RU2595106C1 - Method of developing deposit with fractured reservoirs - Google Patents
Method of developing deposit with fractured reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2595106C1 RU2595106C1 RU2015140087/03A RU2015140087A RU2595106C1 RU 2595106 C1 RU2595106 C1 RU 2595106C1 RU 2015140087/03 A RU2015140087/03 A RU 2015140087/03A RU 2015140087 A RU2015140087 A RU 2015140087A RU 2595106 C1 RU2595106 C1 RU 2595106C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- caldera
- zones
- wells
- oil
- reservoirs
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки карбонатных коллекторов с трещинно-каверновым типом пустотного пространства в пределах сводовой части структуры при наличии сводовой кальдеры.The proposed method relates to the oil industry, in particular to the field of development of carbonate reservoirs with a fissure-cavernous type of void space within the arch part of the structure in the presence of the arch caldera.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2513962, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.04.2014, бюл. №11), включающий определение направления трещиноватости коллектора, разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными и многозабойными скважинами по квадратной сетке и формирование пятиточечных элементов разработки бурением в центре и по углам элементов вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин и бурением между центральной и угловыми скважинами в элементе разработки многозабойной добывающей скважины с закругленным окончанием ствола. Закачку рабочего агента осуществляют через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении добывающих скважин определяют интервалы обводнения и осуществляют изоляцию обводнившихся интервалов. В данном способе перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 6 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 2 м в нефтяной зоне и не менее 4 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах, на этих участках перед бурением многозабойной добывающей скважины проводят уточнение направления трещиноватости коллектора, многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1-0,8, при этом стволы многозабойных добывающих скважин выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта 4 м для карбонатных коллекторов и 2 м для терригенных коллекторов, в верхней части - с минимальным расстоянием 1 м до кровли продуктивного пласта.A known method of developing an oil reservoir (patent RU No. 2513962, IPC ЕВВ 43/20, publ. 04/20/2014, bull. No. 11), including determining the direction of fracturing of the reservoir, drilling the reservoir with vertical and / or directional and multilateral wells in a square grid and the formation of five-point development elements by drilling in the center and at the corners of the elements of vertical and / or directionally directed injection wells and drilling between the central and corner wells in the development element of a multilateral well production well with round ennym end of the barrel. The injection of the working agent is carried out through the injection well and the selection of products through production wells. When watering producing wells, watering intervals are determined and waterlogged intervals are isolated. In this method, before drilling the deposits, areas with total oil-saturated thicknesses of more than 6 m in carbonate reservoirs and / or areas with effective oil-saturated thicknesses of not less than 2 m in the oil zone and not less than 4 m in the water-oil zone in terrigenous reservoirs, in these areas before drilling multilateral wells produce a refinement of the direction of fracture of the reservoir, multilateral wells are made in the form of a semi-ellipse, the major axis of which is directed at an angle of 30-60 ° to the direction of fracture at wearing the semi-minor axis to the semi-major axis of the ellipse is 0.1-0.8, while the trunks of multilateral wells are ascending with a minimum distance in the lower part to the oil-water contact of 4 m for carbonate reservoirs and 2 m for terrigenous reservoirs, in the upper part with a minimum 1 m to the top of the reservoir.
Недостатком этого способа является то, что при размещении нагнетательных скважин не учитывается расположение зон трещиноватости, когда основные потоки проходят по трещинам, в результате чего возрастает риск преждевременного обводнения добывающих скважин.The disadvantage of this method is that when placing injection wells, the location of fracture zones is not taken into account when the main flows pass through the cracks, as a result of which the risk of premature flooding of production wells increases.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2277630, МПК Е21В 43/14, Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 10.06.2006, бюл. №16), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку жидкости, отбор продукции. В данном способе бурение скважин ведут с изучением поднятий и впадин, определением направления движения естественного потока пластовых вод как направления этого потока от поднятия к впадине и определением созданных этим потоком анизотропий проницаемости пластов. При этом законтурные и приконтурные нагнетательные скважины размещают в соответствии с направлением движения естественного потока пластовых вод - а внешнем контуре нефтеносности со стороны поступления естественного потока пластовых вод, дополнительно размещают внутриконтурные ряды нагнетательных скважин субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод, бурят горизонтальные добывающие скважины субперпендикулярно направлению естественного потока пластовых вод.A known method of developing an oil field (patent RU No. 2277630, IPC ЕВВ 43/14, ЕВВ 43/20, ЕВВ 43/30, publ. 06/10/2006, bull. No. 16), including drilling injection and production wells, injection of fluid, selection products. In this method, wells are drilled with the study of elevations and depressions, determining the direction of movement of the natural flow of formation water as the direction of this stream from the rise to the depression, and determining the formation permeability anisotropies created by this stream. In this case, the contour and near-side injection wells are placed in accordance with the direction of movement of the natural formation water flow - and the external oil circuit from the side of the natural flow of produced water, additionally place the contour rows of injection wells subpendicular to the direction of the natural flow of formation water, horizontal production wells are drilled subperpendicular to the direction formation water flow.
Недостатками этого способа являются низкий коэффициент извлечения нефти, высокая обводненность продукции и неполный охват заводнением нефтяных пластов при разработке коллекторов трещинно-кавернового типа из-за нерационального размещения добывающих и нагнетательных скважин относительно зон трещиноватости и кавернования.The disadvantages of this method are the low coefficient of oil recovery, high water cut of the product and incomplete coverage by water flooding of oil reservoirs during the development of fractured-cavern type reservoirs due to the irrational placement of production and injection wells relative to the fracturing and cavity zones.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки трещиноватых коллекторов (патент RU №2526082, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.08.2014, бюл. №23), включающий определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В данном способе выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти, определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, добывающие вертикальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них.The closest in technical essence to the proposed is a method for the development of fractured reservoirs (patent RU No. 2526082, IPC ЕВВ 43/20, publ. 08/20/2014, bull. No. 23), including the determination of fracturing or decompression lines of the reservoir, the construction of production and injection wells with taking into account the fracturing of the reservoir, injection of the displacing agent into injection wells, and oil extraction through production wells. In this method, a site is selected for development with oil-saturated thicknesses of more than 10 m, preventing rapid watering of the produced oil, the location of decompression nodes — intersections of decompression lines — is determined, production vertical wells are drilled along an uneven grid with penetration into decompression nodes, and injection wells are located in compacted carbonate reservoirs with minimal and medium fracture between several decompression units at approximately equal distance from them.
Недостатком этого способа является низкая эффективность организации закачки при расположении нагнетательных скважин между узлами разуплотнений в плотной части пласта в районе отсутствия зон трещиноватости и кавернования. При размещении добывающих скважин в узлах разуплотнений возрастает риск быстрого обводнения.The disadvantage of this method is the low efficiency of the injection when the injection wells are located between the decompression nodes in the dense part of the formation in the region where there are no zones of fracture and cavity. When placing production wells in decompression units, the risk of rapid flooding increases.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение коэффициента извлечения нефти и эффективности разработки залежей нефти в коллекторах с трещинно-каверновым типом пустотного пространства за счет рационального размещения добывающих и нагнетательных скважин с учетом расположения зон трещиноватости.The technical task of the proposed method is to increase the oil recovery coefficient and the efficiency of the development of oil deposits in reservoirs with a fissure-cavernous type of void space due to the rational placement of production and injection wells, taking into account the location of fracturing zones.
Техническая задача решается способом разработки, включающим определение зон трещиноватости, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи по неравномерной сетке, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.The technical problem is solved by a development method, including determining fracture zones, constructing production and injection wells taking into account the fracture of the reservoir along an uneven grid, pumping the displacing agent into injection wells and selecting products through production wells.
Новым является то, что определяют участки залежи со сводовой кальдерой, характеризующейся распространением радиальных трещин и кольцевой непроницаемой трещиной, с уменьшающейся вниз по разрезу их раскрытостью, определяют зоны распространения трещин различного типа и зоны кавернования на этом участке, определяют направления движения регионального потока жидкости по зонам трещиноватости, добывающие скважины располагают в зонах кавернования со вскрытием всех коллекторов кальдеры по разрезу, а нагнетательные скважины располагают в северной части внутри кальдеры на расстоянии не менее 100 м до ближайшей добывающей скважины на одинаковом расстоянии между ближайшими трещинами со вскрытием и закачкой вытесняющего агента в нижний коллектор.What is new is that areas of the reservoir with a vault caldera, characterized by the propagation of radial cracks and an annular impenetrable crack, with openness decreasing down the section, are determined, the propagation zones of cracks of various types and cavity zones in this section are determined, and the directions of the regional fluid flow along the zones are determined fractures, producing wells are located in the cavern zones with the opening of all the caldera collectors along the section, and injection wells are located in ernoy portion inside caldera at least 100 m to the nearest production well at the same distance between nearest cracks with opening and injection of the displacing agent in the lower header.
На фиг. 1 изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки (вид сверху - север наверху).In FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the proposed development method (top view - north up).
На фиг. 2 изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки в продольном разрезе.In FIG. 2 shows a diagram of an implementation of the proposed development method in longitudinal section.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.
Участок нефтяной залежи в пределах сводовой кальдеры 1 (структуры образованной кольцевым сбросом, опущенный блок которого расположен внутри кольца) (фиг. 1) с трещинно-каверновыми карбонатными коллекторами разбуривают вертикальными добывающими скважинами 2-7 вне зон трещиноватости 8, 9, в зонах наличия всех коллекторов 10-13 (фиг. 2). На первом этапе проводят разработку на естественном водонапорном режиме до снижения дебитов в два раза. После этого бурят нагнетательную скважину 14 (фиг. 1, 2) с размещением ее в северной части кальдеры 1, со стороны направления движения регионального потока жидкости 15 (фиг. 1), т.к. суммарный вектор направления движения регионального потока жидкости имеет южное направление, при этом располагают нагнетательную скважину 14 (фиг. 2) в зоне наличия только нижнего кавернованного пласта на расстоянии не менее 100 м до ближайшей добывающей скважины за пределами зон трещиноватости. При закачке агента в самый нижний кавернованный коллектор 10 (фиг. 2) нефть будет вытесняться из зон кавернования сначала в радиальные 8 и кольцевые 9 трещины и, заполняя их, будет повышать пластовое давление, вытеснять нефть из нижнего 10 и увеличивать нефтенасыщение верхних 11-13 пластов. Поскольку объем трещин невелик, их раскрытость уменьшается вниз по разрезу в силу их строения, характерного для сводовой кальдеры, а кольцевая трещина 9 (фиг. 1), создавшая кальдеру, является непроницаемым барьером, проводящая система будет заполнена быстрее, чем тот же сегмент с поровой организацией проницаемости. Таким образом будет быстрее скомпенсирован отбор. Дальнейшая закачка будет содействовать повышению пластового давления во всем элементе залежи в пределах сводовой кальдеры 1, ограниченном кольцевой трещиной 9.The oil reservoir area within the vault caldera 1 (structure formed by an annular discharge, the lowered block of which is located inside the ring) (Fig. 1) with fractured cavernous carbonate reservoirs is drilled with vertical producing wells 2-7 outside of
Пример конкретного выполненияConcrete example
Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для залежей башкирского яруса, характеризующегося трещинно-каверновым типом коллектора.The implementation of this method, we consider the example of the site, characteristic of the deposits of the Bashkirian stage, characterized by a fractured cavernous type of reservoir.
На участке нефтяной залежи в пределах сводовой кальдеры 1 (фиг. 1) с наличием кольцевых 9 и радиальных 8 трещин организуют элемент разработки, включающий добывающие 2-7 и нагнетательную 14 скважины, размещенные по неравномерной сетке. Добывающие скважины 2-7 пробурили в зонах наличия всех коллекторов 10-13 на расстоянии 50-100 м от зон трещиноватости 8, 9 (фиг. 2). Среднесуточные дебиты нефти по добывающим скважинам 2-7 составили 5 т/сут. На первом этапе разрабатывали залежь на естественном водонапорном режиме до снижения дебитов в два раза - до 2,5 т/сут, при этом пластовое давление снизилось с 11,5 до 5 МПа. Пробурили нагнетательную скважину 14 (фиг. 1, 2) с размещением ее в северной части кальдеры 1, со стороны направления движения регионального потока жидкости 15 (фиг. 1), т.к. суммарный вектор направления движения регионального потока жидкости имеет южное направление, при этом располагали нагнетательную скважину 14 (фиг. 2) в зоне наличия только нижнего кавернованного пласта 10 на одинаковом расстоянии между ближайшими трещинами 8, 9. При закачке агента в самый нижний кавернованный коллектор 10 (фиг. 2) нефть вытесняется из зон кавернования сначала в радиальные 8 и кольцевые 9 трещины и, заполняя их, повышает пластовое давление, вытесняет нефть из нижнего 10 и увеличивает нефтенасыщение верхних 11-13 пластов. Поскольку объем трещин невелик, их раскрытость уменьшается вниз по разрезу в силу их строения, характерного для сводовой кальдеры, а кольцевая трещина 9 (фиг. 1), создавшая кальдеру, является непроницаемым барьером, проводящая система заполняется быстрее, чем тот же сегмент с поровой организацией проницаемости. Таким образом быстрее компенсируется отбор. В результате организации закачки по элементу разработки в пределах сводовой кальдеры 1 пластовое давление повысилось до 10 МПа, дебит нефти по добывающим скважинам 2-7 увеличился от 2,5 до 4 т/сут.On the site of the oil deposits within the vault caldera 1 (Fig. 1) with the presence of annular 9 and radial 8 cracks, an element of development is organized, including production 2-7 and
Предлагаемый способ разработки позволяет повысить охват выработкой запасов нефти в карбонатных трещинно-каверновых коллекторах, увеличить дебит нефти добывающих скважин, повысить конечный коэффициент извлечения нефти.The proposed development method allows to increase the coverage of oil reserves in carbonate fractured-cavern reservoirs, to increase the oil production rate of producing wells, to increase the final oil recovery coefficient.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015140087/03A RU2595106C1 (en) | 2015-09-21 | 2015-09-21 | Method of developing deposit with fractured reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015140087/03A RU2595106C1 (en) | 2015-09-21 | 2015-09-21 | Method of developing deposit with fractured reservoirs |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2595106C1 true RU2595106C1 (en) | 2016-08-20 |
Family
ID=56697481
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015140087/03A RU2595106C1 (en) | 2015-09-21 | 2015-09-21 | Method of developing deposit with fractured reservoirs |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2595106C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110273673A (en) * | 2018-03-14 | 2019-09-24 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of fracture-pore reservoir space structure flooding pattern optimum design method |
CN110273672A (en) * | 2018-03-14 | 2019-09-24 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of fracture-pore reservoir space structure well network design method based on the coefficient of variation |
CN111663926A (en) * | 2019-03-07 | 2020-09-15 | 中国石油化工股份有限公司 | Design method for fracture-cavity carbonate reservoir targeted water flooding |
CN114973891A (en) * | 2021-02-22 | 2022-08-30 | 中国石油化工股份有限公司 | Three-dimensional visual fracture and cave model and manufacturing method thereof |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3500917A (en) * | 1967-12-29 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Method of recovering crude oil from a subsurface formation |
RU860553C (en) * | 1979-06-19 | 1996-01-20 | Ю.В. Желтов | Method of mining oil pool |
RU2109130C1 (en) * | 1996-06-04 | 1998-04-20 | Алексей Анисович Давлетшин | Method of recovering oil from fissured-porous collecting bed |
RU2305176C2 (en) * | 2001-10-24 | 2007-08-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Intra-formational hydrocarbon production from hydrocarbon containing formation with the use of barriers |
RU2417306C1 (en) * | 2010-06-18 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
RU2526082C1 (en) * | 2013-05-07 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Processing of fractured reservoir |
-
2015
- 2015-09-21 RU RU2015140087/03A patent/RU2595106C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3500917A (en) * | 1967-12-29 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Method of recovering crude oil from a subsurface formation |
RU860553C (en) * | 1979-06-19 | 1996-01-20 | Ю.В. Желтов | Method of mining oil pool |
RU2109130C1 (en) * | 1996-06-04 | 1998-04-20 | Алексей Анисович Давлетшин | Method of recovering oil from fissured-porous collecting bed |
RU2305176C2 (en) * | 2001-10-24 | 2007-08-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Intra-formational hydrocarbon production from hydrocarbon containing formation with the use of barriers |
RU2417306C1 (en) * | 2010-06-18 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
RU2526082C1 (en) * | 2013-05-07 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Processing of fractured reservoir |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110273673A (en) * | 2018-03-14 | 2019-09-24 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of fracture-pore reservoir space structure flooding pattern optimum design method |
CN110273672A (en) * | 2018-03-14 | 2019-09-24 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of fracture-pore reservoir space structure well network design method based on the coefficient of variation |
CN110273673B (en) * | 2018-03-14 | 2022-03-01 | 中国石油化工股份有限公司 | Injection-production well pattern optimization design method for fracture-cavity type oil reservoir space structure |
CN110273672B (en) * | 2018-03-14 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Fracture-cavity type oil reservoir space structure well pattern design method based on variation coefficient |
CN111663926A (en) * | 2019-03-07 | 2020-09-15 | 中国石油化工股份有限公司 | Design method for fracture-cavity carbonate reservoir targeted water flooding |
CN111663926B (en) * | 2019-03-07 | 2022-06-17 | 中国石油化工股份有限公司 | Design method for fracture-cavity carbonate reservoir targeted water flooding |
CN114973891A (en) * | 2021-02-22 | 2022-08-30 | 中国石油化工股份有限公司 | Three-dimensional visual fracture and cave model and manufacturing method thereof |
CN114973891B (en) * | 2021-02-22 | 2024-04-09 | 中国石油化工股份有限公司 | Three-dimensional visual fracture-crack hole model and manufacturing method thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2595106C1 (en) | Method of developing deposit with fractured reservoirs | |
RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
RU2455471C1 (en) | System of solid low-productive zonary-heterogeneous oil formation development | |
CN105370259A (en) | Staged fracturing method of horizontal well | |
RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
RU2612060C9 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
RU98046U1 (en) | DEVICE FOR MULTIPLE WELL FOR A FAN INTERVAL PRODUCTION OF PRODUCTIVE LAYERS | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
RU2513216C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
RU2533465C1 (en) | Well completion and operation method for underground gas storage in water-bearing formation with inhomogeneous lithologic structure | |
CN113236359B (en) | Separation layer water drainage method, separation layer water drainage roadway system and construction method | |
RU2519949C1 (en) | Method for development of oil pool section | |
RU2526082C1 (en) | Processing of fractured reservoir | |
RU2580339C1 (en) | Method for development massive type high-viscous oil deposit | |
RU2616016C9 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
RU2509885C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit |