RU2584190C1 - Method of development of multilayer oil deposits - Google Patents
Method of development of multilayer oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2584190C1 RU2584190C1 RU2015116733/03A RU2015116733A RU2584190C1 RU 2584190 C1 RU2584190 C1 RU 2584190C1 RU 2015116733/03 A RU2015116733/03 A RU 2015116733/03A RU 2015116733 A RU2015116733 A RU 2015116733A RU 2584190 C1 RU2584190 C1 RU 2584190C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- water
- wells
- oil
- production
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Water Treatment By Sorption (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами (БГС).The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a multilayer oil reservoir by wells with horizontal lateral shafts (BGS).
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. Е21В43/20, 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 are identical in plan, located in close proximity to each other, separated by clay interlayers, we specify the distribution of oil-saturated thicknesses of reservoirs by reservoir area, select areas with maximum permissible effective oil-saturated thicknesses of reservoirs - reservoirs of at least two meters each, then a branched horizontal well is drilled to simultaneously develop 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. E21V43 / 20, publ. 27.04.2010).
Недостатком известного способа является высокая скорость обводнения продукции скважины ввиду неоднородности коллектора, что приводит к низкой эффективности разработки залежи. The disadvantage of this method is the high rate of watering of well products due to heterogeneity of the reservoir, which leads to low efficiency of the development of deposits.
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. Е21В43/20, 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. 2338901, class E21B43 / 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 well production remains high, and, as a result, the oil recovery coefficient is low.
В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.The proposed invention solves the problem of increasing the uniformity of oil reserves, reducing water inflow to producing wells and increasing the coverage and oil recovery factors.
Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, бурение из основных стволов добывающих скважин БГС, проведение мероприятий по обеспечению равномерности выработки запасов, согласно изобретению, после совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95%, из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом не менее 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважинами, в нагнетательной скважине, являющейся причиной обводнения добывающей скважины с БГС, в пропласток с наибольшим темпом обводнения, зафиксированном во время эксплуатации основного вертикального ствола добывающей скважины, закачивают воду с минерализацией не более 5 г/л для породы, содержащей мелкодисперсные глинистые частицы, способные к миграции под действием низкоминерализованной воды, либо закачивают воду с минерализацией не менее 300 г/л для породы, не содержащей глинистых частиц, в пропласток с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH не менее 9 д.ед., закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов относительно друг друга на 20% и менее, после чего переходят на закачку сточной или пластовой воды, для нагнетания рабочих агентов используют оборудование для одновременно-раздельной закачки.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, drilling from the main shafts of the production wells of BGS, carrying out measures to ensure uniformity of reserves, according to invention, after the joint development of all oil-saturated interlayers with the main vertical wellbore to the well flooding of not less than 95%, from the vertical The production well in each interlayer is drilled with GHS at an angle of at least 20 ° in the horizontal plane to the conditional line drawn between the production and the nearest injection wells in the injection well, which is the reason for watering the producing well with GHS, in the interlayers with the highest watering rate recorded in operating time of the main vertical wellbore of the producing well, water is pumped with a salinity of not more than 5 g / l for a rock containing fine clay particles capable of migrating with the action of low-mineralized water, either water with a mineralization of at least 300 g / l is injected for a rock that does not contain clay particles, alkaline water with a pH of at least 9 units is pumped into the interlayer with the lowest rate of water cut, the injection of working agents is stopped when the difference is reached in the water cut of the shafts relative to each other by 20% or less, after which they switch to the injection of waste or produced water, equipment for simultaneous and separate injection is used to pump working agents.
На нефтеотдачу многопластовой нефтяной залежи, разрабатываемой скважинами с пробуренными в каждый из пропластков БГС, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов пропластков. Ввиду практически всегда присутствующей неоднородности коллектора, вытеснение нефти происходит из пропластков с высокой проницаемостью, при этом часть запасов нефти остается в пропластках с низкой проницаемостью. Таким образом, разные скорости продвижения фронта вытеснения в пропластках от нагнетательной скважины к добывающей приводят к раннему обводнению одних горизонтальных стволов по сравнению с другими. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять равномерную выработку запасов нефти из таких коллекторов. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a multilayer oil reservoir, developed by wells with drilled in each of the GHS interlayers, is significantly affected by the uniformity of the production of interstitial reserves. Due to the almost always present heterogeneity of the reservoir, oil displacement occurs from interstitials with high permeability, while some of the oil reserves remain in interstitials with low permeability. Thus, different rates of advancement of the displacement front in the interlayers from the injection well to the production lead to early flooding of some horizontal shafts compared to others. Existing technical solutions do not fully allow for uniform production of oil reserves from such reservoirs. The proposed invention solves the problem of increasing the uniformity of oil reserves, reducing water inflow to producing wells and increasing the coverage and oil recovery factors. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение многопластовой нефтяной залежи в профиле с размещением БГС. Обозначения: 1, 2, 3 - нефтенасыщенные пропластки, 4 - добывающая скважина, 5 - нагнетательная скважина, 6, 7, 8 - БГС. In FIG. 1 is a schematic representation of a multilayer oil reservoir in a profile with the deployment of a CBC. Designations: 1, 2, 3 — oil-saturated interlayers, 4 — production well, 5 — injection well, 6, 7, 8 — BGS.
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 (например, сточной воды) в нагнетательную скважину 5 и добычу продукции из добывающей скважины 4. The multilayer reservoir area with oil-
На отобранном из скважин 4 и 5 керне из каждого пропластка 1-3 проводят лабораторные исследования и определяют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц под действием низкоминерализованной воды с общей минерализацией менее 5 г/л. Согласно исследованиям, если в порах коллектора присутствуют глинистые частицы, то под действием пластовой или сточной воды они удерживаются на поверхности пор, тогда как закачка низкоминерализованной воды приводит к снижению электростатических сил, удерживающих частицы, к отрыву данных частиц и забиванию ими поровых каналов. Происходит это преимущественно в промытых зонах, т.к. закачиваемая вода идет именно в участки коллектора, насыщенные водой. В результате фазовая проницаемость коллектора по воде снижается. При закачке воды с минерализацией более 5 г/л концентрация сорвавшихся с поверхности частиц значительно снижается, что в итоге не позволяет повысить нефтеотдачу.Laboratory tests are performed on core samples taken from wells 4 and 5 from each interlayer 1-3 and the possibility of migration of fine clay particles under the influence of low-mineralized water with a total salinity of less than 5 g / l is determined. According to studies, if clay particles are present in the pores of the collector, then under the influence of formation or waste water they are retained on the surface of the pores, while the injection of low-saline water leads to a decrease in the electrostatic forces holding the particles, to the separation of these particles and clogging of the pore channels by them. This occurs mainly in the washed areas, because the injected water goes exactly to the reservoir sections saturated with water. As a result, the phase permeability of the reservoir to water decreases. When water is injected with a salinity of more than 5 g / l, the concentration of particles escaping from the surface is significantly reduced, which ultimately does not allow for enhanced oil recovery.
Если в порах коллектора глинистые частицы отсутствуют, то проводят исследования по закачке высокоминерализованной воды с общей минерализацией более 300 г/л. Согласно исследованиям, при смешивании высокоминерализованной воды с пластовой происходит выпадение солей и забивание поровых каналов, причем, как и в случае с миграцией частиц, снижение фазовой проницаемости по воде приурочено к промытым зонам коллектора. При закачке воды с минерализацией менее 300 г/л для большинства пластовых вод выпадение солей не происходит, либо происходит в недостаточном объеме, что в итоге не приводит к повышению нефтеотдачи.If clay particles are absent in the pores of the reservoir, then studies are carried out on the injection of highly saline water with a total salinity of more than 300 g / l. According to studies, when highly mineralized water is mixed with formation water, salts precipitate and clog the pore channels, and, as in the case of particle migration, a decrease in the phase permeability of water is confined to the washed zones of the reservoir. When water is injected with a salinity of less than 300 g / l for most formation waters, salt deposition does not occur, or occurs in insufficient volume, which ultimately does not increase oil recovery.
После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков 1, 2, 3 основным вертикальным стволом 4 до обводнения скважины не менее чем на 95%, из вертикального ствола добывающей скважины 4 в каждый пропласток 1, 2, 3 бурят БГС 6, 7, 8 под углом не менее 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и ближайшей нагнетательной 5 скважинами. Согласно расчетам, если бурить БГС при обводненности основного вертикального ствола менее 95%, то конечная нефтеотдача оказывается ниже ввиду недовыработанности некоторых зон пропластков. Бурение БГС под углом менее 20° приводит к высоким темпам обводнения и невысокому охвату пропластков.After the joint development of all oil-
В нагнетательную скважину 5 в пропластки (например, 1 и 2) с наибольшим темпом обводнения, зафиксированном во время эксплуатации основного вертикального ствола добывающей скважины 4, для пород (например, терригенных), содержащих мелкодисперсные глинистые частицы, способные к миграции под действием низкоминерализованной воды, что было определено по лабораторным экспериментам, закачивают воду с минерализацией не более 5 г/л. В породы (например, карбонатные), не содержащие глинистые частицы, закачивают воду с минерализацией не менее 300 г/л. Данные операции позволяют ограничить водоприток к стволам в данных пропластках за счет снижения фазовой проницаемости по воде. В пропласток (например, 3) с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH не менее 9 д.ед. для довыработки остаточных запасов нефти. Согласно исследованиям, щелочная вода позволяет лучше «отмывать» нефть из пор особенно для преимущественно гидрофобных коллекторов. Закачка воды с рН менее 9 д.ед. не приводит к значительному повышению темпов отбора нефти и нефтеотдачи.Into injection well 5 into interlayers (e.g., 1 and 2) with the highest watering rate recorded during operation of the main vertical wellbore of production well 4, for rocks (e.g. terrigenous) containing fine clay particles capable of migration under the influence of low saline water, as determined by laboratory experiments, water is pumped with a salinity of not more than 5 g / l. In rocks (for example, carbonate) that do not contain clay particles, water is pumped with a mineralization of at least 300 g / l. These operations allow limiting the water inflow to the trunks in these interlayers by reducing the phase permeability to water. Alkaline water with a pH of at least 9 units is pumped into the interlayers (for example, 3) with the lowest rate of water cut. for additional production of residual oil reserves. According to studies, alkaline water allows better “washing” of oil from pores, especially for predominantly hydrophobic reservoirs. Injection of water with a pH of less than 9 units does not lead to a significant increase in the rate of oil extraction and oil recovery.
Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов относительно друг друга на 20% и менее, после чего переходят на закачку сточной воды. Расчеты показали, что, если разница в обводненности пропластков более 20%, то неравномерность выработки значительно возрастает, что снижает нефтеотдачу. Для нагнетания рабочих агентов используют оборудование для одновременно-раздельной закачки, что позволяет закачивать щелочную и высоко- или низкоминерализованную воду раздельно.The injection of working agents is stopped when the difference in the water cut of the trunks relative to each other by 20% or less is reached, after which they switch to the injection of waste water. Calculations showed that if the difference in water cut of the layers is more than 20%, then the unevenness of production increases significantly, which reduces oil recovery. To pump working agents, equipment for simultaneous and separate injection is used, which makes it possible to pump alkaline and highly or low saline water separately.
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, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.The result of the implementation of this method is to increase the uniformity of production of oil reserves, reduce water inflow to production wells and increase the coverage and oil recovery factors.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь турнейского яруса. В разрезе отложений турнейского яруса продуктивными являются пропластки кизеловского 1, черепетского 2 и упинского 3 горизонтов общей толщиной 44 м (фиг.1). Коллектор имеет следующие характеристики: средняя глубина 1150 м, среднее пластовое давление 11,6 МПа, средняя толщина пористо-проницаемого пропластка 7,5 м, пористость 10-15 %, нефтенасыщенность 70-85 %, вязкость нефти 43 мПа·с. Проницаемость пропластков 1, 2, 3 составляет соответственно 230 мД, 125 мД и 40 мД. Общая минерализация пластовой воды 220 г/л, рН=6,5 д.ед.Example 1. An oil field of the Tournaisian stage is being developed. In the context of the deposits of the Tournaisian layer, the layers of Kizelovsky 1,
Бурят вертикальную добывающую скважину 4 и на расстоянии 500 м от нее нагнетательную скважину 5, осуществляют их обустройство. Разработку ведут закачкой сточной воды с общей минерализацией 200 г/л в нагнетательную скважину 5 и добычу продукции из добывающей скважины 4. They drill a vertical production well 4 and, at a distance of 500 m from it, an injection well 5, and equip them. Development is carried out by the injection of wastewater with a total salinity of 200 g / l into injection well 5 and production from the producing well 4.
На отобранном из скважин 4 и 5 керне из каждого пропластка 1-3 проводят лабораторные исследования и определяют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц под действием низкоминерализованной воды с общей минерализацией менее 5 г/л. Также проводят исследования по закачке высокоминерализованной воды с общей минерализацией более 300 г/л для выявления возможности выпадения солей. Исследования показали отсутствие миграции частиц для пропластков 1-3, но возможность выпадения солей при закачке воды с минерализацией 300 г/л.Laboratory tests are performed on core samples taken from wells 4 and 5 from each interlayer 1-3 and the possibility of migration of fine clay particles under the influence of low-mineralized water with a total salinity of less than 5 g / l is determined. Studies are also being conducted on the injection of highly saline water with a total salinity of more than 300 g / l to identify the possibility of salt precipitation. Studies have shown the absence of particle migration for interlayers 1-3, but the possibility of salt precipitation during water injection with a salinity of 300 g / l.
После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков 1, 2, 3 основным вертикальным стволом 4 до обводнения скважины до 95 % из вертикального ствола добывающей скважины 4 в интервалах нефтенасыщенных пропластков 1, 2, 3 бурят три боковых горизонтальных ствола 6, 7, 8 под углом 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами. After the joint development of all oil-
В процессе разработки коллектора происходит прорыв воды к добывающей скважине 4 от соседней нагнетательной скважины 5. В результате продукция скважины 4 обводняется до 98%. Исследования показали, что приток основной части воды к стволам идет через нефтенасыщенные пропластки 1 и 2, т.е. данные пропластки характеризуются наибольшим темпом обводнения.During the development of the reservoir, a breakthrough of water to the producing well 4 from the neighboring injection well 5 occurs. As a result, the production of well 4 is flooded to 98%. Studies have shown that the influx of the main part of water to the trunks goes through oil-
Далее через нагнетательную скважину 5 закачивают воду с минерализацией 300 г/л в пропластки 1 и 2. В пропласток 3 с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH=9 д.ед. При этом эксплуатация добывающей скважины 4 не прекращается. Для нагнетания рабочих агентов в нагнетательной скважине 5 используют оборудование для одновременно-раздельной закачки.Then, water with a salinity of 300 g / l is pumped through injection well 5 into
Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов 6, 7, 8 относительно друг друга на 20%. После этого переходят на закачку сточной воды.The injection of working agents is stopped when the difference in watering of the
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь бобриковского горизонта, представленного двумя пропластками со следующими коллекторскими свойствами: средняя глубина 1120 м, среднее пластовое давление 10,5 МПа, средняя нефтенасыщенная толщина пропластка 10 м, пористость 19 %, нефтенасыщенность 85 %, вязкость нефти 36 мПа·с. Лабораторные исследования показали возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц при закачке воды с общей минерализацией менее 5 г/л. После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом 4 до обводнения скважины до 97 % из вертикального ствола добывающей скважины 4 в соответствующих нефтенасыщенных пропластках бурят два боковых горизонтальных ствола под углом 40° и 60° соответственно в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами. В процессе разработки коллектора происходит прорыв воды к добывающей скважине 4 от соседней нагнетательной скважины 5. В результате продукция скважины 4 обводняется до 98%. Далее через нагнетательную скважину 5 закачивают воду с минерализацией 5 г/л в верхний пропласток с наибольшим темпом обводнения. В нижний пропласток с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH=10 д.ед. Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов 6, 7, 8 относительно друг друга на 10%. После этого переходят на закачку пластовой воды.Example 2. Perform as example 1. Develop an oil reservoir of the Bobrikov horizon, represented by two layers with the following reservoir properties: average depth 1120 m, average reservoir pressure 10.5 MPa, average oil-saturated thickness of the interlayer 10 m, porosity 19%, oil saturation 85%, oil viscosity 36 MPa · s. Laboratory studies have shown the possibility of migration of fine clay particles during water injection with a total salinity of less than 5 g / l. After the joint development of all oil-saturated interlayers with the main vertical wellbore 4, up to 97% of the vertical wellbore of the producing well 4, up to 97% of the vertical wellbore of the producing well 4, two horizontal lateral shafts are drilled in the corresponding oil-saturated interlayers at an angle of 40 ° and 60 ° respectively in a horizontal plane to the conditional line drawn between the producing 4 and injection 5 wells. During the development of the reservoir, a breakthrough of water to the producing well 4 from the neighboring injection well 5 occurs. As a result, the production of well 4 is flooded to 98%. Then, water with a salinity of 5 g / l is pumped through an injection well 5 into the upper interlayer with the highest rate of water cut. Alkaline water with pH = 10 units is pumped into the lower interlayer with the lowest rate of water cut. The injection of working agents is stopped when the difference in watering of the
В результате разработки рассмотренного участка залежи, за время, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98% после бурения боковых горизонтальных стволов и проведением закачки соответствующих агентов, было добыто за 23 года эксплуатации 153,2 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,751 д.ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) был достигнут 0,429 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 139,3 тыс. т нефти за 19 лет эксплуатации, коэффициент охвата составил 0,683 д.ед., КИН - 0,390 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,039 д.ед., мероприятия позволили продлить срок разработки участка залежи на 5 лет за счет снижения темпов обводнения.As a result of the development of the considered section of the reservoir, during the time that was limited by watering the production well to 98% after drilling horizontal sidetracks and pumping the corresponding agents, 153.2 thousand tons of oil were produced during 23 years of operation, the coverage factor was 0.751 ., oil recovery factor (CIN) was reached 0.429 units According to the prototype, ceteris paribus 139.3 thousand tons of oil were produced over 19 years of operation, the coverage ratio was 0.683 units, oil recovery factor was 0.390 units. The increase in oil recovery factor by the proposed method is 0.039 units, the measures allowed to extend the development period of the deposit area by 5 years by reducing the rate of watering.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи.Thus, the proposed method provides an increase in oil recovery deposits.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the uniformity of oil reserves, reducing water inflow to production wells and increasing the coverage and oil recovery factors.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015116733/03A RU2584190C1 (en) | 2015-05-01 | 2015-05-01 | Method of development of multilayer oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015116733/03A RU2584190C1 (en) | 2015-05-01 | 2015-05-01 | Method of development of multilayer oil deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2584190C1 true RU2584190C1 (en) | 2016-05-20 |
Family
ID=56012001
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015116733/03A RU2584190C1 (en) | 2015-05-01 | 2015-05-01 | Method of development of multilayer oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2584190C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2679006C1 (en) * | 2017-03-20 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of oil reservoir development by injection of water with changing properties |
| CN110761757A (en) * | 2019-11-29 | 2020-02-07 | 李杨 | Multi-pipe type high-efficiency stratified water injection adjusting device for balancing water injection quantity |
| CN113482588A (en) * | 2021-07-12 | 2021-10-08 | 四川盐业地质钻井大队 | Double-layer simultaneous mining method for salt mine |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5133410A (en) * | 1989-12-29 | 1992-07-28 | Institut Francais Du Petrole | Method and device for stimulating production of a subterranean zone of injection of a fluid from a neighboring zone via fracture made from a deflected drain drilled in an intermediate layer separating the zones |
| RU2156351C1 (en) * | 2000-03-14 | 2000-09-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method of development of multiformation oil pool |
| RU2159324C1 (en) * | 2000-04-25 | 2000-11-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Process of exploitation of oil field |
| RU2170340C1 (en) * | 2000-12-13 | 2001-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Process of exploitation of oil field |
| RU2292453C2 (en) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Method for extracting a formation of hydrocarbons |
| 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 |
| RU2370640C1 (en) * | 2008-03-11 | 2009-10-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Method of drilling wells and development of multibed deposits of hydrocarbons with non-uniform geological conditions of bed attitudes |
-
2015
- 2015-05-01 RU RU2015116733/03A patent/RU2584190C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5133410A (en) * | 1989-12-29 | 1992-07-28 | Institut Francais Du Petrole | Method and device for stimulating production of a subterranean zone of injection of a fluid from a neighboring zone via fracture made from a deflected drain drilled in an intermediate layer separating the zones |
| RU2156351C1 (en) * | 2000-03-14 | 2000-09-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method of development of multiformation oil pool |
| RU2159324C1 (en) * | 2000-04-25 | 2000-11-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Process of exploitation of oil field |
| RU2170340C1 (en) * | 2000-12-13 | 2001-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Process of exploitation of oil field |
| RU2292453C2 (en) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Method for extracting a formation of hydrocarbons |
| 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 |
| RU2370640C1 (en) * | 2008-03-11 | 2009-10-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Method of drilling wells and development of multibed deposits of hydrocarbons with non-uniform geological conditions of bed attitudes |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2679006C1 (en) * | 2017-03-20 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of oil reservoir development by injection of water with changing properties |
| CN110761757A (en) * | 2019-11-29 | 2020-02-07 | 李杨 | Multi-pipe type high-efficiency stratified water injection adjusting device for balancing water injection quantity |
| CN110761757B (en) * | 2019-11-29 | 2021-08-06 | 李杨 | Multi-pipe type high-efficiency stratified water injection adjusting device for balancing water injection quantity |
| CN113482588A (en) * | 2021-07-12 | 2021-10-08 | 四川盐业地质钻井大队 | Double-layer simultaneous mining method for salt mine |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| Yusupova et al. | Technological feature of water shutoff operations | |
| RU2485291C1 (en) | Development method of productive formation with low-permeability section | |
| RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
| RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2513955C1 (en) | Method for development of stratified oil deposits | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2431038C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in layerd reservoirs | |
| EA025372B1 (en) | Method of developing oil deposit in fractured carbonate reservoirs | |
| Muslimov | Ways to improve the efficiency of horizontal wells for the development of oil and gas field | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| RU2597596C1 (en) | Method for uniform extraction stratified reservoir | |
| CN113738329A (en) | Method for exploiting offshore underwater fan oil reservoir | |
| RU2519949C1 (en) | Method for development of oil pool section | |
| RU2217582C1 (en) | Process of development of zonally-inhomogeneous oil field | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2768785C1 (en) | Method for restoring destroyed oil fields | |
| RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir | |
| RU2231632C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| RU2595105C1 (en) | Method for development of deposit complicated by vertical interruptions | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit |