RU2567918C1 - Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit - Google Patents
Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2567918C1 RU2567918C1 RU2014148499/03A RU2014148499A RU2567918C1 RU 2567918 C1 RU2567918 C1 RU 2567918C1 RU 2014148499/03 A RU2014148499/03 A RU 2014148499/03A RU 2014148499 A RU2014148499 A RU 2014148499A RU 2567918 C1 RU2567918 C1 RU 2567918C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well system
- multihole
- oil
- drilled
- offshoots
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами и неколлекторами.The invention relates to the field of development of oil fields represented by multilayer reservoirs heterogeneous in permeability and non-reservoirs.
Известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагается выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважины, а горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол, и/или вертикальный бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка (RU №2282022, 2004 г.) Также известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости, установку пакеров на границе зон коллекторов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, и отбор продукции скважин (RU 2459934, 2011 г.).A known method of developing deposits of a multilayer oil field with water-oil zones and / or massive type, including measurements of oil, water and water injection to clarify the current conditions of development and modeling of the development of the reservoir, determining the minimum distance from the open interval to the oil-water contact at which it does not occur premature flooding of well products, while the main horizontal and / or subhorizontal wellbore is located above the oil-water contact to a minimum at a distance that ensures an anhydrous period of well operation, and the horizontal and / or subhorizontal wellbore and / or vertical are drilled along the ascending profile with the same azimuth as the main horizontal and / or subhorizontal wellbore and / or with departure from it towards the roof a productive formation or interbed (RU No. 2282022, 2004). Also known is a method of developing a multilayer heterogeneous oil field, including drilling injection and production wells with vertical and horizontal shafts, injection displacing fluid, installation of packers at the boundary of zones of reservoirs with different permeabilities, separated by impermeable layers, and selection of well production (RU 2459934, 2011).
Существенным недостатком вышеописанных технологий является невозможность включения в разработку непроницаемых пропластков, что отражается на значении коэффициента нефтеизвлечения и снижает эффективность процесса разработки.A significant drawback of the above technologies is the inability to include impermeable layers in the development, which affects the value of the oil recovery coefficient and reduces the efficiency of the development process.
Кроме того, в условиях неоднородного коллектора происходит неравномерная выработка пластов по площади и толщине из-за различия скоростей фильтрации и расстояний от источника заводнения до горизонтальных стволов добывающих скважин. Указанное приводит к добыче большого количества воды и, как следствие, к низкому нефтеизвлечению.In addition, under the conditions of an inhomogeneous reservoir, uneven production of the reservoirs occurs over the area and thickness due to the difference in the filtration rates and the distances from the waterflood source to the horizontal wells of production wells. The above leads to the production of large quantities of water and, as a result, to low oil recovery.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными коллекторами, включающий разбуривание его системой нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами, последние из которых в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке (RU 2085723, 1994 г.).Of the known technical solutions, the closest to the proposed technical essence and the achieved result is a method of developing an oil field represented by heterogeneous reservoirs, including drilling it with a system of injection and production wells with vertical and horizontal shafts, the last of which are positioned in the reservoir so that the distance from the injection well to the horizontal wellbore at each point, it was inversely proportional to the oil reserves in this the zone and in direct proportion to the conductivity of the layers, and when developing a multilayer or large thickness of the reservoir, the horizontal wellbore is carried out in the form of several turns with the indicated pattern in each turn (RU 2085723, 1994).
В условиях неоднородного коллектора известное решение обеспечивает более равномерное вытеснение нефти только из проницаемых пластов и, соответственно, более равномерную выработку пластов по площади и толщине, но его существенным недостатком является отсутствие возможности включения в разработку непроницаемых пластов путем закачки вытесняющего агента в пропластки-неколлекторы, что отражается на значении коэффициента нефтеизвлечения.In a heterogeneous reservoir, the known solution provides more uniform displacement of oil only from permeable formations and, accordingly, a more uniform production of formations by area and thickness, but its significant drawback is the inability to include impermeable formations in the reservoir by pumping a displacing agent into non-reservoir formations, which affects the value of the oil recovery factor.
Кроме того, бурение горизонтальных стволов скважин осложнено в неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород пропластков-неколлекторов.In addition, the drilling of horizontal boreholes is complicated in unstable, prone to catastrophic collapse and guttering, source rocks of non-reservoir interlayers.
Задачей настоящего изобретения является создание способа разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, обеспечивающего повышение нефтеотдачи залежи.The objective of the present invention is to provide a method for developing a multi-layer heterogeneous oil field, providing enhanced oil recovery deposits.
Поставленная задача решается способом разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, заключающегося в том, что производят строительство многозабойной нагнетательной скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до кровли нижележащих нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд нисходящих боковых стволов, и многозабойной добывающей скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до подошвы вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд восходящих боковых стволов, причем восходящие боковые стволы многозабойной добывающей скважинной системы пробурены параллельно между нисходящими боковыми стволами нагнетательной скважинной системы, затем производят перфорацию боковых стволов нагнетательной и добывающей скважинных систем в одной плоскости в интервалах, соответствующих расположению пропластков-неколлекторов, с последующим гидравлическим разрывом из боковых стволов и закачкой через нагнетательную скважинную систему в образованную систему трещин пропанта, после чего через нагнетательную скважинную систему закачивают кислородсодержащую смесь в пропластки-неколлекторы с созданием зоны окисления с повышенной температурой и осуществляют добычу нефти через скважинную добывающую систему из пропластков-неколлекторов, при этом восходящие боковые стволы многозабойной добывающей скважинной системы и нисходящие боковые стволы нагнетательной скважинной системы располагают друг от друга на расстоянии, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси.The problem is solved by the method of developing a multi-layer heterogeneous oil field, which consists in constructing a multi-sided injection well system in the form of a horizontal well drilled in stable rocks at a given distance to the roof of the underlying source rocks, from which a number of descending sidetracks are drilled, and a multi-hole producing well system in the form of a horizontal well drilled in stable rocks at a given the distance to the sole of overlying unstable, prone to catastrophic collapse and guttering, oil source rocks, from which a number of ascending lateral shafts are drilled, with the ascending lateral shafts of the multilateral well producing well system drilled in parallel between the descending lateral shafts of the injection well system, then perforations are produced and producing well systems in one plane at intervals corresponding to the location of non-reservoir interlayers ditch, followed by hydraulic fracturing from the sidetracks and injection through the injection borehole system into the formed system of proppant cracks, after which the oxygen-containing mixture is pumped through the injection borehole system into the non-collector interlayers with the creation of an oxidation zone with increased temperature and oil is produced through the borehole production system from non-reservoir interlayers, with the ascending lateral shafts of the multilateral well producing well system and the descending lateral shafts of the injection of the well system are located from each other at a distance not less than the radius of the zone of total oxygen consumption during the injection of the oxygen-containing mixture.
Достигаемый технический результат заключается в формировании техногенного коллектора из пропластков-неколлекторов нефтематеринских горных пород и, как следствие, включения их в процесс разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения.Achievable technical result consists in the formation of a technogenic reservoir from non-reservoirs of oil source rocks and, as a result, their inclusion in the process of developing a multilayer heterogeneous oil field.
Сущность поясняется чертежом, на котором приведена схема осуществления предлагаемого способа.The essence is illustrated by the drawing, which shows a diagram of the implementation of the proposed method.
На чертеже приняты следующие обозначения: 1 - горизонтальный ствол нагнетательной скважины; 2 - многозабойная нагнетательная скважинная система; 3 - устойчивые горные породы; 4 - кровля нижележащих неустойчивых нефтематеринских горных пород; 5 - пропластки-неколлекторы; 6 - нисходящие боковые стволы; 7 - горизонтальный ствол добывающей скважины; 8 - многозабойная добывающая скважинная система; 9 - устойчивые горные породы; 10 - подошва пропластков-неколлекторов нефтематеринских горных пород; 11 - восходящие боковые стволы; 12 - линия подачи кислородсодержащей смеси; 13 - гидравлический разрыв горных пород; 14 - система трещин; 15 - линия добычи нефти; 16 - пропластки-коллекторы; h1 - расстояние по вертикали от горизонтального ствола многозабойной нагнетательной скважинной системы до кровли нижележащих неустойчивых горных породах; h2 - расстояние по вертикали от горизонтального ствола многозабойной нагнетательной скважинной системы до подошвы вышележащих неустойчивых горных породах; R1 - радиус искривления нисходящего бокового ствола нагнетательной скважины; R2 - радиус искривления восходящего бокового ствола добывающей скважины; α2 - зенитный угол на кровле нефтематеринских горных пород; α1 - зенитный угол на подошве нефтематеринских горных пород; r - расстояние между восходящими и нисходящими боковыми стволами.The following notation is adopted in the drawing: 1 - horizontal well of the injection well; 2 - multilateral well injection well system; 3 - stable rocks; 4 - the roof of the underlying unstable oil source rocks; 5 - non-reservoir interlayers; 6 - descending side trunks; 7 - horizontal wellbore; 8 - multilateral well borehole system; 9 - stable rocks; 10 - the sole of the non-reservoir layers of oil source rocks; 11 - ascending side trunks; 12 - supply line of an oxygen-containing mixture; 13 - hydraulic fracturing of rocks; 14 - system of cracks; 15 - oil production line; 16 - interlayers-collectors; h 1 - the vertical distance from the horizontal trunk of a multi-hole injection well system to the roof of the underlying unstable rocks; h 2 - the vertical distance from the horizontal trunk of a multi-hole injection well system to the sole of overlying unstable rocks; R 1 is the radius of curvature of the descending sidetrack of the injection well; R 2 is the radius of curvature of the ascending sidetrack of the producing well; α 2 - zenith angle on the roof of oil source rocks; α 1 - zenith angle at the bottom of the source rocks; r is the distance between the ascending and descending side trunks.
Предложенный способ осуществляют следующим образом. По раннее пробуренным скважинам на данной площади уточняют глубину кровли 4 и подошвы 10 пропластков-неколлекторов нефтематеринских горных пород. Задают зенитный угол α1 на кровле 4 вскрываемых нефтематеринских горных пород 5, исходя из условия непревышения критического значения для конкретных горно-геологических и технико-технологических условий, при котором теряется устойчивость стенок нисходящих боковых стволов 6, и зенитный угол α2 на подошве 10 вскрываемых нефтематеринских горных пород 5, не превышающий критического для конкретных горно-геологических и технико-технологических условий, при котором теряется устойчивость стенок восходящих боковых стволов 11. Строят горизонтальный ствол 1 многозабойной нагнетательной скважинной системы 2 в устойчивых горных породах 3 на заданном расстоянии h1 до кровли 4 нижележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород пропластков-неколлекторов 5. Расстояние h1 выбирают исходя из условия формирования траектории ствола скважины по заданному радиусу кривизны R1 удовлетворяющим требованиям свободного прохождения компоновок низа бурильной колонны в процессе бурения и пакерных систем при проведении гидравлического разрыва горных пород 13. Из горизонтального ствола 1 забуривают ряд нисходящих боковых стволов 6. Строят горизонтальный ствол 7 многозабойной добывающей скважинной системы 8 в устойчивых горных породах 9 на заданном расстоянии h2 до подошвы 10 вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород пропластков-неколлекторов 5, из которого забуривают ряд восходящих боковых стволов 11. Расстояние h2 выбирают исходя из условия формирования траектории ствола скважины по заданному радиусу кривизны R2, удовлетворяющим требованиям свободного прохождения компоновок низа бурильной колонны в процессе бурения, пакерных систем при проведении гидравлического разрыва горных пород 13 и глубинно-насосного оборудования для эксплуатации восходящих боковых стволов 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8. Восходящие боковые стволы 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8 проводят параллельно между нисходящими боковыми стволами 6 нагнетательной скважинной системы 2. Осуществляют перфорацию колонн нисходящих 6 и восходящих 11 боковых стволов многозабойных добывающих скважинных систем 2 и 8. Проводят гидравлический разрыв горных пород 13 с образованием систем трещин 14, соединенных между собой в единый техногенный коллектор в результате последовательной закачки пропанта в интервалы, соответствующие расположению нефтематеринских пропластков-неколлекторов 5. Закачивают через нагнетательную скважинную систему 2 в линию подачи 12 кислородсодержащую смесь в пропластки-неколлекторы 5 с созданием зоны окисления с повышенной температурой и осуществляют из линии 15 добычу нефти через скважинную добывающую систему 8 из пропластков-неколлекторов 5. При этом восходящие боковые стволы 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8 и нисходящие боковые стволы 6 нагнетательной скважинной системы 2 располагают друг от друга на расстоянии r, не меньшем радиуса r1 зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси в линию 12. При этом восходящие боковые стволы 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8 и нисходящие боковые стволы 6 нагнетательной скважинной системы 2 располагают друг от друга на расстоянии r, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси через линию подачи 12.The proposed method is as follows. For early drilled wells in this area, the depth of the roof 4 and the sole 10 of the non-reservoir layers of oil source rocks is specified. Define the zenith angle α 1 on the roof of 4 exposed source rocks 5, based on the condition that the critical value is not exceeded for specific mining and geological and technical and technological conditions, under which the stability of the walls of the descending side trunks 6 is lost, and the zenith angle α 2 on the sole of 10 opened oil source rocks 5, not exceeding critical for specific mining and geological and technical and technological conditions, in which the stability of the walls of the ascending side trunks is lost 11. Build a horizontal trunk 1 of a multilateral well injection system 2 in stable rocks 3 at a predetermined distance h 1 to the roof 4 of the unstable underlying, prone to catastrophic collapse and grooves, oil source rocks of non-reservoir interlayers 5. The distance h 1 is selected based on the condition of formation of the trunk path wells of a predetermined radius of curvature R 1 meet the requirements of free passage arrangements of the bottom hole assembly during drilling and packer systems during gidravlicheskog fracture rocks 13. From the horizontal wellbore 1 zaburivayut number of downlink sidetracks 6. Build a horizontal shaft 7 splitters extracting well system 8 in stable rock 9 at a predetermined distance h 2 to the foot 10 of the overlying unstable and prone to catastrophic obvalo- and zheloboobrazovaniyam, oil source rocks of non-reservoir interlayers 5, from which a number of ascending sidetracks are drilled 11. The distance h 2 is selected based on the condition of formation of the wellbore trajectory according to a given radius su curvature R 2 , satisfying the requirements of free passage of the layout of the bottom of the drill string during drilling, packer systems for hydraulic fracturing of rocks 13 and downhole pumping equipment for operating the ascending sidetracks 11 of the multilateral well production system 8. The ascending side trunks 11 of the multi-well production well systems 8 are carried out in parallel between the descending side trunks 6 of the injection well system 2. Perforation of the columns of the descending 6 and walking 11 lateral shafts of multi-hole producing well systems 2 and 8. Hydraulic fracturing of rocks 13 is carried out with the formation of fracture systems 14 interconnected into a single technogenic reservoir as a result of sequential injection of proppant into the intervals corresponding to the location of the oil source non-reservoir interlayers 5. Pumped through the injection the borehole system 2 in the supply line 12 an oxygen-containing mixture in the non-reservoir interlayers 5 with the creation of an oxidation zone with high temperature and is carried out line 15 oil production through a borehole production system 8 from non-reservoir interlayers 5. In this case, the ascending sidetracks 11 of the multilateral well production system 8 and the descending sidetracks 6 of the injection well system 2 are located at a distance r not less than the radius r 1 of the full zone oxygen consumption when injecting an oxygen-containing mixture into line 12. In this case, the ascending sidetracks 11 of the multilateral well production system 8 and the descending sidetracks 6 of the injection well system 2 are They are placed from each other at a distance r not less than the radius of the zone of complete oxygen consumption when the oxygen-containing mixture is injected through the supply line 12.
Ниже приведен пример технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, содержащихся в баженовской свите, которая является одновременно нефтематеринской и продуктивной.The following is an example of a technology for developing hard-to-recover oil reserves contained in the Bazhenov formation, which is both oil source and productive.
Пропластки-неколлекторы представлены непроницаемыми глинисто-кремнистыми сильно битуминозными породами, формирующими слои, толщиной 3-7-метровыми неколлекторами, генерирующими нефть. Глинисто-кремневые отложения баженовской свиты имеют крайне низкие значения пористости - 6-8% и проницаемости - менее 0,01 мД. Пропластки-неколлекторы представлены высоким содержанием органического вещества, включающего кероген (полимерный органический материал, являющийся одной из форм нетрадиционной нефти), превращение которого возможно в синтетическую нефть посредством пиролиза (термическое разложение органических соединений нагнетанием кислородсодержащей смеси с целью создания зон окисления с повышенной температурой).Non-reservoir interlayers are represented by impermeable clay-siliceous strongly bituminous rocks that form layers with a thickness of 3-7 meter non-reservoirs generating oil. Clay-flint deposits of the Bazhenov Formation have extremely low values of porosity - 6-8% and permeability - less than 0.01 mD. Non-collector interlayers are represented by a high content of organic matter, including kerogen (a polymer organic material, which is a form of unconventional oil), the conversion of which is possible into synthetic oil by pyrolysis (thermal decomposition of organic compounds by injection of an oxygen-containing mixture in order to create oxidation zones with high temperature).
Расстояние по вертикали h1 от кровли 4 нижележащих неустойчивых горных пород 5 до планируемого горизонтального ствола 1 многозабойной нагнетательной скважинной системы 2 при заданных α1=78° и R1=286,5 м определяют по формуле h1≥R1 (1-Sinα1)≥286,5 (1-Sin78°)≥6,3 м. Осуществляют бурение горизонтального ствола 1 в устойчивых горных породах 3 на заданном расстоянии h1 до кровли 4 нижележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород пропластков-неколлекторов 5, из которого забуривают ряд нисходящих боковых стволов 6, вскрывающих все пропластки-неколлекторы 5 под зенитным углом 78°. Определяют расстояние по вертикали h2 от подошвы 10 вышележащих неустойчивых горных пород 5 до планируемого горизонтального ствола 7 многозабойной добывающей скважинной системы 8 при заданных α2=78° и R2=573 м по формуле h2≥R2 (1-Sinα2)≥573 (1-Sin78°)≥12,5 м. Бурят горизонтальный ствол 7 в устойчивых горных породах 9 на заданном расстоянии h2 до подошвы 10 вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород пропластков-неколлекторов 5, из которого забуривают ряд восходящих боковых стволов 11 параллельно между нисходящими боковыми стволами 6 нагнетательной скважинной системы 2. Производят перфорацию колонны нисходящих 6 и восходящих 11 боковых стволов многозабойных добывающих скважинных систем 2 и 8. Осуществляют гидравлический разрыв горных пород 13 с образованием систем трещин 14 и соединенных между собой в единый техногенный коллектор. Закачивают пропант в интервалы, соответствующие расположению пропластков-неколлекторов 5. Создают зону окисления с повышенной температурой нагнетанием кислородсодержащей смеси через линию 12 с перемещением фронта окисления в направлении к проперфорированным колоннам восходящих боковых стволов 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8 по системе трещин 14. Осуществляют добычу нефти из линии 15 посредством скважинной добывающей системы 8. При этом восходящие боковые стволы 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8 и нисходящие боковые стволы 6 нагнетательной скважинной системы 2 располагают друг от друга на расстоянии r, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси через линию 12.The vertical distance h 1 from the roof 4 of the underlying unstable rocks 5 to the planned horizontal trunk 1 of the multi-hole injection well system 2 for given α 1 = 78 ° and R 1 = 286.5 m is determined by the formula h 1 ≥R 1 (1-Sinα 1 ) ≥286.5 (1-Sin78 °) ≥6.3 m. Drill a horizontal trunk 1 in stable rocks 3 at a given distance h 1 to the roof 4 of the underlying unstable, prone to catastrophic collapse and grooves, source rocks non-collector interlayers 5, from which a series of downward drills their side trunks 6, revealing all non-collector interlayers 5 at an anti-aircraft angle of 78 °. Determine the vertical distance h 2 from the sole 10 of the overlying unstable rocks 5 to the planned horizontal trunk 7 of the multi-hole producing well system 8 for given α 2 = 78 ° and R 2 = 573 m according to the formula h 2 ≥R 2 (1-Sinα 2 ) ≥573 (1-Sin78 °) ≥12.5 m. A horizontal trunk 7 is drilled in stable rocks 9 at a given distance h 2 to the bottom 10 of overlying unstable, prone to catastrophic collapse and grooves, oil-bearing rocks of non-reservoir layers 5, from which a number of ascending sidetracks are drilled 11 parallel between the descending side trunks 6 of the injection well system 2. Perforate the columns of the descending 6 and ascending 11 lateral trunks of the multi-sided producing well systems 2 and 8. Hydraulic fracturing of the rocks 13 is carried out with the formation of fracture systems 14 and interconnected into a single technogenic reservoir. The proppant is pumped into the intervals corresponding to the location of the non-reservoir interlayers 5. An oxidation zone is created with an elevated temperature by injection of the oxygen-containing mixture through line 12 with the oxidation front moving towards the perforated columns of the ascending sidetracks 11 of the multi-faceted production well system 8 according to the fracture system 14. Oil is produced from line 15 by means of a borehole production system 8. In this case, the ascending sidetracks 11 of the multilateral well production system 8 and are descending The two side shafts 6 of the injection well system 2 are arranged apart from each other at a distance r not less than the radius of the zone of total oxygen consumption when the oxygen-containing mixture is pumped through line 12.
Кроме того, по завершении разработки пропластков-неколлекторов 5, многозабойные скважинные системы 2 и 8 могут быть использованы для добычи нефти из пропластков-коллекторов 16.In addition, upon completion of the development of non-reservoir interlayers 5, multi-well borehole systems 2 and 8 can be used to extract oil from reservoir interlayers 16.
Предложенный способ представляет собой технологический процесс, позволяющий с минимальными материальными затратами осуществлять разработку трудноизвлекаемых запасов нефти в породах баженовской свиты, которая является одновременно нефтематеринской и продуктивной, так как позволяет в пропластках-неколлекторах на существенно большой площади охвата организовать пиролиз-термическое разложение органических соединений в синтетическую нефть нагнетанием кислородсодержащей смеси с целью создания зон окисления с повышенной температурой. Кроме того, предложенный способ позволяет по завершении разработки пропластков-неколлекторов использовать многозабойные скважинные системы для добычи нефти из пропластков-коллекторов.The proposed method is a technological process that allows the development of hard-to-recover oil reserves in the rocks of the Bazhenov formation, which is both oil source and productive, with minimal material costs, since it allows pyrolysis-thermal decomposition of organic compounds into synthetic to be created in interlayers-collectors over a significantly large coverage area oil by injection of an oxygen-containing mixture in order to create oxidation zones with high temperature . In addition, the proposed method allows, upon completion of the development of non-reservoir strata, to use multi-well borehole systems for oil production from reservoir strata.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014148499/03A RU2567918C1 (en) | 2014-12-02 | 2014-12-02 | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014148499/03A RU2567918C1 (en) | 2014-12-02 | 2014-12-02 | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2567918C1 true RU2567918C1 (en) | 2015-11-10 |
Family
ID=54537240
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014148499/03A RU2567918C1 (en) | 2014-12-02 | 2014-12-02 | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2567918C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2605860C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposit by horizontal wells |
| RU2669949C1 (en) * | 2017-12-26 | 2018-10-17 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" | Method of development of low-permeable oil deposits |
| RU2722895C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit |
| RU2722893C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer inhomogeneous oil deposit |
| RU2733760C1 (en) * | 2020-05-26 | 2020-10-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" | Method for development of water floating oil fringes with massive gas caps by means of using lateral multi-hole wells |
| RU2753334C1 (en) * | 2020-11-24 | 2021-08-13 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Method for developing multi-layer gas deposits fields with low-permeability reservoirs |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2085723C1 (en) * | 1994-04-12 | 1997-07-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs |
| RU2139421C1 (en) * | 1998-09-09 | 1999-10-10 | Боксерман Аркадий Анатольевич | Method for development of oil deposit |
| RU2282022C2 (en) * | 2004-08-19 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool |
| RU2447271C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop small deposits and separate lenses of oil deposit |
| RU2459934C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
-
2014
- 2014-12-02 RU RU2014148499/03A patent/RU2567918C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2085723C1 (en) * | 1994-04-12 | 1997-07-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs |
| RU2139421C1 (en) * | 1998-09-09 | 1999-10-10 | Боксерман Аркадий Анатольевич | Method for development of oil deposit |
| RU2282022C2 (en) * | 2004-08-19 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool |
| RU2459934C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
| RU2447271C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop small deposits and separate lenses of oil deposit |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2605860C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposit by horizontal wells |
| RU2669949C1 (en) * | 2017-12-26 | 2018-10-17 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" | Method of development of low-permeable oil deposits |
| RU2722895C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit |
| RU2722893C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer inhomogeneous oil deposit |
| RU2733760C1 (en) * | 2020-05-26 | 2020-10-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" | Method for development of water floating oil fringes with massive gas caps by means of using lateral multi-hole wells |
| RU2753334C1 (en) * | 2020-11-24 | 2021-08-13 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Method for developing multi-layer gas deposits fields with low-permeability reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2613669C1 (en) | Method of multizone oil field development | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2600255C1 (en) | Method of further development of oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191203 |