A disadvantage of the known technical solutions is the uneven production of oil reserves and the associated low oil recovery of the field.
В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличение нефтеотдачи.The proposed invention solves the problem of increasing the uniformity of the production of multilayer deposits and increasing oil recovery.
Задача решается тем, что в способе разработки четырех эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения, включающем выделение эксплуатационных объектов, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, оптимизацию системы разработки, отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению выделяют четыре эксплуатационных объекта, на долю которых приходится более 95% остаточных геологических запасов нефти, причем два объекта относятся к карбонатному типу коллектора и являются шестым и десятым при счете снизу из десяти объектов всего месторождения, а два других объекта относятся к терригенному типу коллектора и являются вторым и седьмым, разработку второго объекта ведут до завершающей стадии и высокой обводненности пластовой продукции, седьмого - до третьей стадии разработки, а шестого и десятого - до начальной стадии разработки, выравнивают темпы разработки объектов, для чего соотношение добывающих скважин второго, шестого, седьмого и десятого объектов устанавливают в пределах соответственно (8,0-8,3):(1,0-1,1):(2,3-2,5):1, а нагнетательных скважин в пределах (35,0-40,0):(2,4-2,8):(5,8-6,3):1, на втором объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (2,5-3,0):1, бурят из скважин простаивающего фонда боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в соотношении (3,0-3,3):1, переводят 10-12% скважин добывающего фонда данного объекта в нагнетательные, на шестом объекте бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в соотношении (1,0-1,1):1, бурят горизонтальные и многозабойные добывающие скважины в соотношении (1,6-1,8):1, переводят 4,0-4,5% добывающих и 1,4-1,6% нагнетательных скважин из общего фонда второго эксплуатационного объекта, а также проводят 0,2-0,3% боковых горизонтальных стволов из общего фонда второго эксплуатационного объекта, на 2,3-2,5% фонда шестого объекта применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи (ОРД) со вторым эксплуатационным объектом, 3,3-3,7% фонда шестого объекта переводят из добывающих в нагнетательные, на седьмом объекте бурят вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1, переводят 2,5-3,5% добывающих скважин из общего фонда второго и седьмого эксплуатационных объектов на седьмой объект, переводят 0,4-0,5% нагнетательных скважин из фонда второго эксплуатационного объекта скважин на второй и седьмой объекты с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), переводят 0,7-0,8% скважин добывающего фонда седьмого объекта в нагнетательные, в т.ч 50-60% скважин с одновременно-раздельной закачкой на оба объекта, выполняют проводку боковых стволов из скважин простаивающего фонда в объеме 2,9-3,1% от общего фонда добывающих скважин седьмого объекта, на десятом объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (1,6-1,9):1, переводят 6-8% добывающих и нагнетательных скважин из общего фонда седьмого эксплуатационного объекта, переводят 10-12% скважин общего фонда данного объекта в нагнетательные, попутную пластовую воду собирают со всех четырех объектов, смешивают и подготавливают для системы поддержания пластового давления, такую воду используют в качестве рабочего агента для закачки через нагнетательные скважины на втором, шестом, седьмом и десятом объектах, при этом за первые три года по второму объекту бурят 7-8% от общего количества запланированных к бурению новых скважин и проводят 16-18% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, за четвертый год и далее бурят 2,1-2,5% новых скважин ежегодно от общего количества запланированных к бурению и проводят 5-7% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, по шестому объекту за первые три года бурят 6-10% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 5-8% от общего количества запланированных к проводке боковых горизонтальных стволов, переводят (в т.ч. с ОРД) 1,2-1,4% запланированных к переводу со второго объекта скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 3-6% новых скважин от общего количества запланированных к бурению, проводят 2-5% от общего количества запланированных к проводке боковых горизонтальных стволов, переводят (в т ч с ОРД) 1,2-2,6% запланированных к переводу со второго объекта скважин, по седьмому объекту за первые три года бурят 14-15% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 30-35% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 9,0-9,3% запланированных к переводу скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 2,5-3,5% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 7-11% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 2,6-3,2% запланированных к переводу скважин, по десятому объекту за первые три года бурят 3,9-4,3% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, переводят с седьмого объекта 2,2-2,7% запланированных к переводу скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 1,8-2,4% новых скважин от общего количества запланированных к бурению, переводят с седьмого объекта 0,8-1,7% запланированных к переводу скважин.The problem is solved in that in the method of developing four production facilities of a multilayer oil field, including the selection of production facilities developed by production and injection wells, optimization of the development system, selection of reservoir products through production wells and injection of a working agent through injection wells, four production facilities are distinguished according to the invention , which account for more than 95% of the residual geological reserves of oil, moreover, two objects include They are of the carbonate type of the reservoir and are the sixth and tenth when counting from the bottom of ten objects of the entire field, and two other objects are of the terrigenous type of the reservoir and are the second and seventh, the development of the second object is carried out to the final stage and high water cut of the reservoir, the seventh to the third stage of development, and the sixth and tenth to the initial stage of development, align the pace of development of objects, for which the ratio of production wells of the second, sixth, seventh and tenth objects is established yut in the range respectively (8.0-8.3) :( 1.0-1.1) :( 2.3-2.5): 1, and injection wells in the range (35.0-40.0) : (2.4-2.8) :( 5.8-6.3): 1, at the second facility, vertical and horizontal production and injection wells are drilled with a ratio of vertical and horizontal wells (2.5-3.0): 1, lateral shafts and horizontal lateral shafts are drilled from idle fund wells in the ratio (3.0-3.3): 1, 10-12% of the wells of the production fund of this facility are converted into injection wells; vertical production and injection wells are drilled at the sixth facility ratio (1.0-1.1): 1, drilled horizontal and multilateral wells in the ratio (1.6-1.8): 1, 4.0-4.5% of production wells and 1.4-1.6% of injection wells are transferred from the total stock of the second production facility, and they are also carried out 0.2-0.3% of lateral horizontal shafts from the total fund of the second operational facility, 2.3-2.5% of the fund of the sixth facility use equipment for simultaneous and separate production (ORD) with the second operational facility, 3.3-3 , 7% of the fund of the sixth facility is transferred from production to injection, at the seventh facility, vertical production wells are drilled small diameter wines and injection wells in the ratio (3.2-3.4): 1, transfer 2.5-3.5% of production wells from the total stock of the second and seventh production facilities to the seventh facility, transfer 0.4-0, 5% of injection wells from the fund of the second production facility of wells to the second and seventh objects using equipment for simultaneous-separate injection (ORZ), transfer 0.7-0.8% of the wells of the production fund of the seventh object into injection, including 50- 60% of wells with simultaneous and separate injection to both sites perform side-wiring wells from idle well stocks in the amount of 2.9-3.1% of the total stock of producing wells of the seventh facility, vertical and horizontal producing and injection wells are drilled at the tenth facility with a ratio of vertical and horizontal wells (1.6-1.9) : 1, transferring 6-8% of production and injection wells from the total fund of the seventh production facility, transferring 10-12% of the wells of the general fund of this facility to injection, associated formation water is collected from all four facilities, mixed and prepared for the system neighbors of reservoir pressure, such water is used as a working agent for injection through injection wells at the second, sixth, seventh and tenth sites, while in the first three years, 7-8% of the total number of new wells planned for drilling are drilled and carried out 16-18% of the total number of planned lateral and lateral horizontal shafts; for the fourth year and after, 2.1–2.5% of new wells are drilled annually of the total number planned for drilling and 5–7% of the total planned In the first three years, 6-10% of the total number of new wells planned for drilling are drilled for lateral and lateral horizontal shafts, for the first six years, 5-8% of the total number of horizontal shafts planned for wiring are drilled, translated (in t. hours with ARD) 1.2-1.4% of the wells planned for transfer from the second facility, over the next years 3-6% of new wells are drilled annually from the total number planned for drilling, 2-5% of the total number of lateral wells planned for drilling horizontal shafts, 1.2-2.6% of the wells planned for transfer from the second facility are being transferred (including the pressure gauge), for the seventh facility, 14-15% of the total number of new wells planned for drilling are drilled in the first three years, 30 -35% of the lateral and lateral horizontal trunks, transferred from the second volume In the project, 9.0–9.3% of the wells planned for translation, over the next years, 2.5–3.5% of the total number of new wells planned for drilling are drilled, 7–11% of lateral and lateral horizontal wells are drilled, transferred from of the second facility, 2.6-3.2% of the wells planned for translation; for the tenth facility, 3.9-4.3% of the total number of new wells planned for drilling in the first three years, 2.2-2.2 are transferred from the seventh facility, 7% of the wells planned for translation, over the next years, 1.8-2.4% of new wells are drilled from the total lichestva planned drilling, is transferred from the seventh object 0.8-1.7% of planned wells translation.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу и темп разработки эксплуатационного объекта нефтяного месторождения основное влияние оказывает созданная система разработки. Неравномерность выработки объектов разработки многопластового месторождения вызывает необоснованные затраты на обезвоживание нефти, длительное поддержание в рабочем состоянии элементов обустройства месторождения, непроизводительные затраты на систему поддержания пластового давления. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения. Задача решается следующим образом.The oil recovery and the pace of development of an oil field production facility is mainly influenced by the developed development system. The uneven development of the multi-layer field development facilities causes unreasonable expenses for oil dehydration, long-term maintenance of the field development elements, and unproductive expenses for the reservoir pressure maintenance system. The proposed invention solves the problem of increasing the uniformity of the development of multilayer deposits. The problem is solved as follows.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На многопластовом месторождении, состоящем из 10 объектов, выделяют четыре самостоятельных объекта разработки: второй, шестой, седьмой и десятый при счете снизу. Второй и седьмой представлены пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора, а шестой и десятый объекты - массивными залежами с карбонатным типом коллектора. Разработка объектов ведется с поддержанием пластового давления закачкой рабочего агента - пластовой воды. Второй объект находится на завершающей стадии разработки, состоит из двух горизонтов, шестой - на начальной стадии, состоит из одного горизонта, седьмой - на третьей стадии, состоит из одного горизонта, десятый - на начальной стадии, состоит из трех горизонтов. Доля в остаточных геологических запасах данных четырех объектов составляет в сумме более 95%.In a multilayer field, consisting of 10 objects, four independent development objects are distinguished: the second, sixth, seventh and tenth when counted from below. The second and seventh are represented by stratum-vaulted deposits with a terrigenous reservoir type, and the sixth and tenth objects are represented by massive deposits with a carbonate reservoir type. The development of facilities is carried out with the maintenance of reservoir pressure by injection of a working agent - formation water. The second object is at the final stage of development, consists of two horizons, the sixth at the initial stage, consists of one horizon, the seventh at the third stage, consists of one horizon, the tenth at the initial stage, consists of three horizons. The share in the residual geological reserves of these four objects amounts to more than 95%.
Выравнивают темпы разработки объектов, для чего соотношение добывающих скважин второго, шестого, седьмого и десятого объектов устанавливают в пределах соответственно (8,0-8,3):(1,0-1,1):(2,3-2,5):1, а нагнетательных скважин в пределах (35,0-40,0):(2,4-2,8)(5,8-6,3):1.The rates of development of the facilities are equalized, for which the ratio of production wells of the second, sixth, seventh and tenth facilities is set in the range respectively (8.0-8.3) :( 1.0-1.1) :( 2.3-2.5 ): 1, and injection wells within (35.0-40.0) :( 2.4-2.8) (5.8-6.3): 1.
На втором объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (2,5-3,0):1, бурят из скважин простаивающего фонда боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в соотношении (3,0-3,3):1, переводят 10-12% скважин добывающего фонда данного объекта в нагнетательные.At the second facility, vertical and horizontal production and injection wells are drilled with a ratio of vertical and horizontal wells (2.5-3.0): 1, sidetracks and sidetracks are drilled from idle well wells in a ratio of (3.0-3.3 ): 1, 10-12% of the wells of the production fund of this facility are converted into injection wells.
На шестом объекте бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в соотношении (1,0-1,1):1, бурят горизонтальные и многозабойные добывающие скважины в соотношении (1,6-1,8):1, переводят 4,0-4,5% добывающих и 1,4-1,6% нагнетательных скважин из общего фонда второго эксплуатационного объекта, а также проводят 0,2-0,3% боковых горизонтальных стволов из общего фонда второго эксплуатационного объекта, на 2,3-2,5% фонда шестого объекта применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи (ОРД) со вторым эксплуатационным объектом, 3,3-3,7% фонда шестого объекта переводят из добывающих в нагнетательные.At the sixth facility, vertical production and injection wells are drilled in the ratio of (1.0-1.1): 1, horizontal and multilateral wells are drilled in the ratio of (1.6-1.8): 1, 4.0-4 are translated, 5% of production and 1.4-1.6% of injection wells from the general fund of the second operational facility, and also conduct 0.2-0.3% of lateral horizontal shafts from the general fund of the second operational facility, by 2.3-2.5 % of the sixth facility’s fund use equipment for simultaneous and separate production (ORD) with a second operational facility, 3.3-3.7% of the sixth ekta transferred from producing a discharge.
На седьмом объекте бурят вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1, переводят 2,5-3,5% добывающих скважин из общего фонда второго и седьмого эксплуатационных объектов на седьмой объект, переводят 0,4-0,5% нагнетательных скважин из фонда второго эксплуатационного объекта скважин на второй и седьмой объекты с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), переводят 0,7-0,8% скважин добывающего фонда седьмого объекта в нагнетательные, в т.ч. 50-60% скважин с одновременно-раздельной закачкой на оба объекта, выполняют проводку боковых стволов из скважин простаивающего фонда в объеме 2,9-3,1% от общего фонда добывающих скважин седьмого объекта.At the seventh facility, vertical production wells of small diameter and injection wells are drilled in the ratio (3.2-3.4): 1, 2.5-3.5% of production wells from the total stock of the second and seventh production facilities are transferred to the seventh facility, transferred 0.4-0.5% of injection wells from the fund of the second production facility of wells to the second and seventh objects using equipment for simultaneous-separate injection (ORZ), 0.7-0.8% of wells of the production fund of the seventh object are transferred to injection, including 50-60% of wells with simultaneous and separate injection to both facilities perform sidetracking from idle well wells in the amount of 2.9-3.1% of the total stock of producing wells of the seventh facility.
На десятом объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (1,6-1,9):1, переводят 6-8% добывающих и нагнетательных скважин из общего фонда седьмого эксплуатационного объекта, переводят 10-12% скважин общего фонда данного объекта в нагнетательные.At the tenth facility, vertical and horizontal production and injection wells are drilled with a ratio of vertical and horizontal wells (1.6-1.9): 1, 6-8% of production and injection wells are transferred from the total stock of the seventh production facility, 10-12% are transferred wells of the total stock of this facility in injection.
Попутную пластовую воду собирают со всех четырех объектов, смешивают и подготавливают для системы поддержания пластового давления, такую воду используют в качестве рабочего агента для закачки через нагнетательные скважины на втором, шестом, седьмом и десятом объектах.Associated formation water is collected from all four objects, mixed and prepared for the reservoir pressure maintenance system, such water is used as a working agent for injection through injection wells at the second, sixth, seventh and tenth objects.
За первые три года по второму объекту бурят 7-8% от общего количества запланированных к бурению новых скважин и проводят 16-18% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, за четвертый год и далее бурят 2,1-2,5% новых скважин ежегодно от общего количества запланированных к бурению и проводят 5-7% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов.In the first three years, 7-8% of the total number of new wells planned for drilling are drilled at the second facility and 16-18% of the total number of lateral and lateral horizontal shafts planned for drilling are drilled; in the fourth year and further, 2.1-2 5% of new wells annually from the total number planned for drilling and spend 5-7% of the total number of planned lateral and lateral horizontal shafts.
По шестому объекту за первые три года бурят 6-10% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 5-8% от общего количества запланированных к проводке боковых горизонтальных стволов, переводят (в т.ч. с ОРД) 1,2-1,4% запланированных к переводу со второго объекта скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 3-6% новых скважин от общего количества запланированных к бурению, проводят 2-5% от общего количества запланированных к проводке боковых горизонтальных стволов, переводят (в т.ч. с ОРД) 1,2-2,6% запланированных к переводу со второго объекта скважин.In the sixth facility, in the first three years, 6–10% of the total number of new wells planned for drilling are drilled, 5–8% of the total number of lateral horizontal shafts planned for drilling are drilled, and 1.2- 1.4% of the wells planned for transfer from the second facility, over the next years 3-6% of new wells are drilled annually from the total number planned for drilling, 2-5% of the total number of horizontal lateral shafts planned for drilling are transferred, transferred (in t .h. with ARD) 1.2-2.6% of the planned transfer the second object wells.
По седьмому объекту за первые три года бурят 14-15% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 30-35% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 9,0-9,3% запланированных к переводу скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 2,5-3,5% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 7-11% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 2,6-3,2% запланированных к переводу скважин.Over the first three years, in the seventh facility, 14-15% of the total number of new wells planned for drilling are drilled, 30-35% of horizontal and lateral horizontal shafts are drilled, 9.0-9.3% of the wells planned for transfer are transferred from the second facility, to Over the following years, 2.5-3.5% of the total number of new wells planned for drilling are drilled annually, 7-11% of lateral and lateral horizontal shafts are drilled, 2.6-3.2% of the wells planned for translation are transferred from the second facility.
По десятому объекту за первые три года бурят 3,9-4,3% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, переводят с седьмого объекта 2,2-2,7% запланированных к переводу скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 1,8-2,4% новых скважин от общего количества запланированных к бурению, переводят с седьмого объекта 0,8-1,7% запланированных к переводу скважин.Over the first three years, 3.9-4.3% of the total number of new wells planned for drilling are drilled at the tenth site, 2.2-2.7% of the wells planned for conversion are transferred from the seventh site, over the next years, 1 8-2.4% of new wells of the total number planned for drilling; 0.8-1.7% of planned wells are being transferred from the seventh facility.
После бурения скважины вводят в эксплуатацию.After drilling, the wells are put into operation.
Расчеты показывают, что при такой организации разработки все четыре объекта будут выработаны приблизительно в одно время с разницей в 4-6 лет. Расчетная нефтеотдача составит по месторождению порядка 50% вместо 47% по проекту.Calculations show that with such a development organization, all four objects will be developed at approximately the same time with a difference of 4-6 years. Estimated oil recovery will be about 50% for the field instead of 47% for the project.
Разброс количества скважин, например тех, что на седьмом объекте вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1, обусловлен тем, что точечное значение 3,3 реально никогда не реализуется на месторождении в связи с тем, что часть скважин постоянно находится в подземном или капитальном ремонте, часть скважин находится в резерве или выводится из резерва, вод в эксплуатацию новых скважин производится неравномерно и т.д. По практике эксплуатации скважин указанный разброс охватывает количество скважин в эксплуатации в течение года. Нижеуказанные разбросы также отвечают этим условиям. В примере указаны точечные значения, но следует иметь в виду, что эти значения могут изменяться в пределах указанных разбросов.The spread in the number of wells, for example, those at the seventh object, vertical producing wells of small diameter and injection wells in the ratio (3.2-3.4): 1, is due to the fact that the point value of 3.3 is never actually realized at the field due to with the fact that part of the wells are constantly in underground or overhaul, part of the wells are in reserve or withdrawn from the reserve, the production of new wells is uneven, etc. According to the practice of operating wells, the indicated spread covers the number of wells in operation during the year. The scatter below also meets these conditions. In the example, point values are indicated, but it should be borne in mind that these values can vary within the indicated scatter.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
На Ромашкинском месторождении выделяют:At the Romashkinskoye field, there are:
- кыновско-пашийский самостоятельный объект разработки (средняя глубина залегания 1750 м), являющийся вторым при счете снизу. Объект представлен пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора, состоит из двух горизонтов: кыновского и пашийского. Пластовая температура составляет 40°C, пластовое давление 17,5 МПа, пористость 19,9%, проницаемость 374 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 3,3 мПа·с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления закачкой воды и находится на завершающей стадии, характеризуется высокой обводненностью - более 80%;- Kynov-Pash independent development object (average depth of 1750 m), which is the second when counting from below. The object is represented by reservoir-vaulted deposits with a terrigenous reservoir type, consists of two horizons: Kynovsky and Pasha. The reservoir temperature is 40 ° C, the reservoir pressure is 17.5 MPa, the porosity is 19.9%, the permeability is 374 mD, and the viscosity of the oil under reservoir conditions is 3.3 MPa · s. The development of the facility is carried out with the maintenance of reservoir pressure by water injection and is at the final stage, characterized by high water cut - more than 80%;
- турнейский самостоятельный объект разработки (средняя глубина залегания 1187 м), являющийся шестым при счете снизу. Объект представлен массивными залежами с карбонатным типом коллектора, состоит из одного горизонта. Пластовая температура составляет 25°C, пластовое давление 12 МПа, пористость 12,8%, проницаемость 46 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 24,1 мПа·с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления и находится на начальной стадии;- Tournaisian independent development object (average depth of 1187 m), which is the sixth when counting from below. The object is represented by massive deposits with a carbonate type of reservoir, consists of one horizon. The reservoir temperature is 25 ° C, the reservoir pressure is 12 MPa, the porosity is 12.8%, the permeability is 46 mD, and the viscosity of the oil under reservoir conditions is 24.1 mPa · s. The development of the facility is carried out with the maintenance of reservoir pressure and is at the initial stage;
- бобриковский самостоятельный объект разработки (средняя глубина залегания 1134 м), являющийся седьмым при счете снизу. Объект представлен пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора, состоит из одного горизонта. Пластовая температура составляет 25°C, пластовое давление 11 МПа, пористость 23%, проницаемость 1,539 Д, вязкость нефти в пластовых условиях 29 мПа·с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления и находится на третьей стадии;- Bobrikovsky independent development object (average depth of 1134 m), which is the seventh when counted from below. The object is represented by reservoir-vaulted deposits with terrigenous reservoir type, consists of one horizon. The reservoir temperature is 25 ° C, the reservoir pressure is 11 MPa, the porosity is 23%, the permeability is 1.539 D, the viscosity of the oil under reservoir conditions is 29 MPa · s. The development of the facility is carried out with the maintenance of reservoir pressure and is in the third stage;
- верейско-башкирско-серпуховский самостоятельный объект разработки (средняя глубина залегания 850-892 м), являющийся десятым при счете снизу. Объект представлен массивными залежами с карбонатным типом коллектора, состоит из трех горизонтов: верейского, башкирского и серпуховского. Пластовая температура составляет 23°C, пластовое давление 7,2 МПа, пористость 12,9%, проницаемость 177 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 49 мПа·с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления и находится на начальной стадии.- Vereyko-Bashkir-Serpukhov independent development object (average depth of 850-892 m), which is the tenth when counting from below. The object is represented by massive deposits with a carbonate type of reservoir, consists of three horizons: Vereisky, Bashkir and Serpukhov. The reservoir temperature is 23 ° C, the reservoir pressure is 7.2 MPa, the porosity is 12.9%, the permeability is 177 mD, and the viscosity of the oil under reservoir conditions is 49 MPa · s. The development of the facility is carried out with the maintenance of reservoir pressure and is at the initial stage.
Доля в остаточных геологических запасах данных двух объектов составляет в сумме 95,1%.The share in the residual geological reserves of these two objects amounts to 95.1%.
Для дальнейшей выработки запасов на кыновско-пашийском эксплуатационном объекте предусматривают:For the further development of reserves at the Kynov-Pash operational facility, it is envisaged:
- бурение 2172 вертикальных (в т.ч. двух разведочных) и 481 горизонтальной добывающих скважин;- drilling of 2172 vertical (including two exploratory) and 481 horizontal production wells;
- бурение 820 вертикальных и 161 горизонтальной нагнетательных скважин;- drilling of 820 vertical and 161 horizontal injection wells;
- проводку из простаивающего фонда 307 БС и 97 БГС;- Posting from an idle fund of 307 BS and 97 BGS;
- перевод 1747 скважин из добывающих в нагнетательные;- transfer of 1747 wells from production to injection;
- применение МУН: на добывающих скважинах - ГРП, ТБИВ, СНПХ-9030, СНПХ-9633, ГПЗП, ВПСД, НБП, гипан и проч.; на нагнетательных скважинах - ПАВ АФ9-12, ГЭР, ГЭС-М, ПАВ АФ9-6, КПС, СПС, ПГК, ЩПК, ВУКСЖС и проч.- application of EOR: in production wells - hydraulic fracturing, TBIV, SNPKh-9030, SNPKh-9633, GPZP, VPSD, NBP, gypsum, etc .; on injection wells - surfactants AF 9-12 , GER, HES-M, surfactants AF 9-6 , KPS, SPS, PGK, ShchPK, VUKSZHS and so on.
За первые три года бурят 275 новых скважин и проводят 70 боковых стволов, за четвертый год бурят 90 новых скважин и проводят 24 боковых ствола, за пятый и шестой года бурят по 85 новых скважин и проводят по 27 боковых ствола ежегодно, за седьмой, восьмой и девятый года бурят по 80 новых скважин и проводят по 27 боковых ствола ежегодно, в течение последующих семи лет бурят по 80 новых скважин и проводят по 25 боковых ствола ежегодно, далее - остальные.In the first three years, 275 new wells are drilled and 70 sidetracks are drilled, in the fourth year, 90 new wells are drilled and 24 sidetracks are drilled, in the fifth and sixth years, 85 new wells are drilled and 27 sidetracks are drilled each year, for the seventh, eighth and for the ninth year, 80 new wells are drilled and 27 sidetracks are drilled annually, over the next seven years, 80 new wells are drilled and 25 sidetracks are drilled annually, then the rest.
Общий фонд по объекту составит 23327 скважин, в т.ч. 15426 добывающих, 7795 нагнетательных, 106 специальных скважин) Фонд скважин для бурения - 2653 добывающие (в т.ч 481 ГС), 981 нагнетательная (в т.ч. 161 ГС).The total fund for the facility will amount to 23327 wells, including 15,426 production, 7,795 injection, 106 special wells) Well stock for drilling - 2,653 production wells (including 481 GS), 981 injection (including 161 GS).
Для дальнейшей выработки запасов на турнейском эксплуатационном объекте предусматривают:For the further development of reserves at the Tournaisian operational facility, it is envisaged:
- бурение 109 добывающих скважин (в т.ч. 49 скважин малого диаметра);- drilling of 109 production wells (including 49 wells of small diameter);
- 102 горизонтальных (ГС) добывающих;- 102 horizontal (HS) mining;
- 59 многозабойных горизонтальных (МЗГС) добывающих;- 59 multi-hole horizontal (MZGS) mining;
- 104 нагнетательных скважин;- 104 injection wells;
- перевод 985 добывающих, 358 нагнетательных и 59 добывающих скважин с проводкой боковых горизонтальных стволов с кыновско-пашийского эксплуатационного объекта;- transfer of 985 production, 358 injection and 59 production wells with horizontal lateral shafts from the Kynov-Pash production facility;
- ввод 60 скважин с применением оборудования для одновременно-раздельной добычи (ОРД) с кыновско-пашийским эксплуатационным объектом;- commissioning of 60 wells with the use of equipment for simultaneous and separate production (ORD) with the Kyn-Pash production facility;
- перевод 88 скважин из добывающих в нагнетательные;- transfer of 88 wells from producing to injection wells;
- применение методов увеличения нефтеотдачи: на добывающих скважинах - ЦНСКО, ПАКС, КСМД, СНПХ-9633, ГПЗП, ВПСД; на нагнетательных скважинах - ГЭР, ГЭС-М, КПС, СПС, ВУКСЖС, НМЖС, ЩПК и пр.- application of enhanced oil recovery methods: at producing wells - TsNSSKO, PAKS, KSMD, SNPKh-9633, GPZP, VPSD; at injection wells - GER, HES-M, KPS, SPS, VUKSZHS, NMZhS, ShchPK, etc.
За первые три года бурят 31 добывающую скважину, проводят 4 боковых горизонтальных ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 18 добывающих скважин, далее ежегодно проводят по 2 боковых горизонтальных ствола, за четвертый год бурят 14 добывающих скважин и переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 17 добывающих скважин, за пятый и шестой года бурят по 19 добывающих скважин ежегодно и переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта соответственно 20 и 23 добывающих скважин, за седьмой год бурят 20 добывающих скважин, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 27 добывающих скважин, за восьмой год бурят 18 добывающих скважин, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 31 добывающую скважину, за девятый год бурят 17 добывающих скважин, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 34 добывающих скважин, далее - остальные.In the first three years, 31 production wells are drilled, 4 horizontal lateral shafts are drilled, 18 production wells are transferred (including from the open plan) from the Kynov-Pashi facility, then 2 horizontal horizontal shafts are drilled each year, and 14 production wells are drilled in the fourth year and they transfer (including from the ARD) 17 production wells from the Kynov-Pasha facility, during the fifth and sixth years, 19 production wells are drilled each year and transfer (including from the ARD) from the Kynov-Pasha facility 20 and 23 production wells; for the seventh year, 20 production wells are drilled, p 27 production wells are transferred (including from the production schedule) from the Kynov-Pashi facility, 18 production wells are drilled in the eighth year, 31 production wells are transferred (including from the KDP-project) 31 production wells, during the ninth year 17 production wells, 34 production wells are being transferred (including from the OSA) from the Kynov-Pashi facility, and then the rest.
