RU2583471C1 - Method for development of multilayer oil reservoir - Google Patents

Method for development of multilayer oil reservoir Download PDF

Info

Publication number
RU2583471C1
RU2583471C1 RU2015116732/03A RU2015116732A RU2583471C1 RU 2583471 C1 RU2583471 C1 RU 2583471C1 RU 2015116732/03 A RU2015116732/03 A RU 2015116732/03A RU 2015116732 A RU2015116732 A RU 2015116732A RU 2583471 C1 RU2583471 C1 RU 2583471C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wells
injection
horizontal
production
oil
Prior art date
Application number
RU2015116732/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Раис Салихович Хисамов
Марс Талгатович Ханнанов
Вадим Валерьевич Ахметгареев
Зарина Салаватовна Идиятуллина
Евгений Константинович Плаксин
Амур Физюсович Яртиев
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority to RU2015116732/03A priority Critical patent/RU2583471C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2583471C1 publication Critical patent/RU2583471C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention can be used in developing oil deposit wells with side horizontal shafts. Method is used to drill vertical production and injection wells. Working fluid is pumped into injection wells and product is extracted from production wells. After flooding of production wells, method comprises drilling from their main shafts side horizontal branches. Flooded interlayers are determined and affecting injection well, which is reason flooding. Side horizontal borehole in interlayer is arranged in opposite direction relative to injection well at an angle of not less than 120° in horizontal plane to conditional straight line drawn between production and injection wells, and in other layers - towards injection well at an angle of 20-80° to above conditional line. Each nozzle is fitted with not more than three packers. In watered interlayer first packer is placed, starting from "heel" of horizontal shaft, at distance of 50-300 m, and in other layers - at a distance 50-300 m, counting from "tip" of horizontal shaft. Second and third packers are placed in each bore at equal distance from each other. During movement of product displacement front to producing wells with pumping of working agent to injection well is successively switching off flooded sections of producers.
EFFECT: high uniformity of oil reserves, increasing sweep efficiency and oil recovery.
1 cl, 1 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits by wells with lateral horizontal shafts.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину. Выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый, затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем стволы проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин, а длину стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости (патент РФ №2387815, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.04.2010).A known method of developing a multilayer oil reservoir, including the placement, drilling of vertical injection and branched horizontal production wells with horizontal shafts, injection of displacing fluid through vertical injection wells and selection of products through a branched horizontal production well. At least two thin carbonate reservoirs are identified that coincide in plan, are located in close proximity to each other, separated by clay interlayers, specify the distribution of oil-saturated thicknesses of reservoirs over the area of the reservoir, select areas with the maximum allowable effective oil-saturated thicknesses of reservoirs at least two meters each, then a branched horizontal well is drilled for the simultaneous development of two or more reservoir layers, place horizontally tal trunks in most permeable formations intervals, wherein the barrels carried in the direction of increasing the effective net pay thickness, and length of trunk take inversely proportional to their permeability (RF patent №2387815, Cl. E 21 B 43/20, publ. 27.04.2010).

Недостатком известного способа является высокая скорость обводнения продукции скважины ввиду неоднородности коллектора, что приводит к низкому коэффициенту охвата и невысокой нефтеотдаче. Стволы в наиболее проницаемых пропластках обводняются быстрее.The disadvantage of this method is the high rate of watering of well products due to heterogeneity of the reservoir, which leads to a low coefficient of coverage and low oil recovery. The trunks in the most permeable layers are watered faster.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения горизонтальными скважинами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурение из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных, и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины. В известном способе при бурении горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов определяют границы зон с различной проницаемостью, пересекаемых этими стволами, количество разветвлений определяют в зависимости, прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон и из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения, затем в горизонтальных и/или субгоризонтальных скважинах устанавливают пакер на границе зон, отличающихся проницаемостями в 1,5 и более раз, а отбор продукции осуществляют при поддержании забойного давления для каждой выбранной зоны (патент РФ №2339801, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.11.2008 - прототип).Closest to the technical nature of the proposed method is a method of developing a multilayer heterogeneous oil field with horizontal wells, including drilling injection and production wells with vertical and horizontal and / or subhorizontal shafts at a specific location in each reservoir, drilling from horizontal and / or subhorizontal horizontal shafts and / or subhorizontal and / or vertical branches, injection of displacing fluid and production of product uu well. In the known method, when drilling horizontal and / or subhorizontal shafts, the boundaries of zones with different permeability intersected by these shafts are determined, the number of branches is determined in dependence directly proportional to oil reserves, inversely proportional to the permeability of the zones and from the condition of ensuring uniform development of field reserves, then in horizontal and / or subhorizontal wells install a packer at the border of zones differing in permeabilities of 1.5 or more times, and the selection of products is carried out at maintaining bottomhole pressure for each selected zone (RF patent No. 2339801, class ЕВВ 43/20, publ. 11/27/2008 - prototype).

Известный способ позволяет учесть неоднородность по проницаемости и несколько увеличить охват пласта, однако темпы отбора нефти остаются низкими, скорость обводнения продукции скважин остается высокой и, как следствие, коэффициент нефтеизвлечения низким.The known method allows to take into account heterogeneity in permeability and slightly increase the coverage of the reservoir, however, the rate of oil recovery remains low, the rate of watering of the production of wells remains high and, as a result, the oil recovery coefficient is low.

В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.The proposed invention solves the problem of increasing the uniformity of oil reserves, increasing the coverage and oil recovery factors.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластового нефтяного коллектора, включающем бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, после обводнения добывающих скважин бурение из их основных стволов боковых горизонтальных ответвлений, согласно изобретению, определяют обводнившиеся пропластки и влияющую нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения, боковой горизонтальный ствол в данном пропластке размещают в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины под углом не менее 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и нагнетательной скважинами, а в других пропластках - в сторону нагнетательной скважины под углом 20-80° к указанной условной прямой, в каждый ствол устанавливают не более трех пакеров, причем в обводнившемся пропластке первый пакер размещают, считая от «пятки» горизонтального ствола, на расстоянии 50-300 м, в остальных пропластках - на расстоянии 50-300 м, считая от «носка» горизонтального ствола, второй и третий пакеры на каждом стволе размещают на равном расстоянии друг от друга, при этом при продвижении фронта вытеснения продукции к добывающим скважинам при закачке рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют последовательное отключение обводнившихся участков стволов добывающих скважин.The problem is solved in that in the method of developing a multilayer oil reservoir, including drilling vertical production and injection wells, pumping a working agent into injection wells and selecting products from production wells, after flooding production wells, drilling from their main horizontal lateral branch trunks, according to the invention, is determined watered interlayers and an influent injection well, which causes flooding, a horizontal lateral trunk in this interlayer is placed in the opposite side relative to the injection well at an angle of at least 120 ° in the horizontal plane to the conditional line drawn between the production and injection wells, and in other layers - to the side of the injection well at an angle of 20-80 ° to the specified conditional line, do not set more than three packers, the first packer being placed in the flooded layer, counting from the “heel” of the horizontal trunk, at a distance of 50-300 m, in other layers, at a distance of 50-300 m, counting from the “toe” of the horizontal about the well, the second and third packers on each well are placed at an equal distance from each other, while moving the front of the product displacement to the producing wells when the working agent is pumped into the injection wells, the flooded sections of the production wells are sequentially shut off.

На нефтеотдачу многопластового нефтяного коллектора, разрабатываемого скважинами с пробуренными боковыми горизонтальными стволами в каждый из пропластков, существенное влияние оказывает время работы каждого ствола до полного обводнения. Неоднородность коллектора приводит к разным скоростям продвижения фронта вытеснения от нагнетательной скважины к добывающей. Одни пропластки обводняются раньше других. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять равномерную выработку нефти из таких коллекторов. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a multilayer oil reservoir, developed by wells with drilled horizontal lateral shafts into each of the interlayers, is significantly affected by the operating time of each well to complete flooding. The heterogeneity of the reservoir leads to different rates of advancement of the displacement front from the injection well to the producing one. Some layers are flooded earlier than others. Existing technical solutions do not fully allow for uniform production of oil from such reservoirs. The proposed invention solves the problem of increasing the uniformity of oil reserves, increasing the coverage and oil recovery factors. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение многопластового нефтяного коллектора в профиле с размещением боковых горизонтальных ответвлений. Обозначения: 1, 2, 3 - нефтенасыщенные пропластки, 4 - добывающая скважина, 5 - нагнетательная скважина, 6, 7, 8 - боковые горизонтальные ответвления, 9 - пакер, S - расстояние от «пятки» горизонтального обводнившегося ствола и от «носка» в остальных стволах.In FIG. 1 is a schematic illustration of a multilayer oil reservoir in a profile with horizontal lateral branches. Designations: 1, 2, 3 — oil-saturated interlayers, 4 — production well, 5 — injection well, 6, 7, 8 — lateral horizontal branches, 9 — packer, S — distance from the “heel” of the horizontal watered trunk and from the “toe” in the remaining trunks.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Участок многопластовой залежи с нефтенасыщенными пропластками 1, 2, 3 (фиг. 1) разбуривают вертикальными скважинами 4, 5 по редкой сетке, осуществляют их обустройство. Разработку ведут закачкой вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину 5 и добычу продукции из добывающей скважины 4. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки воды. Уточняют геологическое строение нефтенасыщенных пропластков 1, 2, 3 и их емкостно-фильтрационные характеристики, запасы нефти. Строят структурные карты, карты эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят лабораторные исследования керна, определяют проницаемость, пористость пласта. Определяют обводнившиеся пропластки и пропластки с наименьшей и наибольшей проницаемостью. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.The multilayer reservoir area with oil-saturated interlayers 1, 2, 3 (Fig. 1) is drilled with vertical wells 4, 5 on a rare grid, and their arrangement is carried out. The development is carried out by injection of the displacing fluid into the injection well 5 and production of products from the producing well 4. During operation, oil, water and water are measured. The geological structure of oil-saturated interlayers 1, 2, 3 and their capacitive-filtration characteristics, oil reserves are specified. Structural maps are built, maps of effective oil-saturated thicknesses, laboratory tests of core are carried out, permeability, porosity of the formation are determined. Waterlogged interlayers and interlayers with the smallest and greatest permeability are determined. The results are compared with the data of geological and hydrodynamic modeling, taking into account the current development conditions.

С использованием полученной информации определяют обводнившиеся пропластки, например пропласток 1, и влияющую нагнетательную скважину 5, являющуюся причиной обводнения. В обводнившемся пропластке 1 боковой горизонтальный ствол 6 бурят в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины 5 под углом не менее 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами. Согласно расчетам бурение ствола 6 под углом менее 120° приводит к его более быстрому обводнению от нагнетательной скважины 5.Using the information obtained, waterlogged interlayers, for example, interlayers 1, and the affecting injection well 5, which causes flooding, are determined. In the flooded layer 1, a lateral horizontal wellbore 6 is drilled in the opposite direction relative to the injection well 5 at an angle of not less than 120 ° in the horizontal plane to the conditional line drawn between the producing 4 and injection 5 wells. According to the calculations, drilling the barrel 6 at an angle of less than 120 ° leads to its more rapid watering from the injection well 5.

В других пропластках 2, 3 боковые горизонтальные стволы 7, 8 размещают в сторону нагнетательной скважины 5 под углом 20-80° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами.In other interlayers 2, 3, lateral horizontal shafts 7, 8 are placed towards the injection well 5 at an angle of 20-80 ° in a horizontal plane to the conditional line drawn between the producing 4 and injection 5 wells.

Согласно расчетам угол менее 20° приводит к высокой скорости обводнения от нагнетательной скважины 5, а более 80° - к низким темпам отбора нефти.According to calculations, an angle of less than 20 ° leads to a high watering rate from injection well 5, and more than 80 ° to low oil recovery rates.

Далее устанавливают не более трех пакеров 9 в боковых горизонтальных стволах 6-8. Исследования показали, что для скважины с боковыми горизонтальными стволами установка более трех пакеров на каждый ствол и последующее отключение обводняющихся участков стволов данными пакерами практически не влияет на нефтеотдачу. Следует отметить, что количество пакеров (от 1 до 3) зависит от длины горизонтального ствола: чем короче ствол, тем количество пакеров устанавливают меньше.Next, install no more than three packers 9 in the lateral horizontal trunks 6-8. Studies have shown that for a well with horizontal lateral shafts, installing more than three packers on each well and then shutting off waterlogged sections of the shafts with these packers has virtually no effect on oil recovery. It should be noted that the number of packers (from 1 to 3) depends on the length of the horizontal trunk: the shorter the trunk, the smaller the number of packers.

В обводнившемся пропластке 1 первый пакер размещают, считая от «пятки» горизонтального ствола 6, на расстоянии S=50-300 м, в остальных пропластках 2, 3 - на расстоянии S=50-300 м, считая от «носка» горизонтальных стволов 7, 8. Согласно расчетам такое расположение пакеров позволяет последовательно отключать обводнившиеся участки стволов при продвижении фронта вытеснения, причем если первый пакер размещать на расстоянии менее указанных 50 м, то нефтеотдача оказывается ниже ввиду меньшего охвата, если более 300 м - то приводит к высокой степени обводненности и большим объемам добываемой воды.In the flooded interlayer 1, the first packer is placed, counting from the “heel” of the horizontal trunk 6, at a distance of S = 50-300 m, in the remaining interlayers 2, 3 - at a distance of S = 50-300 m, counting from the “toe” of horizontal trunks 7 , 8. According to calculations, this arrangement of packers allows sequentially shutting off waterlogged sections of the trunks when moving the displacement front, and if the first packer is placed at a distance less than the specified 50 m, oil recovery is lower due to less coverage, if more than 300 m it leads to a high degree of waterlogged and large volumes of produced water.

Последовательное отключение обводнившихся участков стволов добывающих скважин при продвижении фронта вытеснения позволяет повысить нефтеотдачу за счет более длительного периода работы добывающих скважин до полного обводнения.Successive shutdown of waterlogged sections of production well shafts while advancing the displacement front allows to increase oil recovery due to the longer period of operation of production wells to complete flooding.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area.

Результатом внедрения данного способа является повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.The result of the implementation of this method is to increase the uniformity of oil reserves development, increase the coverage and oil recovery factors.

Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.

Разрабатывают нефтяную залежь турнейского яруса. В разрезе отложений турнейского яруса продуктивными являются отложения кизеловского 1, черепетского 2 и упинского 3 горизонтов общей толщиной 44 м (фиг. 1). Коллектор имеет следующие характеристики: средняя глубина 1090 м, среднее пластовое давление 11,0 МПа, средняя толщина пористо-проницаемого пропластка 7,1 м, пористость 10-15%, нефтенасыщенность 70-85%, вязкость нефти 40 мПа·с. Проницаемость пропластков 1, 2, 3 составляет соответственно 207 мД, 103 мД и 25 мД.An oil field of the Tournaisian stage is being developed. In the context of the deposits of the Tournaisian layer, the deposits of Kizelovsky 1, skull 2 and Upinsky 3 horizons with a total thickness of 44 m are productive (Fig. 1). The reservoir has the following characteristics: average depth 1090 m, average reservoir pressure 11.0 MPa, average thickness of a porous permeable interlayer 7.1 m, porosity 10-15%, oil saturation 70-85%, oil viscosity 40 MPa · s. The permeability of the interlayers 1, 2, 3 is 207 mD, 103 mD and 25 mD, respectively.

Бурят вертикальную добывающую 4 и нагнетательную 5 скважины на расстоянии между собой 600 м, осуществляют их обустройство. Разработку ведут закачкой воды в нагнетательную скважину 5 и добычу продукции из добывающей скважины 4.They drill vertical producing 4 and injection 5 wells at a distance of 600 m from each other, and equip them. The development is carried out by pumping water into the injection well 5 and production of products from the producing well 4.

В процессе разработки коллектора происходит прорыв воды в добывающую скважину 4 от соседней нагнетательной скважины 5. В результате продукция скважины 4 обводняется до 98%. Исследованиями устанавливают, что обводнился пропласток 1. В данном пропластке 1 бурят боковой горизонтальный ствол 6 длиной 150 м в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины 5 под углом 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами. В других пропластках 2, 3 боковые горизонтальные стволы 7, 8 бурят в сторону нагнетательной скважины 5: ствол 7 длиной 300 м под углом 80° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами, в ствол 8 длиной 750 м - под углом 20°.During the development of the reservoir, water breaks into the production well 4 from the neighboring injection well 5. As a result, the production of well 4 is flooded to 98%. Studies have established that the interbed 1 has been flooded. In this interbed 1, a horizontal lateral shaft 6 of 150 m in length is drilled in the opposite direction relative to the injection well 5 at an angle of 120 ° in the horizontal plane to the conditional line drawn between production 4 and injection 5 wells. In other interlayers 2, 3, lateral horizontal shafts 7, 8 are drilled towards the injection well 5: well 7, 300 m long, at an angle of 80 ° in the horizontal plane to the conditional straight line drawn between production 4 and 5 injection wells, into well 8, 750 m long - at an angle of 20 °.

Далее устанавливают в боковой горизонтальный ствол 6 один водонабухающий пакер фирмы ТАМ на расстоянии S1=50 м от «пятки» ствола 6. В боковом горизонтальном стволе 7 размещают два водонабухающих пакера ТАМ, первый из них - на расстоянии S2=100 м от «носка» ствола 7, второй - на расстоянии 100 м от первого. В боковой горизонтальный ствол 8 устанавливают три водонабухающих пакера ТАМ, первый на расстоянии S3=300 м от «носка» ствола 8, второй и третий на равном расстоянии между собой - 150 м.Next, install one TAM water swellable packer in the lateral horizontal trunk 6 at a distance of S 1 = 50 m from the “heel” of barrel 6. Two TAM water swellable packers are placed in the lateral horizontal trunk 7, the first of them at a distance of S 2 = 100 m from toe ”of barrel 7, the second - at a distance of 100 m from the first. Three water-swellable TAM packers are installed in the lateral horizontal trunk 8, the first at a distance of S 3 = 300 m from the “nose” of the trunk 8, the second and third at an equal distance between themselves - 150 m.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area.

В результате разработки рассмотренного участка за время, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98% после бурения боковых горизонтальных стволов и последовательного отключения обводнившихся участков стволов, было добыто 189,3 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,784 д.ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) был достигнут 0,430 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 172,6 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,715 д. ед., КИН - 0,392 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,038 д. ед.As a result of the development of the considered section, over the time that was limited by watering the producing well to 98% after drilling horizontal lateral shafts and sequentially shutting off waterlogged sections of the shafts, 189.3 thousand tons of oil were produced, the coverage factor was 0.784 units, the oil recovery coefficient ( CIN) was reached 0.430 d. According to the prototype, ceteris paribus, 172.6 thousand tons of oil were produced, the coverage factor was 0.715 units, the recovery factor was 0.392 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.038 d.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи коллектора.Thus, the proposed method provides an increase in oil recovery of the reservoir.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the uniformity of oil reserves, increasing the coverage and oil recovery factors.

Claims (1)

Способ разработки многопластового нефтяного коллектора, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, после обводнения добывающих скважин бурение из их основных стволов боковых горизонтальных ответвлений, отличающийся тем, что определяют обводнившиеся пропластки и влияющую нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения, боковой горизонтальный ствол в данном пропластке размещают в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины под углом не менее 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и нагнетательной скважинами, а в других пропластках - в сторону нагнетательной скважины под углом 20-80° к указанной условной прямой, в каждый ствол устанавливают не более трех пакеров, причем в обводнившемся пропластке первый пакер размещают, считая от «пятки» горизонтального ствола, на расстоянии 50-300 м, в остальных пропластках - на расстоянии 50-300 м, считая от «носка» горизонтального ствола, второй и третий пакеры на каждом стволе размещают на равном расстоянии друг от друга, при этом при продвижении фронта вытеснения продукции к добывающим скважинам при закачке рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют последовательное отключение обводнившихся участков стволов добывающих скважин. A method of developing a multilayer oil reservoir, including drilling vertical production and injection wells, pumping a working agent into injection wells and selecting products from production wells, after watering the production wells, drilling from their main trunks of lateral horizontal branches, characterized in that waterlogged layers and affecting injection are determined well, which is the cause of flooding, the lateral horizontal wellbore in this layer is placed in the opposite direction from relative to the injection well at an angle of not less than 120 ° in the horizontal plane to the conditional line drawn between the production and injection wells, and in other layers - to the side of the injection well at an angle of 20-80 ° to the specified conditional line, no more than three are installed in each well packers, moreover, in the flooded layer, the first packer is placed, counting from the “heel” of the horizontal trunk, at a distance of 50-300 m, in other layers — at a distance of 50-300 m, counting from the “toe” of the horizontal trunk, the second and third pa EASURES each trunk placed equidistant from each other, wherein the products while advancing the front to the producing wells displacement when injecting working fluid into the injection wells is carried off watered successive portions trunks producing wells.
RU2015116732/03A 2015-05-01 2015-05-01 Method for development of multilayer oil reservoir RU2583471C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015116732/03A RU2583471C1 (en) 2015-05-01 2015-05-01 Method for development of multilayer oil reservoir

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015116732/03A RU2583471C1 (en) 2015-05-01 2015-05-01 Method for development of multilayer oil reservoir

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2583471C1 true RU2583471C1 (en) 2016-05-10

Family

ID=55959964

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015116732/03A RU2583471C1 (en) 2015-05-01 2015-05-01 Method for development of multilayer oil reservoir

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2583471C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2726662C1 (en) * 2019-12-09 2020-07-15 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for serial operation of formation of horizontal well

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5148869A (en) * 1991-01-31 1992-09-22 Mobil Oil Corporation Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor
RU2339801C2 (en) * 2007-01-12 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells
RU2435948C1 (en) * 2010-05-21 2011-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of high viscous and heavy oil deposit by thermal treatment
RU2442884C1 (en) * 2010-08-27 2012-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action
RU2539486C1 (en) * 2014-03-17 2015-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for oil development with horizontal wells
RU2550642C1 (en) * 2014-06-18 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of oil field development with horizontal wells

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5148869A (en) * 1991-01-31 1992-09-22 Mobil Oil Corporation Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor
RU2339801C2 (en) * 2007-01-12 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells
RU2435948C1 (en) * 2010-05-21 2011-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of high viscous and heavy oil deposit by thermal treatment
RU2442884C1 (en) * 2010-08-27 2012-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action
RU2539486C1 (en) * 2014-03-17 2015-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for oil development with horizontal wells
RU2550642C1 (en) * 2014-06-18 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of oil field development with horizontal wells

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2726662C1 (en) * 2019-12-09 2020-07-15 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for serial operation of formation of horizontal well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2526937C1 (en) Method of low-permeable oil deposit development
RU2339801C2 (en) Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells
RU2526430C1 (en) Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure
RU2578134C1 (en) Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones
RU2678337C1 (en) Multi-layer deposits with hard-to-recover oil reserves development method by the compacting grid method
RU2485291C1 (en) Development method of productive formation with low-permeability section
RU2515651C1 (en) Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
RU2474678C1 (en) Development method of oil deposit with horizontal wells
RU2681796C1 (en) Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2550642C1 (en) Method of oil field development with horizontal wells
RU2528757C1 (en) Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions
RU2434124C1 (en) Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut
RU2459938C1 (en) Oil deposit development method
RU2283947C1 (en) Method for oil pool development with horizontal wells
RU2583471C1 (en) Method for development of multilayer oil reservoir
RU2443855C1 (en) Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity
RU2431038C1 (en) Procedure for development of deposit of oil in layerd reservoirs
RU2554971C1 (en) Method of oil field development
RU2517674C1 (en) Development method of non-homogeneous oil deposit
RU2323331C1 (en) Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection
RU2483207C2 (en) Development method of fractured high-viscosity oil deposit
RU2595112C1 (en) Method for development of oil deposit at late stage of development
RU2290498C1 (en) Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness
RU2630321C1 (en) Method for development of oil deposits in layer reservoirs with branched horizontal well
RU2731243C2 (en) Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas