RU2652240C1 - Method of developing two objects of different stratigraphic accessories - Google Patents
Method of developing two objects of different stratigraphic accessories Download PDFInfo
- Publication number
- RU2652240C1 RU2652240C1 RU2017108877A RU2017108877A RU2652240C1 RU 2652240 C1 RU2652240 C1 RU 2652240C1 RU 2017108877 A RU2017108877 A RU 2017108877A RU 2017108877 A RU2017108877 A RU 2017108877A RU 2652240 C1 RU2652240 C1 RU 2652240C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- bearing
- roof
- trunk
- wells
- 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
-
- 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
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)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многообъектного месторождения.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a multi-field field.
Известен способ разработки залежи (патент RU №2282023, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.08.2006 г., бюл. №23), включающий разбуривание продуктивного пласта по крайней мере хотя бы одной условно горизонтальной скважиной с углом наклона 75-85° к вертикали по нисходящему профилю, обеспечивающему размещение забоя скважины вблизи водонефтяного контакта (ВНК) вне области высоких градиентов давления, не превышающих 0,25 МПа/м, обсадку скважины со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины, вскрытие 30-70% продуктивного пласта, начиная от кровли, при этом по мере обводнения скважины довыработку запасов нефти осуществляют путем бурения второго наклонного и/или горизонтального стволов выше первого ствола с врезкой в стеклопластиковой части колонны.A known method for the development of deposits (patent RU No. 2282023, IPC ЕВВ 43/20, publ. 08/20/2006, bull. No. 23), including drilling a producing formation in at least one conditionally horizontal well with an angle of inclination of 75-85 ° to the vertical along the downward profile, ensuring the placement of the bottom of the well near the oil-water contact (VOC) outside the region of high pressure gradients not exceeding 0.25 MPa / m, casing of the well with the descent of the production string to the bottom of the well, opening 30-70% of the reservoir, starting from the roof, while dneniya dovyrabotku oil wells is carried out by drilling a second angle and / or horizontal stems above first strand fiberglass with a hole in the column.
Недостатком этого способа является то, что запасы верхней части пласта до бурения второго ствола оказываются в длительной консервации. Применение известного способа не позволяет достичь высоких технологических показателей, полного охвата разреза дренированием и высоких значений коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности.The disadvantage of this method is that the reserves of the upper part of the reservoir before drilling the second trunk are in long-term conservation. The application of the known method does not allow to achieve high technological indicators, the full coverage of the section by drainage and high oil recovery rates in the development of oil-bearing objects of different stratigraphic affiliations.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи массивного типа (патент RU №2447272, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.04.2012 г., бюл. №10), включающий бурение основного горизонтального ствола в толщине, составляющей от кровли не более 30% общей нефтенасыщенной толщины, бурение второго нижнего горизонтального или субгоризонтального ствола под первым с отклонением по азимуту не более 10°, с зенитным углом не менее 60° и расстоянием от первого ствола не менее 3 м с установкой в нем одной или более площадок для оборудования управляемого фильтра длиной не менее 15 м, обеспечивающего отсутствие перетоков флюида между зонами пласта до и после площадки, обустраивают скважину и вводят ее в эксплуатацию, производят замеры дебита жидкости, нефти, определяют ее продуктивность и степень обводнения продукции; при обводнении продукции 85% и более спускают на установленную площадку управляемый фильтр и закрывают его нижнюю шторку, отсекая нижнюю часть скважины, продолжают эксплуатировать верхнюю часть скважины с низким обводнением продукции.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a massive type of oil deposit (patent RU No. 2447272, IPC EV 43/20, publ. 04/10/2012, bull. No. 10), including drilling the main horizontal shaft in a thickness of from the roof not more than 30% of the total oil-saturated thickness, drilling a second lower horizontal or subhorizontal shaft under the first with an azimuth deviation of not more than 10 °, with an anti-aircraft angle of at least 60 ° and a distance from the first shaft of at least 3 m with one or more square a dock for equipment of a controlled filter with a length of at least 15 m, ensuring the absence of fluid flows between the zones of the formation before and after the site, equip the well and put it into operation, measure the flow rate of liquid, oil, determine its productivity and the degree of water cut of the product; when the water content of the product is 85% or more, the controlled filter is lowered to the installed site and its lower shutter is closed, cutting off the lower part of the well, and the upper part of the well with low water content of the product is continued to operate.
Недостатком способа является низкая эффективность разработки нескольких объектов разной стратиграфической принадлежности на месторождении в результате того, что горизонтальные стволы скважин бурят в одном пласте по разрезу, при этом запасы других нефтеносных объектов находятся в консервации, не учитывается влияние ВНК, что снижает нефтеизвлечение, а также не позволяет вести разработку одновременно-раздельно сразу нескольких объектов разной стратиграфической принадлежности.The disadvantage of this method is the low efficiency of the development of several objects of different stratigraphic affiliation in the field as a result of the fact that horizontal wellbores are drilled in the same reservoir along the section, while the reserves of other oil-bearing objects are in conservation, the influence of the oil-and-gas industry is not taken into account, which reduces oil recovery, and also allows you to develop simultaneously and separately several objects of different stratigraphic affiliations.
Техническими задачами способа разработки двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности являются достижение максимального коэффициента нефтеизвлечения с максимальным охватом дренированием месторождения по площади и разрезу при максимальной экономии капитальных вложений.The technical objectives of the method of developing two oil-bearing objects of different stratigraphic affiliations are to achieve the maximum oil recovery coefficient with maximum coverage by drainage of the field by area and section with maximum savings in capital investments.
Технические задачи решаются способом разработки двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности, включающим бурение наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины.Technical problems are solved by the method of developing two oil-bearing objects of different stratigraphic affiliations, including the drilling of directional production and injection wells, selection from production wells and injection of the displacing agent into injection wells.
Новым является то, что перед бурением скважин определяют зоны совмещения в плане двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности с расстоянием между ними по вертикали от 100 до 400 м, выделяют зоны нефтеносных объектов толщиной от 0,5 до 50 м, при толщине нефтеносных объектов от 0,5 до 4 м бурят как минимум одну вертикальную скважину и разрабатывают нефтеносные объекты одновременно-раздельно, при толщине нефтеносных объектов от 4 до 50 м бурят горизонтальные скважины - ГС вначале на нижний нефтеносный объект эксплуатации, причем точки входа в нефтеносные объекты по ГС в плане отстоят друг от друга на половину расстояния проектной сетки по ходу бурения, а зенитный угол на кровле верхнего нефтеносного объекта составляет 68-80°, затем бурение производят с падением зенитного угла и на кровлю нижнего нефтеносного объекта опять производят набор зенитного угла до 74-83°, заходят в нефтеносный объект на 12 м ниже кровли по стволу, проводят геофизические исследования скважин - ГИС, уточняют гипсометрию кровли и спускают обсадную колонну труб, изолируют заколонное пространство, проводят ГИС по определению герметичности заколонного пространства, бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром по длине, равной расстоянию сетки, с выходом в нефтеносном объекте на 89-91° в зависимости от структурных особенностей рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем в зонах с подошвенной водой ствол располагают выше водонефтяного контакта - ВНК на 10-45 м, а в зонах без подошвенной воды - выше плотных подстилающих пород на 2-46 м, заполняют горизонтальный ствол гидроэмульсионным раствором, затем бурят верхний горизонтальный ствол в верхнем нефтеносном объекте со съемного клина-отклонителя, зарезают над кровлей или в пределах нефтеносного объекта и бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром по тому же азимуту, что и нижний ствол, с допустимым расхождением от 0 до 7° и с выходом в объекте на 89-91° в зависимости от падения или подъема рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем выше ВНК на 10-45 м в зонах с подошвенной водой, а в зонах без подошвенной воды выше плотных подстилающих пород на 2-46 м, ствол оставляют открытым или обсаживают фильтром в зависимости от петрофизических особенностей нефтевмещающих пород, обустраивают скважину оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и вводят ее в эксплуатацию.The new one is that before drilling wells, zones of combination in terms of two oil-bearing objects of different stratigraphic affiliation with a vertical distance between them from 100 to 400 m are determined, zones of oil-bearing objects with a thickness of 0.5 to 50 m are distinguished, with a thickness of oil-bearing objects from 0 , 5 to 4 m drill at least one vertical well and develop oil objects simultaneously and separately, with a thickness of oil objects from 4 to 50 m horizontal wells are drilled - horizontal wells first to the lower oil-bearing operation object, and entry points to oil-bearing facilities along the horizontal well are half as far from each other as the design grid in the direction of drilling, and the zenith angle on the roof of the upper oil-bearing facility is 68-80 °, then drilling is performed with the zenith angle falling onto the roof of the lower oil-bearing facility again make a zenith angle set to 74-83 °, go into an oil-bearing facility 12 m below the roof along the trunk, conduct well geophysical surveys - well logging, refine roof hypsometry and lower the pipe casing, isolate annulus , a well logging is carried out to determine the tightness of the annulus, a horizontal well is drilled with a smaller diameter along the length equal to the grid distance, with an exit in the oil-bearing facility at 89-91 ° depending on the structural features of the topography of the oil-bearing object in the direction toward the bottom in the plan, and in the zones with the bottom water, the trunk is located 10-45 m above the oil-water contact - the oil-water contact, and 2-46 m above the dense underlying rocks in the zones without bottom water; the horizontal trunk is filled with a hydroemulsion solution, then drilled a horizontal horizontal borehole in the upper oil-bearing facility from a removable deflecting wedge, is cut above the roof or within the oil-bearing facility and a horizontal borehole is drilled with a smaller diameter in the same azimuth as the lower bore, with a permissible difference from 0 to 7 ° and exit in the object 89-91 ° depending on the fall or elevation of the topography of the oil-bearing object in the direction towards the bottom in the plan, moreover, by 10-45 m above the oil drainage zone in zones with plantar water, and in areas without plantar water, by 2-46 higher than dense underlying rocks m, the trunk is left open thawed or cased with a filter depending on the petrophysical characteristics of oil-bearing rocks, equip the well with equipment for simultaneous and separate operation and put it into operation.
На фиг. 1 показана схема размещения скважин на нефтеносных объектах (вид сверху).In FIG. 1 shows the layout of wells at oil-bearing facilities (top view).
На фиг. 2 показана схема размещения скважин в разрезе нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности.In FIG. 2 shows the layout of wells in the context of oil-bearing objects of different stratigraphic affiliations.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
На месторождении бурят минимум разведочных скважин, производят ГИС и гидродинамические исследования скважин до забоя, определяют наличие и количество нефтеносных объектов в разрезе разной стратиграфической принадлежности, наличие и положение ВНК в каждом нефтеносном объекте, производят геологическое моделирование, строят структурные карты, проводят контуры нефтеносности по нефтеносным объектам, выделенным в разрезе соответственно структурным построениям, определяют нефтенасыщенные толщины, степень совпадения объектов в плане. По результатам ГИС уточняют гипсометрические отметки кровли и подошвы верхнего и нижнего нефтеносных объектов, их коллекторские свойства, насыщенность, положение ВНК или гипсометрическое положение подошвы нижнего нефтенасыщенного прослоя в каждом.A minimum of exploratory wells are drilled at the field, well logging and hydrodynamic studies of wells are carried out before bottomhole, the presence and number of oil objects in the context of different stratigraphic affiliations are determined, the presence and position of oil and gas facilities in each oil object, geological modeling is carried out, structural maps are constructed, oil-bearing contours are drawn from the oil oil-saturated thicknesses, the degree of coincidence of objects in the plan are determined for objects selected in the section according to structural structures. Based on the GIS results, the hypsometric marks of the roof and the sole of the upper and lower oil-bearing objects, their collection properties, saturation, the position of the OWC or the hypsometric position of the bottom of the oil-saturated layer in each are specified.
Определяют зоны полного или частичного совмещения 1 в плане двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности с расстоянием между ними по вертикали от 100 до 400 м, выделяют зоны нефтенасыщенных толщин от 0,5 до 50 м.The zones of full or partial combination of 1 in terms of two oil-bearing objects of different stratigraphic affiliation with a vertical distance between them from 100 to 400 m are determined, zones of oil-saturated thicknesses from 0.5 to 50 m are distinguished.
В выделенных зонах на нефтенасыщенные толщины от 0,5 до 4 м бурят как минимум одну вертикальную скважину на два нефтеносных объекта или одну сетку вертикальных скважин с расстоянием между ними, равным проектной сетке рядной 2 или площадной 3 систем разработки (фиг. 1), и разрабатывают их одновременно-раздельно, не оставляя запасы второго нефтеносного объекта в длительной консервации, а в ходе эксплуатации при обводнении продукции скважин от 85 до 98% их переводят под закачку.In the selected zones for oil-saturated thicknesses from 0.5 to 4 m, at least one vertical well is drilled for two oil-bearing objects or one grid of vertical wells with a distance between them equal to the design grid of line 2 or area 3 development systems (Fig. 1), and they are developed simultaneously-separately, without leaving the reserves of the second oil-bearing facility in long-term preservation, and during operation during flooding of well products from 85 to 98% they are transferred for injection.
В выделенных зонах на нефтенасыщенные толщины от 4 до 50 м бурят ГС 4 вначале на нижний нефтеносный объект эксплуатации, причем точки входа в нефтеносные объекты по ГС в плане отстоят друг от друга на половину расстояния проектной сетки по ходу бурения, а зенитный угол 5 на кровле верхнего нефтеносного объекта 6 составляет 68-80°. Затем бурение производят с падением зенитного угла и на кровлю нижнего нефтеносного объекта 7 опять производят набор зенитного угла 8 до 74-83°. Заходят в нефтеносный объект на 12 м ниже кровли по стволу, проводят ГИС, уточняют гипсометрию кровли и спускают колонну, изолируют заколонное пространство, проводят ГИС по определению герметичности заколонного пространства. Бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром 9 по длине, равной расстоянию сетки, с выходом в нефтеносном объекте на 89-91° в зависимости от структурных особенностей рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем в зонах с подошвенной водой ствол располагают выше ВНК 10 на 10-45 м, а в зонах без подошвенной воды - выше плотных подстилающих пород на 2-46 м. Заполняют горизонтальный ствол гидроэмульсионным раствором для сохранения коллекторских свойств. Верхний горизонтальный ствол 11 в верхнем нефтеносном объекте зарезают над кровлей или в пределах нефтеносного объекта со съемного клина-отклонителя и бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром и по тому же азимуту, как и нижний ствол с допустимым расхождением от 0 до 7° и с выходом в объекте на 89-91° в зависимости от падения или подъема рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем выше ВНК на 10-45 м в зонах с подошвенной водой или в зонах без подошвенной воды выше плотных подстилающих пород 12 на 2-46 м. Ствол оставляют открытым или обсаживают фильтром в зависимости от петрофизических особенностей нефтевмещающих пород. Обустраивают скважину с оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и вводят ее в эксплуатацию, производят замеры дебитов жидкости, нефти, осуществляют моделирование, определяют продуктивность и степень обводнения продукции по каждому нефтеносному объекту. При обводнении продукции более 85% проводят ГИС по определению интервала водопритока. В интервал водопритока спускают пакер, устанавливают его до и после обводнившегося интервала, изолируют обводнившийся интервал или ствол в целом, продолжают эксплуатировать скважину с низким обводнением продукции.In the selected areas for oil-saturated thicknesses from 4 to 50 m, GS 4 is drilled first at the lower oil-bearing operation site, and the entry points to oil-bearing objects along the horizontal well are halfway apart from each other by half of the design grid in the direction of drilling, and the zenith angle is 5 on the roof the upper oil-bearing facility 6 is 68-80 °. Then, drilling is performed with the zenith angle falling and the zenith angle 8 is again set on the roof of the lower oil-bearing object 7 to 74-83 °. They enter the oil-bearing object 12 m below the roof along the trunk, perform well logging, clarify roof hypsometry and lower the column, isolate annular space, conduct well logging to determine the tightness of annular space. A horizontal trunk is drilled with a smaller diameter of 9 along the length equal to the distance of the grid, with an exit in the oil-bearing facility at 89-91 ° depending on the structural features of the topography of the oil-bearing object in the direction toward the bottom in the plan, and in areas with plantar water the trunk is located higher than the oil-well cutting 10 by 10-45 m, and in areas without bottom water, by 2-46 m above the dense underlying rocks. A horizontal well is filled with a hydroemulsion solution to preserve reservoir properties. The upper
Примеры конкретного выполненияCase Studies
На участке месторождения пробурили четыре вертикальные разведочные скважины на севере, юге, востоке и западе месторождения. В разрезе месторождения по результатам ГИС выделили два нефтеносных объекта в отложениях башкирского и турнейского ярусов со средней глубиной залегания 900 и 1250 м соответственно, полностью совпадающих в плане, расстояние между которыми по разрезу составило 290 м. Определили положение ВНК в каждом нефтеносном объекте на абсолютных отметках минус 670 и минус 975 м соответственно, произвели геологическое моделирование. Залежь нижнего нефтеносного объекта подстилается подошвенными водами, верхнего - плотными породами. Построили структурные карты, провели контуры нефтеносности по объектам соответственно структурным построениям, определили нефтенасыщенные толщины. Определили совмещение в плане зон с нефтенасыщенными толщинами 0-50 м.Four vertical exploratory wells were drilled in the north, south, east and west of the field. Two oil-bearing objects in the Bashkir and Tournaisian stages with an average occurrence depth of 900 and 1250 m, respectively, completely coinciding in plan, the distance between which along the section was 290 m, were identified in the section of the field according to the results of well logging. We determined the position of the oil and gas complex in each oil-bearing object at absolute elevations minus 670 and minus 975 m, respectively, performed geological modeling. The deposit of the lower oil-bearing object is underlain by plantar waters, the upper - by dense rocks. Structural maps were constructed, oil contours were drawn along objects according to structural constructions, oil saturated thicknesses were determined. The combination in terms of zones with oil-saturated thicknesses of 0-50 m was determined.
В выделенных зонах расставили вертикальные скважины на толщины от 0,5 до 4 м. Проектные скважины по нефтеносным объектам разместили по одной сетке 300×300 м так, чтобы точки входа в нефтеносные объекты в плане отстояли друг от друга на 300 м.Vertical wells were placed in the selected zones for thicknesses from 0.5 to 4 m. Design wells for oil facilities were placed on one grid 300 × 300 m so that the entry points to the oil objects were 300 m apart from each other in plan.
Пробурили добывающие вертикальные скважины до забоя на нижний нефтеносный объект отложения турнейского яруса и провели ГИС, уточнили гипсометрическую отметку кровли верхнего нефтеносного объекта минус 645 м и его коллекторские свойства: пористость - 17%, проницаемость - 475 мД, нефтенасыщенность - 78%, определили ВНК на гипсометрической отметке минус 670 м, значение нефтенасыщенной толщины 25 м; кровля нижнего нефтеносного объекта встречена на гипсометрической отметке минус 940 м, коллекторские свойства вмещающих пород по стволу неоднородные и в среднем составляют: пористость - 13%, проницаемость - 315 мД, нефтенасыщенность - 80%. ВНК по залежи определили на гипсометрической отметке минус 975 м, т.е. значение нефтенасыщенной толщины турнейского объекта на участке бурения равно 35 м.We drilled producing vertical wells before bottomhole at the lower oil-bearing object of the Tournaisian stage sediment and performed well logging, clarified the hypsometric elevation of the roof of the upper oil-bearing object minus 645 m and its reservoir properties: porosity - 17%, permeability - 475 mD, oil saturation - 78%, determined the oil-and-gas concentration for hypsometric elevation minus 670 m, oil saturated thickness 25 m; the roof of the lower oil-bearing object was found at a hypsometric elevation of minus 940 m, the reservoir properties of the host rocks are heterogeneous and average: porosity - 13%, permeability - 315 mD, oil saturation - 80%. VNK for the deposits was determined at the hypsometric elevation minus 975 m, i.e. the oil-saturated thickness of the Tournaisian object in the drilling area is 35 m.
Обустроили скважину оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и ввели ее в эксплуатацию, произвели добычу пластовой продукции, замерили дебит жидкости, нефти, определили ее продуктивность и степень обводнения продукции по каждому из объектов.They equipped the well with equipment for simultaneous and separate operation and commissioned it, produced stratum products, measured the flow rate of liquid and oil, determined its productivity and the degree of watering of products for each of the facilities.
При бурении на каждый нефтеносный объект по разным самостоятельным сеткам дебит 2 вертикальных скважин составлял 10 т/сут, срок разработки участка в 2 раза выше срока по предлагаемому способу, добыто 44,9 тыс. т нефти и 140,9 тыс. м3 жидкости.When drilling for each oil-bearing facility according to different independent grids, the flow rate of 2 vertical wells was 10 tons / day, the development period of the area was 2 times higher than the term of the proposed method, 44.9 thousand tons of oil and 140.9 thousand m 3 of liquid were produced.
Балансовые запасы на скважину, оцененные объемным методом, составили 112,5 тыс. т. По известному способу при бурении двух вертикальных скважин по одной на каждый из объектов с разной стратиграфической принадлежностью конечный коэффициент нефтеизвлечения равен 0,2 д. ед., по предлагаемому - 0,26 д. ед., т.е. на 6% больше.The balance reserves per well estimated by the volumetric method amounted to 112.5 thousand tons. According to the known method, when drilling two vertical wells, one for each of the objects with different stratigraphic affiliations, the final oil recovery coefficient is 0.2 units, according to the proposed 0.26 d. 6% more.
На фиг. 1 представлена схема размещения скважин в плане на карте нефтенасыщенных толщин. В результате бурения скважин по предлагаемому способу дополнительно добыли 13,6 тыс. т нефти. При себестоимости добычи нефти 9,9 тыс. руб. за тонну и цене нефти 12,4 тыс. рублей за тонну экономия составила:In FIG. 1 shows the layout of wells in plan on a map of oil-saturated thicknesses. As a result of drilling wells according to the proposed method, an additional 13.6 thousand tons of oil were produced. At a cost of oil production of 9.9 thousand rubles. per ton and price of oil 12.4 thousand rubles per ton, the savings amounted to:
Э = (Ц - С) ⋅ ΔQн = 2,5 тыс. руб. × 13,6 = 34 млн руб.,E = (C - C) ⋅ ΔQn = 2.5 thousand rubles. × 13.6 = 34 million rubles.,
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т;where ΔQн - additional oil production, thousand tons;
Ц - цена нефти, тыс. руб./т;C is the price of oil, thousand rubles / t;
С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./т,C - the cost of production of one ton of oil, thousand rubles / t,
т.е. по предлагаемому способу в среднем в год добывалось 0,97 тыс. т дополнительной нефти и экономия за 1 год составила 2,43 млн руб.those. According to the proposed method, an average of 0.97 thousand tons of additional oil was produced per year and the savings for 1 year amounted to 2.43 million rubles.
В выделенных зонах на толщины от 4 до 50 м расставили горизонтальные скважины. Проектные ГС по нефтеносным объектам разместили по сетке 300×300 м так, чтобы стволы скважин находились в одной плоскости, причем точки входа в нефтеносные объекты в плане отстояли друг от друга от 150 до 400 м.In the selected zones, horizontal wells were placed at thicknesses of 4 to 50 m. Designed wells for oil-bearing facilities were placed along a grid of 300 × 300 m so that the wellbores were in the same plane, and the entry points to the oil-bearing facilities in the plan were spaced from each other from 150 to 400 m.
Бурят добывающие ГС на нижний нефтеносный объект эксплуатации - отложения турнейского яруса. При достижении кровли башкирского яруса с зенитным углом на кровлю 68-80° достигли подошвы нефтеносного объекта и провели ГИС, уточнили гипсометрическую отметку кровли верхнего нефтеносного объекта минус 645 м, его коллекторские свойства составили: пористость - 17%, проницаемость - 475 мД, нефтенасыщенность - 78%, определили ВНК на гипсометрической отметке минус 670 м, значение нефтенасыщенной толщины равно 25 м.Mining wells are drilled at the lower oil-bearing exploitation site - deposits of the Tournaisian stage. Upon reaching the roof of the Bashkir tier with a zenith angle of 68-80 ° to the roof, they reached the base of the oil-bearing facility and performed well logging, specified the hypsometric elevation of the roof of the upper oil-bearing facility minus 645 m, its reservoir properties were: porosity - 17%, permeability - 475 mD, oil saturation - 78%, determined the OWC at the hypsometric mark minus 670 m, the value of the oil-saturated thickness is 25 m.
Затем бурение продолжили с падением зенитного угла и на кровлю нижнего нефтеносного объекта отложения турнейского яруса опять произвели набор зенитного угла до 74-83°, зашли в нефтеносный объект на 12 м ниже кровли по стволу, провели ГИС. По результатам ГИС кровля нижнего нефтеносного объекта встречена на гипсометрической отметке минус 940 м. Уточнили структурную карту. Спустили колонну диаметром 168 мм, произвели тампонажные работы по изоляции заколонного пространства, провели ГИС по определению герметичности колонны. Продолжили бурение из-под башмака колонны меньшим диаметром долота 144 мм с последующим выходом на зенитный угол 89-91° к забою на гипсометрическую отметку минус 965 м. Пробурили ствол длиной 300 м, произвели ГИС до забоя. По результатам ГИС коллекторские свойства вмещающих пород по стволу неоднородные и в среднем составляют: пористость - 13%, проницаемость - 315 мД, нефтенасыщенность - 80%.Then, drilling continued with the zenith angle falling, and the Tournaisian deposits deposited the zenith angle again to the roof of the lower oil-bearing object up to 74-83 °, entered the oil-bearing object 12 m below the roof along the trunk, and performed well logging. According to the GIS results, the roof of the lower oil-bearing object was found at a hypsometric elevation of minus 940 m. The structural map was clarified. We lowered the column with a diameter of 168 mm, carried out grouting work to isolate the annular space, conducted a well logging test to determine the tightness of the column. Drilling from under the shoe of the column was continued with a smaller bit diameter of 144 mm, followed by access to the zenith angle of 89-91 ° to the bottom at the hypsometric mark of minus 965 m. We drilled the trunk 300 meters long, performed well logging before the bottom. According to the results of well logging, the reservoir properties of the host rocks along the wellbore are heterogeneous and average: porosity - 13%, permeability - 315 mD, oil saturation - 80%.
Ствол ГС оставили открытым, заполнили его гидроэмульсионным раствором для сохранения коллекторских свойств. ВНК по залежи определили на гипсометрической отметке минус 975 м, т.е. значение нефтенасыщенной толщины турнейского объекта на участке бурения равно 35 м.The trunk of the hydraulic system was left open, it was filled with a hydroemulsion solution to preserve reservoir properties. VNK for the deposits was determined at the hypsometric elevation minus 975 m, i.e. the oil-saturated thickness of the Tournaisian object in the drilling area is 35 m.
Второй горизонтальный ствол в башкирском нефтеносном объекте провели в пределах нефтенасыщенной толщины объекта на 10 м ниже кровли башкирского яруса по стволу со съемного клина-отклонителя диаметром долота 144 мм в одной плоскости с первым стволом, с выходом на зенитный угол 89-91° и на гипсометрическую забойную отметку минус 660 м при длине ствола 300 м. Ствол оставили открытым. Обустроили скважину оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и ввели ее в эксплуатацию, произвели добычу пластовой продукции через добывающие и закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, замерили дебит жидкости, нефти, определили ее продуктивность и степень обводнения продукции по каждому из объектов.The second horizontal trunk in the Bashkir oil-bearing facility was drawn within the oil-saturated thickness of the object 10 m below the roof of the Bashkir layer along the trunk from a removable deflector wedge with a bit diameter of 144 mm in the same plane with the first trunk, with access to the zenith angle of 89-91 ° and the hypsometric downhole mark minus 660 m with a barrel length of 300 m. The trunk was left open. They equipped the well with equipment for simultaneous and separate operation and commissioned it, produced stratum products through production wells and pumped a displacing agent through injection wells, measured the flow rate of liquid and oil, determined its productivity and the degree of water cut in each of the facilities.
При бурении на каждый нефтеносный объект по разным самостоятельным сеткам дебит 4 вертикальных скважин составил 20 т/сут, произошло увеличение срока разработки участка почти в 2 раза и было добыто 66,8 тыс. т нефти и 210,6 тыс. м3 жидкости.When drilling for each oil-bearing facility using different independent grids, the flow rate of 4 vertical wells amounted to 20 tons / day, the development period of the area was almost doubled and 66.8 thousand tons of oil and 210.6 thousand m 3 of fluid were produced.
Балансовые запасы на скважину, оцененные объемным методом, составили 83,5 тыс. т. По известному способу конечный коэффициент нефтеизвлечения равен 0,20 д. ед., по предлагаемому - 0,31 д. ед., т.е. на 11% больше.The balance reserves for the well, estimated by the volumetric method, amounted to 83.5 thousand tons. According to the known method, the final oil recovery coefficient is 0.20 units, according to the proposed method, 0.31 units, i.e. 11% more.
На фиг. 1 представлена схема размещения скважин в плане на карте нефтенасыщенных толщин. На фиг. 2 представлена скважина с двумя горизонтальными стволами в разрезе залежи. В результате бурения скважины по предлагаемому способу дополнительно добыли 43,6 тыс. т нефти. При себестоимости добычи нефти 9,9 тыс. руб. за тонну и цене нефти 12,4 тыс. рублей за тонну экономия составила:In FIG. 1 shows the layout of wells in plan on a map of oil-saturated thicknesses. In FIG. 2 shows a well with two horizontal shafts in the context of the reservoir. As a result of drilling the wells according to the proposed method additionally produced 43.6 thousand tons of oil. At a cost of oil production of 9.9 thousand rubles. per ton and price of oil 12.4 thousand rubles per ton, the savings amounted to:
Э = (Ц - С) ⋅ ΔQн = 2,5 тыс. руб. × 43,6 = 109 млн руб.,E = (C - C) ⋅ ΔQn = 2.5 thousand rubles. × 43.6 = 109 million rubles.,
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т;where ΔQн - additional oil production, thousand tons;
Ц - цена нефти, тыс. руб./т;C is the price of oil, thousand rubles / t;
С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./т,C - the cost of production of one ton of oil, thousand rubles / t,
т.е. по предлагаемому способу в среднем в год добывалось 3,1 тыс. т дополнительной нефти и экономия за 1 год составила 7,8 млн руб.those. According to the proposed method, an average of 3.1 thousand tons of additional oil was produced per year and the savings for 1 year amounted to 7.8 million rubles.
Применение предлагаемого способа разработки двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности позволяет добиться увеличения коэффициента нефтеизвлечения по месторождениям нефти с большими нефтенасыщенными толщинами путем увеличения охвата дренированием по площади и разрезу при меньшем количестве бурящихся скважин, уменьшения срока разработки в результате выработки запасов двух объектов одной сеткой скважин.The application of the proposed method for the development of two oil-bearing objects of different stratigraphic affiliation allows to increase the oil recovery coefficient for oil fields with large oil-saturated thicknesses by increasing the coverage of drainage by area and section with fewer wells drilled, and reducing the development time as a result of the development of reserves of two objects by one well network.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017108877A RU2652240C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Method of developing two objects of different stratigraphic accessories |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017108877A RU2652240C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Method of developing two objects of different stratigraphic accessories |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2652240C1 true RU2652240C1 (en) | 2018-04-25 |
Family
ID=62045652
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017108877A RU2652240C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Method of developing two objects of different stratigraphic accessories |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2652240C1 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5785133A (en) * | 1995-08-29 | 1998-07-28 | Tiw Corporation | Multiple lateral hydrocarbon recovery system and method |
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 |
RU2447272C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive deposit development |
RU2459935C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-site oil deposit development method |
-
2017
- 2017-03-16 RU RU2017108877A patent/RU2652240C1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5785133A (en) * | 1995-08-29 | 1998-07-28 | Tiw Corporation | Multiple lateral hydrocarbon recovery system and method |
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 |
RU2447272C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive deposit development |
RU2459935C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-site oil deposit development method |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ДЕЛЕВ А.Н. и др., "Совершенствование системы разработки сложнопостроенных залежей нефти и технологии их эксплуатации", журнал Георесурсы, 3(62)2015, с.36-41. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
MX2007008515A (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation. | |
EA001243B1 (en) | Method for stimulating production from lenticular natural gas formations | |
RU2336414C1 (en) | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense | |
Langaas et al. | Combining passive and autonomous inflow-control devices in a trilateral horizontal well in the Alvheim Field | |
RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
Mukhametshin et al. | Geological, technological and technical justification for choosing a design solution for drilling wells under different geological conditions | |
RU2386804C1 (en) | Method of oil pool development with gas cap and bottom water | |
Charzynski* et al. | Delaware basin horizontal Wolfcamp case study: Mitigating H2S and excessive water production through isolating densely fractured intervals correlative to seismically mapped shallow graben features in the Delaware Mountain Group | |
RU2365735C2 (en) | Opening method of high-pressure stratums, saturated by strong brines | |
RU2536523C1 (en) | Development of multi-zone gas field | |
RU2652240C1 (en) | Method of developing two objects of different stratigraphic accessories | |
RU2474679C1 (en) | Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold | |
RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
Goldbrunner | Hydrogeology of deep groundwaters in Austria | |
RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
Muslimov | Ways to improve the efficiency of horizontal wells for the development of oil and gas field | |
RU2544938C1 (en) | Horizontal well making in formation with low thickness | |
RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
RU2660973C1 (en) | Method of developing an oil field with a fractured reservoir | |
RU2657584C1 (en) | Method of developing an oil field with a fractured reservoir |