Общий фонд по объекту составит 2482 скважины, в т.ч. 1940 добывающих, 540 нагнетательных, две специальные. Фонд скважин для бурения - 270 добывающих (в т.ч. 102 ГС, 59 МЗГС), 104 нагнетательных.The total fund for the facility will be 2,482 wells, incl. 1940 mining, 540 injection, two special. The well stock for drilling is 270 production wells (including 102 gas stations, 59 MZGS), 104 injection wells.
Для дальнейшей выработки запасов на бобриковском эксплуатационном объекте предусматривают:For the further development of reserves at the Bobrikovsky operational facility, it is envisaged:
- бурение 73 вертикальных добывающих скважин малого диаметра;- drilling 73 vertical production wells of small diameter;
- 149 горизонтальных добывающих скважин;- 149 horizontal production wells;
- 22 вертикальных и 26 горизонтальных нагнетательных скважин;- 22 vertical and 26 horizontal injection wells;
- перевод 698 добывающих скважин с кыновско-пашийского эксплуатационного объекта (в т.ч. с проводкой 141 бокового ствола и применением оборудования для одновременно-раздельной добычи (ОРД) на 290 скважинах и одновременно-раздельной добычи и закачки на 93 скважинах);- transfer of 698 production wells from the Kynov-Pashi production facility (including with 141 sidetracking and the use of equipment for simultaneous and separate production (ORD) at 290 wells and simultaneous and separate production and injection at 93 wells);
- перевод 100 нагнетательных скважин с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) с кыновско-пашийским объектом;- transfer of 100 injection wells using equipment for simultaneous-separate injection (ORZ) with the Kyn-Pash facility;
- перевод 34 скважин из добывающих в нагнетательные (в т.ч 18 скважин с ОРЗ);- transfer of 34 wells from producing to injection (including 18 wells with oil production facilities);
- проводку из 140 скважин простаивающего фонда боковых стволов;- wiring from 140 wells of idle lateral well stock;
- применение методов увеличения нефтеотдачи: на добывающих скважинах - ГРП, ТБИВ, КФС, СНПХ-9030, СНПХ-9633, ГПЗП, ВПСД, на нагнетательных скважинах - ГЭР, ПАВ АФ9-12, ГЭС-М, ПАВ АФ9-6, КПС, СПС, ВУКСЖС, ПГК, ЩПК.- application of enhanced oil recovery methods: at production wells - hydraulic fracturing, TBIV, KFS, SNPKh-9030, SNPKh-9633, GPZP, VPSD, at injection wells - GER, SAF AF9-12, GES-M, SAF AF9-6, KPS, SPS, VUKSZHS, Freight One, ShchPK.
За первые три года бурят 40 добывающих скважин, проводят 46 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 64 добывающе скважины, на протяжении последующих четырех лет ежегодно бурят по 8 добывающих скважин, проводят по 15 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта по 20 добывающих скважин, на восьмой год бурят 9 добывающих скважин, проводят 15 боковых ствола, переводят (в т ч с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 21 добывающую скважину, на девятый год бурят 8 добывающих скважин, проводят 10 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 20 добывающих скважин, далее - остальные.In the first three years, 40 production wells are drilled, 46 sidetracks are drilled, 64 production wells are transferred (including from the production plan) from the Kynov-Pashi facility, during the next four years, 8 production wells are drilled each year, 15 sidetracks are drilled. transfer 20 production wells (including from the ARD) from the Kynov-Pasha facility, 9 production wells are drilled in the eighth year, 15 sidetracks are drilled, 21 production wells are transferred (including the ARD) from the Kynov-Pasha facility , for the ninth year, 8 production wells are drilled, 10 sidetracks are drilled, 20 production wells are being transferred (including from the ARD) from the Kynov-Pashi facility, and then the rest.
Общий фонд по объекту составит 5777 скважин, в т.ч. 4534 добывающие, 1241 нагнетательная, две специальные. Фонд скважин для бурения - 222 добывающие (в т.ч. 149 горизонтальных), 48 нагнетательных (в т.ч. 26 горизонтальных).The total fund for the facility will amount to 5777 wells, including 4534 mining, 1241 injection, two special. The well stock for drilling is 222 producing (including 149 horizontal), 48 injection (including 26 horizontal).
Для дальнейшей выработки запасов на верейско-башкирско-серпуховском эксплуатационном объекте предусматривают:For the further development of reserves at the Vereyko-Bashkir-Serpukhov operational facility, it is envisaged:
- бурение 470 вертикальных скважин малого диаметра;- drilling of 470 vertical wells of small diameter;
- бурение 251 горизонтальной добывающей скважины;- drilling 251 horizontal production wells;
- бурение 25 вертикальных и 25 горизонтальных нагнетательных скважин;- drilling of 25 vertical and 25 horizontal injection wells;
- перевод 325 добывающих и 106 нагнетательных скважин с бобриковского эксплуатационного объекта;- transfer of 325 producing and 106 injection wells from the Bobrikovsky production facility;
- перевод 233 скважин под закачку воды;- transfer of 233 wells for water injection;
- проведение комплекса методов увеличения нефтеотдачи: на добывающих скважинах - ЦНСКО, КГРП, ПАКС, КСМД, СНПХ-9633, ГПЗП, ВПСД, на нагнетательных скважинах - ГЭР, ГЭС-М, КПС, СПС, ВУКСЖС, НМЖС, ЩПК.- carrying out a range of oil recovery enhancement methods: at producing wells - TsNSSKO, KGRP, PAKS, KSMD, SNPKh-9633, GPZP, VPSD, at injection wells - GER, HES-M, KPS, SPS, VUKSZHS, NMZhS, ShchPK.
За первые три года бурят 32 добывающие скважины, переводят с бобриковского объекта 11 добывающих скважин, за четвертый и пятый года бурят по 15 добывающих скважин и переводят с бобриковского объекта от 4 до 5 добывающих скважин ежегодно, за шестой, седьмой и восьмой года бурят по 17 добывающих скважин и переводят с бобриковского объекта от 5 до 7 добывающих скважин ежегодно, за девятый год бурят 18 добывающих скважин и переводят с бобриковского объекта 7 добывающих скважин, далее - остальные.In the first three years, 32 production wells are drilled, 11 production wells are transferred from the Bobrikovsky site, 15 production wells are drilled in the fourth and fifth years, and 4 to 5 production wells are transferred from the Bobrikovsky site annually, 17 for the sixth, seventh and eighth years production wells and transferred from a Bobrikovsky site from 5 to 7 production wells annually, for the ninth year, 18 production wells are drilled and 7 production wells are transferred from a Bobrikovsky site, then the rest.
Общий фонд по объекту составит 2095 скважин, в т.ч. 1890 добывающих, 205 нагнетательных. Фонд скважин для бурения - 721 добывающая (в т.ч 251 горизонтальная), 50 нагнетательных (в т.ч. 25 горизонтальных).The total fund for the facility will be 2095 wells, incl. 1890 mining, 205 injection. The well stock for drilling is 721 producing (including 251 horizontal), 50 injection (including 25 horizontal).
Т.к. для системы поддержания пластового давления воды на турнейском и верейско-башкирско-серпуховском объектах не хватает, а на кыновско-пашийском и бобриковском ее, наоборот, много, то пластовую воду, отделившуюся от нефти, добытой со всех четырех объектов, направляют на подготовку, где воды смешивают, осредняют, очищают от примесей и закачивают через нагнетательные скважины во все четыре объекта разработки.Because there is not enough water for the reservoir pressure maintenance system at the Tournaisian and Vereisk-Bashkir-Serpukhov facilities, but at the Kynov-Pash and Bobrikov facilities, on the contrary, there is a lot of it, then the produced water separated from the oil extracted from all four facilities is directed to the preparation, where water is mixed, averaged, cleaned of impurities and pumped through injection wells into all four development sites.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки объектов.Development is carried out until the complete economically viable production of facilities.
В результате за весь срок разработки с рассматриваемых эксплуатационных объектов Ромашкинского нефтяного месторождения за время, которое ограничили обводнением всех добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, добыто:As a result, for the entire development period from the operational facilities of the Romashkinskoye oil field under consideration during the time that was limited by watering all production wells to 98%, or by achieving a minimum cost-effective oil production rate of 1 well of 0.5 t / day, the following was produced:
- с кыновско-пашийского объекта 2223251 тыс.т нефти, в т.ч. 151417 тыс.т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,528 д.ед. Без применения предлагаемого способа при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 2176933 тыс.т, в т.ч 105099 тыс.т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,517 д.ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,011 д.ед.;- 2223251 thousand tons of oil from the Kynov-Pashi site, including 151417 thousand tons for the period after the implementation of the proposed method, achieved CIN - 0.528 units Without the application of the proposed method in the further development of the production facility, the cumulative oil production is 2176933 thousand tons, including 105099 thousand tons for the forecast period achieved by the recovery factor of 0.517 units. Thus, due to the application of the proposed method, the gain in the recovery factor is 0.011 units;
- с турнейского объекта 39590 тыс.т нефти, в т.ч. 33441 тыс.т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,243 д.ед. По прототипу при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 18912 тыс.т, в т.ч. 12763 тыс.т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,116 д.ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,127 д.ед.- from the Tournaisian facility 39590 thousand tons of oil, including 33441 thousand tons for the period after the implementation of the proposed method, the achieved CIN - 0.243 units According to the prototype, during the further development of the production facility, the cumulative oil production is 18912 thousand tons, including 12763 thousand tons for the forecast period achieved by CIN - 0.116 units Thus, due to the application of the proposed method, the gain of the recovery factor is 0.127 units.
- с бобриковского объекта 239961 тыс.т нефти, в т.ч. 83188 тыс.т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,420 д.ед. По прототипу при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 196745 тыс.т, в т.ч. 39972 тыс.т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,344 д.ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,076 д.ед.;- from the Bobrikovsky facility 239,961 thousand tons of oil, including 83188 thousand tons for the period after the implementation of the proposed method, achieved CIN - 0.420 units According to the prototype, during the further development of the production facility, the cumulative oil production is 196745 thousand tons, including 39972 thousand tons for the forecast period achieved by CIN - 0.344 units Thus, due to the application of the proposed method, the gain in recovery factor is 0.076 units;
- с верейско-башкирско-серпуховского объекта 42612 тыс.т нефти, в т.ч. 35139 тыс.т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,218 д.ед. По прототипу при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 26058 тыс.т, в т.Ч. 18585 тыс.т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,133 д.ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,085 д.ед.- from the Vereyko-Bashkir-Serpukhov facility 42612 thousand tons of oil, including 35139 thousand tons for the period after the implementation of the proposed method, achieved CIN - 0.218 d.ed. According to the prototype, during the further development of the production facility, the cumulative oil production is 26058 thousand tons, including 18585 thousand tons for the forecast period achieved by CIN - 0.133 units Thus, due to the application of the proposed method, the gain in the recovery factor is 0.085 units
В целом по четырем объектам добыто 2545414 тыс.т нефти, в т.ч. 303185 тыс.т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,499 д.ед. По прототипу при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 2418648 тыс.т, в т.ч. 176419 тыс.т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,474 д.ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет в целом по четырем объектам 0,025 д.ед., из которых согласно расчетам:In total, four4545414 thousand tons of oil were produced at four facilities, including 303185 thousand tons for the period after the implementation of the proposed method, the achieved oil recovery factor is 0.499 units According to the prototype, during the further development of the production facility, the cumulative oil production is 2418648 thousand tons, including 176419 thousand tons for the forecast period achieved by CIN - 0.474 units Thus, due to the application of the proposed method, the gain in the total recovery factor for the four objects is 0.025 units, of which, according to the calculations:
- 0,010 - прирост за счет совместного использования скважин двух объектов посредствам ОРД и ОРЗ;- 0,010 - increase due to the joint use of the wells of two facilities through the ARD and ORZ;
- 0,009 - прирост за счет требуемой геологическими особенностями объекта 100%-ой компенсации отбора закачкой по турнейскому и верейско-башкирско-серпуховскому объектам благодаря использованию воды кыновско-пашийского и бобриковского объектов;- 0.009 - an increase due to the 100% compensation required by the geological features of the site for injection by the Tournaisian and Vereyko-Bashkir-Serpukhov sites due to the use of water from the Kynovo-Pashi and Bobrikov sites;
- 0,006 - прирост за счет прочих мероприятий.- 0.006 - an increase due to other activities.
Разработка кыновско-пашийского объекта завершается через 43 года после внедрения технологии, турнейского - через 47 лет, бобриковского - через 46 лет, верейско-башкирско-серпуховского - через 49 лет после начала проведения мероприятий по предложенному способу.The development of the Kynov-Pashi facility is completed 43 years after the introduction of the technology, the Tournaisian - 47 years, the Bobrikovsky - 46 years, the Vereyko-Bashkir-Serpukhov - 49 years after the start of the events according to the proposed method.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличение нефтеотдачи.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the uniformity of the development of multilayer field objects and increasing oil recovery.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013150956/03A RU2527957C1 (en) | 2013-11-18 | 2013-11-18 | Development method for four production facilities of multilayer oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013150956/03A RU2527957C1 (en) | 2013-11-18 | 2013-11-18 | Development method for four production facilities of multilayer oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2527957C1 true RU2527957C1 (en) | 2014-09-10 |
Family
ID=51540188
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013150956/03A RU2527957C1 (en) | 2013-11-18 | 2013-11-18 | Development method for four production facilities of multilayer oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2527957C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2580671C1 (en) * | 2014-12-02 | 2016-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Procedure for development of multi-pay oil deposits |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5325924A (en) * | 1992-08-07 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using mandrel means |
| RU2160362C2 (en) * | 1999-02-23 | 2000-12-10 | Дияшев Расим Нагимович | Process of working of multipool oil field |
| RU2268355C1 (en) * | 2004-12-27 | 2006-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multizone oil reservoir development method |
| RU2307923C2 (en) * | 2005-11-22 | 2007-10-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for multipay oil field development |
| RU2323331C1 (en) * | 2007-05-03 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection |
| RU2439299C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
| RU2439290C1 (en) * | 2010-07-05 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Circulation valve (versions) |
| RU2459935C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-site oil deposit development method |
-
2013
- 2013-11-18 RU RU2013150956/03A patent/RU2527957C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5325924A (en) * | 1992-08-07 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using mandrel means |
| RU2160362C2 (en) * | 1999-02-23 | 2000-12-10 | Дияшев Расим Нагимович | Process of working of multipool oil field |
| RU2268355C1 (en) * | 2004-12-27 | 2006-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multizone oil reservoir development method |
| RU2307923C2 (en) * | 2005-11-22 | 2007-10-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for multipay oil field development |
| RU2323331C1 (en) * | 2007-05-03 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection |
| RU2439290C1 (en) * | 2010-07-05 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Circulation valve (versions) |
| RU2439299C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development |
| RU2459935C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-site oil deposit development method |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2580671C1 (en) * | 2014-12-02 | 2016-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Procedure for development of multi-pay oil deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Jia | Progress and prospects of natural gas development technologies in China | |
| US20160326853A1 (en) | Multiple wellbore perforation and stimulation | |
| CN103046910B (en) | Ultra-high water cut stage reservoir water drive development approach | |
| CN105239990A (en) | Placing method of self-simulating lateral-displacement horizontal well of super-low permeability tight reservoir | |
| RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| CN110259421B (en) | Fractured compact oil reservoir water injection energy supplementing method | |
| CN103161434A (en) | Mining method for low permeability reservoir of shale gas and the like | |
| CN106761606A (en) | The asynchronous note CO of different well of symmetrical expression cloth seam2Oil production method | |
| Liu et al. | Technical status and challenges of shale gas development in Sichuan Basin, China | |
| RU2432459C1 (en) | Procedure for development of oil deposits | |
| CN114135265B (en) | Low-cost and high-efficiency transformation process method for low-permeability reservoir of offshore oil field | |
| CN204238921U (en) | A kind of compound Coaliferous Gas Pool commingling production structure | |
| RU2527957C1 (en) | Development method for four production facilities of multilayer oil deposit | |
| RU2431038C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in layerd reservoirs | |
| RU2528306C1 (en) | Development method for two production facilities of multilayer oil deposit | |
| Kaveler | Engineering Basis for and the Results from the Unit Operation of Oil Pools | |
| RU2554971C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| CN105089573A (en) | Recovering method for improving substrate and microfracture oil flooding efficiency in dual medium reservoir gas injection | |
| CN112324413B (en) | Chemical construction method for improving injection amount of injection well | |
| CN107387042A (en) | Carbonate Reservoir two adopts the method for the middle and later periods improving recovery ratio | |
| CN102913203A (en) | Method for developing low-permeability gas reservoir | |
| Arsenty et al. | Integrated analysis and optimization of the development system for West Siberia tight oil reservoirs–Vinogradova field example | |
| RU2513965C1 (en) | Multilayer oil deposit development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171119 |