RU2620689C1 - Способ разработки многопластовой залежи нефти - Google Patents
Способ разработки многопластовой залежи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2620689C1 RU2620689C1 RU2016107903A RU2016107903A RU2620689C1 RU 2620689 C1 RU2620689 C1 RU 2620689C1 RU 2016107903 A RU2016107903 A RU 2016107903A RU 2016107903 A RU2016107903 A RU 2016107903A RU 2620689 C1 RU2620689 C1 RU 2620689C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- reservoir
- injection
- deposit
- interlayers
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Способ разработки многопластовой залежи нефти включает бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины. Определяют участки многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении. Осуществляют бурение вертикальных добывающих скважин в центральной части участка залежи и нагнетательных скважин по периметру внутри участка залежи. Добывающие скважины строят вертикальными, а нагнетательные - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным. Техническим результатом заявленного способа является обеспечение выравнивания фронтов вытеснения на участках залежи, состоящих из пропластков различной проницаемости, увеличение полноты выработки запасов и ограничение объемов попутно добываемой воды, что приводит к более высокому КИН из всей залежи. 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане.
Известен способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью (патент RU №2439298, МПК Е21В 43/16, опубл. бюл. №1 от 10.01.2012 г.), включающий разработку вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, построенных по сетке скважин, строительство дополнительных пологонаправленных стволов, закачку агента в добывающие скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Пологонаклонные стволы бурят из дополнительных нагнетательных и добывающих скважин диаметром долота 144 мм с поверхности с уплотнением сетки до 1-4 га/скв., причем пологонаправленные стволы бурят поперек трещиноватости пласта длиной, равной 2-3 толщинам пласта, с последующей обсадкой стволов и вторичным вскрытием продуктивного пласта, после чего перед запуском дополнительных скважин в работу в обводнившихся пропластках пласта производят из их пологонаправленных стволов водоизоляционные работы, а в нефтеносных - кислотную обработку.
Недостатками данного способа являются большие затраты на строительство дополнительных скважин и проведение химической обработки, снижение эффективности вытеснения и добычи нефти (низкий коэффициент извлечения нефти - КИН) из-за строительства скважин без учета проницаемости пластов и пропластков и неравномерности профиля вытеснения в них и вынужденных простоев на обработку скважин химическими реагентами.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью (патент RU №2443855, МПК Е21В 43/20, 43/14, опубл. бюл. №6 от 27.02.2012 г.), включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), а в нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для ОРЗ, а добычу через добывающие скважины - с использованием установок для ОРЭ.
Недостатками данного способа являются большие затраты на строительство дополнительных скважин, использование дорогостоящего оборудования для ОРЭ - закачки вытесняющего агента и добычи нефти и обслуживание этого оборудования, снижение эффективности вытеснения и добычи нефти (относительно низкий коэффициент извлечения нефти - КИН) из-за простоев на обслуживание оборудования для ОРЭ и строительства скважин без учета проницаемости пластов и пропластков и неравномерности профиля вытеснения в них.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности выработки (повышение КИН) участков залежей нефти с послойной неоднородностью, пропластки которого имеют примерно равные пластовые давления, за счет строительства скважин с учетом проницаемостей пропластков и выбора оптимального угла наклона ствола нагнетательной скважины в залежи для получения равномерного профиля вытеснения в них, а также снижение времени простоев скважин, затрат на скважинное оборудование и его обслуживание.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленного способа, - обеспечение выравнивания фронтов вытеснения на участках залежи, состоящих из пропластков различной проницаемости, увеличение профилей приемистости низкопроницаемых пропластков, увеличение полноты выработки запасов и ограничение объемов попутно добываемой воды, что приводит соответственно к более высокому значению КИН из всей залежи.
Технические задачи решаются способом разработки многопластовой залежи нефти, включающим бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины.
Новым является то, что определяют участки многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении, осуществляют бурение вертикальных добывающих скважин в центральной части участка залежи и нагнетательных скважин по периметру внутри участка залежи, при этом добывающие скважины строят вертикальными, а нагнетательные - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
В ходе исследования залежи 1 (фиг. 1) определяют при помощи геофизических исследований и разведывательных скважин (не показаны на фиг. 1) участки многопластовой залежи 1 с пропластками 2 (фиг. 2 и 3) и 3, совпадающими в структурном плане, где соответствующие пластовые давления P1 и Р2 каждого пропластка 2 и 3 исключают гидродинамическую связь между ними при сообщении, т.е. давление между ними соответствует формуле:
Р1≈Р2+ρgh,
где Р1 - давление в верхнем пропластке, МПа;
Р2 - давление в нижнем пропластке, МПа;
ρ - плотность скважинной жидкости, кг/м3;
g≈9,81 - ускорение свободного падения, м/с2;
h - расстояние между пропластками в вертикальной проекции, м.
Производят строительство вертикальных добывающих скважин 4 (фиг. 1) в центральной части участка залежи 1. Определяют соответствующую проницаемость Kпр1 (фиг. 2 и 3) и Kпр2 каждого пропластка 2 и 3, после чего производят строительство нагнетательных скважин 5 (фиг. 1) по периметру участка залежи 1 (внутреннему контуру нефтеносности). Нагнетательные скважины 5 (фиг. 2 и 3) бурят наклонно от вертикали 6, при этом угол наклона α от вертикали 6 в проекции плоскости, соединяющей нагнетательную скважину 5 и соответствующую добывающую скважину 4 (фиг. 2 и 3), располагается в зависимости от разности проницаемости Kпр1 пропластка 2 и проницаемости Kпр2 пропластка 3, т.е. чем выше эта разность, тем больше угол наклона α для обеспечения равномерного профиля приемистости 7 (близкого к вертикальному).
В том случае, когда верхний пропласток 2 (фиг. 2) имеет меньшую проницаемость Kпр1, а нижний пропласток 3 имеет большую проницаемость Kпр2, т.е. Kпр1<Kпр2, нагнетательная скважина 5 (фиг. 1 и 2) строится с удалением по мере углубления от вертикальных добывающих скважин 4.
В том случае, когда верхний пропласток 2 (фиг. 3) имеет большую проницаемость Kпр1, а нижний пропласток 3 имеет меньшую проницаемость Kпр2, т.е. Kпр1>Kпр2, нагнетательная скважина 5 строится с приближением по мере углубления к вертикальным добывающим скважинам 4.
После чего осуществляют закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток 2 (фиг. 2 и 3) и 3 через нагнетательные скважины 5 (фиг. 1) и добычу продукции залежи 1 из каждого пропластка 2 (фиг. 2 и 3) и 3 через добывающие скважины 4 (фиг. 1), обеспечивая равномерный профиль приемистости 7 (фиг. 2 и 3) по всем пропласткам 2 и 3.
Благодаря использованию предлагаемого способа время простоя скважин на обслуживание и ремонт скважинного оборудования снизилось на 12-17%, затраты на химические реагенты и скважинное оборудование практически обнулились, а КИН из-за снижения времени простоев скважины и постоянного поддержания равномерности профиля приемистости 7 по всем пропласткам 2 и 3 повысился на 4-7%.
Использование предлагаемого способа разработки многопластовой залежи нефти позволяет повысить до 7% КИН на участках залежей нефти с послойной неоднородностью, пропластки которого имеют примерно равные пластовые давления, за счет строительства скважин с учетом проницаемостей пропластков и выбора оптимального угла наклона ствола нагнетательной скважины в залежи для получения равномерного профиля вытеснения в них, а также снизить время простоев скважин, затраты на скважинное оборудование и его обслуживание.
Claims (1)
- Способ разработки многопластовой залежи нефти, включающий бурение вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины, отличающийся тем, что определяют участки многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении, осуществляют бурение вертикальных добывающих скважин в центральной части участка залежи и нагнетательных скважин по периметру внутри участка залежи, при этом добывающие скважины строят вертикальными, а нагнетательные - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016107903A RU2620689C1 (ru) | 2016-03-03 | 2016-03-03 | Способ разработки многопластовой залежи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016107903A RU2620689C1 (ru) | 2016-03-03 | 2016-03-03 | Способ разработки многопластовой залежи нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2620689C1 true RU2620689C1 (ru) | 2017-05-29 |
Family
ID=59031829
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016107903A RU2620689C1 (ru) | 2016-03-03 | 2016-03-03 | Способ разработки многопластовой залежи нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2620689C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2814233C1 (ru) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки участка многопластовой залежи нефти |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2030567C1 (ru) * | 1992-01-20 | 1995-03-10 | Юрий Ефремович Батурин | Способ разработки углеводородных залежей сложного геологического строения |
US6896053B2 (en) * | 2000-04-24 | 2005-05-24 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using repeating triangular patterns of heat sources |
RU2334086C1 (ru) * | 2007-09-12 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2439298C1 (ru) * | 2010-07-16 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью |
-
2016
- 2016-03-03 RU RU2016107903A patent/RU2620689C1/ru active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2030567C1 (ru) * | 1992-01-20 | 1995-03-10 | Юрий Ефремович Батурин | Способ разработки углеводородных залежей сложного геологического строения |
US6896053B2 (en) * | 2000-04-24 | 2005-05-24 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using repeating triangular patterns of heat sources |
RU2334086C1 (ru) * | 2007-09-12 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2439298C1 (ru) * | 2010-07-16 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2814233C1 (ru) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки участка многопластовой залежи нефти |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
RU2459934C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2582529C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2567918C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2485291C1 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком | |
RU2387815C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах | |
RU2513484C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
RU2565617C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2474678C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
RU2439298C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью | |
RU2443855C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью | |
RU2613669C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти | |
RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2578090C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2620689C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти | |
RU2517674C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
RU2485297C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами | |
RU2618542C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2731973C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти радиальной сеткой скважин | |
RU2544938C1 (ru) | Способ проводки горизонтальной скважины в пласте малой толщины | |
RU2558546C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного месторождения | |
RU2719882C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии |