RU2718665C1 - Development method of low-permeability reservoir - Google Patents
Development method of low-permeability reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2718665C1 RU2718665C1 RU2019132889A RU2019132889A RU2718665C1 RU 2718665 C1 RU2718665 C1 RU 2718665C1 RU 2019132889 A RU2019132889 A RU 2019132889A RU 2019132889 A RU2019132889 A RU 2019132889A RU 2718665 C1 RU2718665 C1 RU 2718665C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- wells
- injection
- developing
- production
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 105
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 105
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 48
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение может быть использовано для разработки низкопроницаемых коллекторов, где применяется бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) и необходимо поддержание пластового давления.The invention can be used to develop low-permeability reservoirs, where horizontal drilling with multistage hydraulic fracturing (MHF) is used and it is necessary to maintain reservoir pressure.
Для увеличения продуктивности горизонтальные секции скважин с МГРП обычно ориентируют по направлению минимального горизонтального напряжения. При использовании заявленного способа горизонтальные секции могут быть расположены и по направлению к максимальному горизонтальному стрессу (напряжению).To increase productivity, horizontal sections of multi-fracturing wells are usually oriented in the direction of minimum horizontal stress. When using the claimed method, horizontal sections can also be located towards maximum horizontal stress (stress).
Известен способ разработки нефтяного пласта по патенту RU 2613713 (дата публикации: 21.03.2017, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/26). Способ разработки нефтеносного пласта, в соответствии с которым в пласте бурят и чередуют через один ряд, размещая на расстоянии друг от друга, ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин. При этом горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин. В обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на расстоянии друг от друга и обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом. Общими признаками заявленного технического решения с известным способом является бурение горизонтальных эксплуатационных скважин (добывающие скважины с горизонтальными секциями), горизонтальных стволов нагнетательных скважин (нагнетательные скважины с горизонтальными секциями), проведение гидроразрыва (многостадийный гидроразрыв пласта), установка по меньшей мере двух портов гидроразрыва пласта (с установкой портов).A known method of developing an oil reservoir according to patent RU 2613713 (publication date: 03/21/2017, IPC ЕВВ 43/00, ЕВВ 43/26). A method of developing an oil reservoir, in accordance with which in the reservoir are drilled and alternated through one row, placing at a distance from each other, rows of horizontal production wells and rows of horizontal injection wells. In this case, the horizontal wells of the production wells and the horizontal wells of the injection wells are positioned in the direction of the minimum horizontal stress in the formation so as to ensure the propagation of hydraulic fractures perpendicular to the direction of the horizontal wells. At least two hydraulic fracturing ports are installed in casing strings of injection and production wells located at a distance from each other and providing communication between the wells and the formation. Common signs of the claimed technical solution with the known method is the drilling of horizontal production wells (production wells with horizontal sections), horizontal injection wells (injection wells with horizontal sections), hydraulic fracturing (multi-stage hydraulic fracturing), installation of at least two hydraulic fracturing ports ( with installation of ports).
Недостатком известного способа является невысокая продуктивность добывающих скважин в результате неравномерной и на некоторых участках низкой приемистостью нагнетательных скважин. В результате при неравномерном распределении профиля заводнения по портам не обеспечивается максимальная нефтеотдача пласта.The disadvantage of this method is the low productivity of producing wells as a result of uneven and in some areas low injectivity of injection wells. As a result, with an uneven distribution of the waterflooding profile across the ports, maximum oil recovery is not ensured.
Известен способ разработки нефтяной залежи по патенту RU 2394981 (дата публикации: 20.07.2010, МПК Е21В 43/20, Е21В 7/06). Способ разработки нефтяной залежи включает разбуривание залежи вертикальными и/или наклонными скважинами, отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, бурение в добывающих скважинах из вертикального или наклонного ствола бокового ствола и отбор продукции из обоих стволов. При бурении бокового ствола интервал зарезки бокового ствола выбирают ниже зон поглощений и интенсивных водопроявлений, ниже зон осыпаний неустойчивых горных пород, ниже уровня жидкости в скважине. Боковой ствол забуривают в интервале плотных, непроницаемых, бесприточных пластов. Общими признаками заявленного способа и известного способа разработки залежи является разбуривание залежи скважинами, отбор продукта через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, бурение бокового ствола скважины, отбор продукции.A known method of developing an oil reservoir according to patent RU 2394981 (publication date: 07/20/2010, IPC ЕВВ 43/20, Е21В 7/06). A method for developing an oil reservoir includes drilling a reservoir with vertical and / or inclined wells, taking products through production wells and injecting a working agent through injection wells, drilling in production wells from a vertical or inclined sidetrack, and taking products from both trunks. When drilling a sidetrack, the sidetracking interval is selected below the zones of absorption and intense water showings, below the zones of shedding of unstable rocks, below the level of fluid in the well. The lateral trunk is drilled in the range of dense, impermeable, masonry-free formations. Common features of the claimed method and the known method of developing a deposit are drilling wells with deposits, product selection through production wells and pumping a working agent through injection wells, drilling a side well, product selection.
Недостатком известного способа является недостаточная нефтеотдача пласта и как следствие низкая продуктивность добывающих скважин за счет отсутствия равномерного распределения рабочей жидкости в пласте через нагнетательные скважины.The disadvantage of this method is the lack of oil recovery and, as a consequence, the low productivity of producing wells due to the lack of uniform distribution of the working fluid in the formation through injection wells.
Техническим результатом является повышение продуктивности добывающих скважин с горизонтальными секциями, в частности повышение извлечения углеводородов (нефтеотдачи) пластов при разработке низкопроницаемых коллекторов.The technical result is to increase the productivity of producing wells with horizontal sections, in particular, to increase the hydrocarbon recovery (oil recovery) of the reservoirs when developing low-permeability reservoirs.
Низкопроницаемыми коллекторами являются нефтяные месторождения с низким коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи объектов с низкопроницаемыми коллекторами в настоящее время не превышает 6%.Low permeability reservoirs are oil fields with a low oil recovery coefficient. The oil recovery factor of facilities with low permeability reservoirs currently does not exceed 6%.
Технический результат достигается за счет применения способа разработки низкопроницаемого коллектора, при котором осуществляют:The technical result is achieved through the application of a method of developing a low permeability reservoir, in which they carry out:
бурение скважин с горизонтальной секцией;drilling of wells with a horizontal section;
многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) в горизонтальных секциях скважин с размещением портов; эксплуатацию скважин на истощение;multi-stage hydraulic fracturing (MHF) in horizontal sections of wells with port placement; depletion of wells;
запуск рабочей жидкости в режиме нагнетания по крайней мере в одну из скважин (нагнетательная скважина);starting the working fluid in injection mode in at least one of the wells (injection well);
контроль обводнения продукции в скважинах, работающих в режиме добычи (добывающие скважины);control of watering production in wells operating in production mode (production wells);
определение добывающей скважины, в которой произошло обводнение продукции более чем на 15% за месяц;determination of the producing well in which the product was flooded by more than 15% per month;
проведение промыслово-геофизических исследований и определение приемистости по портам по крайней мере в одной нагнетательной скважине, соседней с добывающей скважиной, в которой произошло обводнение продукции более чем на 15% за месяц;conducting geophysical surveys and determining injectivity at ports in at least one injection well adjacent to the producing well, in which production was irrigated by more than 15% per month;
остановку нагнетательной скважины, которая привела к обводнению продукции в добывающей скважине;shutting off the injection well, which led to the flooding of production in the producing well;
проведение зарезки по меньшей мере одного бокового ствола (ЗБС) от основного ствола в данной нагнетательной скважине;killing at least one sidetrack (WBC) from the main trunk in a given injection well;
размещение портов в боковом стволе нагнетательной скважины в зонах, находящихся ближе к портам основного ствола нагнетательной скважины, на которых приемистость меньше 60% максимального значения приемистости по одному порту основного ствола нагнетательной скважины, чем к портам с приемистостью выше указанного порога;placement of ports in the side well of the injection well in areas closer to the ports of the main well of the injection well, at which the injectivity is less than 60% of the maximum injectivity at one port of the main well of the injection well than to ports with an injectivity higher than the specified threshold;
закачку рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины при штуцировании или при остановке основного ствола нагнетательной скважины.injection of the working fluid into the lateral well of the injection well during plastering or when the main well of the injection well stops.
Таким образом, технический результат достигается за счет обеспечения выравнивания профиля заводнения в пласте при проведении забуривания бокового ствола нагнетательной скважины и установки портов для дополнительного повышения заводнения в зонах с недостаточной приемистостью основного ствола нагнетательной скважины.Thus, the technical result is achieved by ensuring the alignment of the waterflood profile in the formation during drilling of the side well of the injection well and the installation of ports to further increase water flooding in areas with insufficient injectivity of the main well of the injection well.
При штуцировании основного ствола нагнетательной скважины профиль заводнения выравнивается за счет суммарной распределенной работы основного и бокового стволов нагнетательной скважины. При этом уменьшается расход рабочей жидкости по основному стволу, что позволяет снизить обводненность продукции через порт основного ствола, по которому обеспечивается максимальная приемистость, например в результате авто-ГРП.When plucking the main well of the injection well, the waterflood profile is leveled due to the total distributed work of the main and side shafts of the injection well. At the same time, the flow rate of the working fluid along the main trunk is reduced, which allows to reduce the water cut of the product through the main trunk port, which ensures maximum throttle response, for example as a result of auto-hydraulic fracturing.
При остановке основного ствола нагнетательной скважины ранее созданный фронт (профиль) заводнения в пласте дополняют работой портов ЗБС, расположенных в зонах недостаточного заводнения, тем самым сдвигая в данных зонах фронт заводнения к добывающей скважине.When the main well of the injection well stops, the previously created waterfront (profile) in the reservoir is supplemented by the operation of the sidetracking ports located in the zones of insufficient water flooding, thereby shifting the waterflood front in these zones to the producing well.
Бурение скважин могут осуществлять перпендикулярно максимальному пластовому напряжению. Горизонтальные секции скважин (добывающих и нагнетательных) могут быть расположены взаимо параллельно.Drilling wells can be perpendicular to the maximum reservoir stress. Horizontal sections of wells (production and injection) can be located mutually in parallel.
Соотношение количества нагнетательных скважин к количеству добывающих скважин может находиться в диапазоне от 1:1 до 1:3.The ratio of the number of injection wells to the number of production wells may be in the range from 1: 1 to 1: 3.
Соотношение количества добывающих скважин к количеству нагнетательных скважин может находиться в диапазоне от 1:1 до 1:3. Предпочтительно соотношение 1:2 добывающих скважин к нагнетательным соответственно.The ratio of the number of producing wells to the number of injection wells can be in the range from 1: 1 to 1: 3. Preferably, the ratio is 1: 2 production wells to injection wells, respectively.
Нагнетательные скважины могут быть расположены с чередованием через одну, две или три добывающие скважины.Injection wells may be alternated through one, two, or three production wells.
Добывающие скважины могут быть расположены с чередованием через одну, две или три нагнетательные скважины.Production wells may be alternated through one, two, or three injection wells.
Расстояние между горизонтальными секциями скважин может находиться в диапазоне от 700 м до 1500 м.The distance between the horizontal sections of the wells can be in the range from 700 m to 1500 m.
После проведения зарезки по меньшей мере одного бокового ствола от основного ствола нагнетательной скважины до закачки рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины могут проводить отработку бокового ствола нагнетательной скважины.After at least one sidetracking from the main injection wellbore to the injection of the working fluid into the sidetrack of the injection well is performed, the sidetrack of the injection well may be drilled.
Промыслово-геофизические исследования могут проводить в соседней с добывающей скважиной нагнетательной скважине, по которой получено обводнение продукции, т.е. расположенной ближе к добывающей скважине, чем другие нагнетательные скважины.Field-geophysical studies can be carried out in the injection well adjacent to the producing well, by which the product is flooded, i.e. located closer to the producing well than other injection wells.
При осуществлении способа могут дополнительно определять обводненность (степень обводнения) продукции в результате прорыва из нагнетательной скважины в добывающую скважину с помощью датчиков давления.When implementing the method, the water cut (degree of water cut) of the product as a result of a breakthrough from the injection well into the producing well can be determined using pressure sensors.
При осуществлении способа в зонах дальнейшего размещения портов в боковом стволе нагнетательной скважины проводят многостадийный гидравлический разрыв пласта.When implementing the method in areas of further port placement in the lateral well of the injection well, a multi-stage hydraulic fracturing is performed.
Скважины (добывающие или нагнетательные) могут быть выполнены обсаженными или необсаженными.Wells (production or injection) can be cased or uncased.
Способ разработки низкопроницаемых коллекторов поясняется фигурами:The method of developing low permeability reservoirs is illustrated by the figures:
на фиг. 1 - этап эксплуатации скважин на истощение;in FIG. 1 - stage of well operation for depletion;
на фиг. 2 - этап запуска рабочей жидкости в режиме нагнетания в две скважины (нагнетательные скважины);in FIG. 2 - stage of starting the working fluid in the injection mode in two wells (injection wells);
на фиг. 3 - этап проведения зарезки по одному боковому стволу (ЗБС) от основного ствола нагнетательной скважины и заводнения через него;in FIG. 3 - the stage of cutting one sidetrack (WBC) from the main well of the injection well and flooding through it;
на фиг. 4 - система поддержания пластового давления (ППД) на примере добывающей скважины ГС 1Д и нагнетательной скважины ГС 1Н;in FIG. 4 - a system for maintaining reservoir pressure (RPM) on the example of a production well GS 1D and an injection well GS 1H;
на фиг. 5 - распределение приемистости по портам (П1, П2, П3, П4, П5) основного ствола нагнетательной скважины;in FIG. 5 - pickup distribution by ports (P1, P2, P3, P4, P5) of the main injection wellbore;
на фиг. 6 - динамика изменения дебита, приемистости и обводненности (обводнения) нагнетательной скважины ГС 1Н и добывающей скважины ГС 1Д;in FIG. 6 - dynamics of changes in flow rate, injectivity and water cut (watering) of the injection well GS 1N and the production well GS 1D;
на фиг. 7 - распределение приемистости по портам (П1, П2, П3, П4, П5) основного ствола нагнетательной скважины после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ).in FIG. 7 - pickup distribution by ports (P1, P2, P3, P4, P5) of the main well of the injection well after geological and technical measures (geological and technical measures).
Под геолого-техническими мероприятиями в данном случае понимается проведение зарезки бокового ствола нагнетательной скважины и проведение заводнения.In this case, geological and technical measures are understood to mean sidetracking of the injection well and waterflooding.
Способ разработки низкопроницаемого коллектора осуществляют следующим образом.A method of developing a low permeability reservoir is as follows.
Производят бурение скважин с горизонтальной секцией (фиг. 1). Длина горизонтальной секции скважин в среднем составляет 1000 м. Рекомендуется располагать горизонтальные секции скважин на расстоянии не менее 500 м. друг от друга Осуществляют многостадийный гидравлический разрыв пласта в горизонтальных секциях скважин с размещением портов. Далее осуществляют эксплуатацию скважин на истощение до падения дебита нефти ниже 1 тонны/порт скважины с МГРП (фиг. 1). После проведения отработки скважин на истощение осуществляют запуск рабочей жидкости в режиме нагнетания по меньшей мере в одну скважину. На фиг. 2 видно, что в режим нагнетания выведена скважина 1, а вторая скважина работает в режиме эксплуатации (добывающая скважина 2).Produce drilling wells with a horizontal section (Fig. 1). The length of the horizontal section of the wells is on average 1000 m. It is recommended that the horizontal sections of the wells be located at a distance of at least 500 m from each other. Multistage hydraulic fracturing is performed in the horizontal sections of the wells with port placement. Next, the wells are operated for depletion until the oil production rate falls below 1 ton / well port with multi-stage fracturing (Fig. 1). After conducting wells for depletion, the working fluid is launched in injection mode into at least one well. In FIG. 2 it can be seen that well 1 is put into the injection mode, and the second well is operating in the operating mode (production well 2).
На фиг. 4 представлен участок разработки месторождения, на котором обозначены две скважины: добывающая скважина ГС 1Д и нагнетательная скважина ГС 1Н. На нагнетательной скважине выполнено пять портов. При работе скважины ГС 1Н в режиме нагнетания распределение приемистости по портам выглядит, как представлено на фиг. 5.In FIG. Figure 4 shows the field development site, in which two wells are indicated: the production well GS 1D and the injection well GS 1N. Five ports were made at the injection well. When the GS 1H well is operating in the injection mode, the port pick-up distribution looks like that shown in FIG. 5.
Приемистость по порту П5 составляет 40% от общей приемистости основного ствола нагнетательной скважины, по порту П4 - 25%, по порту П3 - 10%, по порту П2 - 15%, по порту П1 - 10%.The pick-up at port P5 is 40% of the total injectivity of the main well of the injection well, at port P4 - 25%, at port P3 - 10%, at port P2 - 15%, at port P1 - 10%.
На фиг. 6 представлены результаты анализа разработки нагнетательной скважины ГС 1Н и добывающей скважины ГС 1Д в течении нескольких лет.In FIG. Figure 6 presents the results of an analysis of the development of the injection well GS 1H and the production well GS 1D over several years.
Степень обводнения продукции может быть более 15%, т.е. 20%, 25% и т.д.The degree of watering of the product may be more than 15%, i.e. 20%, 25%, etc.
При мониторинге обводненности (обводнения) продукции в скважинах, работающих в режиме добычи (добывающие скважины), установлено, что рост обводненности (В) продукции за октябрь составляет 18% (фиг. 6). Реакция на изменение режима ГС 1Д видна через месяц - рост дебита жидкости и дебита нефти.When monitoring the water cut (water cut) of production in wells operating in the production mode (production wells), it was found that the increase in water cut (B) of production in October is 18% (Fig. 6). The reaction to a change in the regime of GS 1D is visible in a month - an increase in the liquid rate and oil rate.
При установлении обводненности продукции в добывающей скважине ГС 1Д выше 15% проводят промыслово-геофизические исследования в соседней нагнетательной скважине ГС 1Н, расположенной ближе, чем другие нагнетательные скважины (на фиг. не обозначены). В результате промыслово-геофизических исследований определяют зону прорыва рабочей жидкости в добывающую скважину ГС 1Д. В приведенном варианте на участке расположения порта П5 скважины ГС 1Н замечена максимальная приемистость нагнетательной скважины 40% от общей приемистости. После определения наиболее «нагруженного» порта нагнетательной скважины, через который происходит прорыв, осуществляют остановку нагнетательной скважины ГС 1Н.When establishing the water cut of the production in the production well GS 1D above 15%, field and geophysical surveys are carried out in the neighboring injection well GS 1H, located closer than other injection wells (not shown in Fig.). As a result of field geophysical studies, the zone of breakthrough of the working fluid into the production well GS 1D is determined. In the above embodiment, at the site of the port P5 of the GS 1H well, the maximum injectivity of the injection well is 40% of the total injectivity. After determining the most “loaded” port of the injection well through which the breakthrough occurs, the injection well GS 1H is stopped.
В дальнейшем осуществляют зарезку бокового ствола 3 (ЗБС) (фиг. 3) от основного ствола нагнетательной скважины ГС 1Н и отработку бокового ствола 3 в случае наличия притока нефти в продукции скважины с ЗБС (фиг. 4). При этом осуществляют размещение портов П1', П2', П3' в боковом стволе нагнетательной скважины ГС 1Н в зонах, максимально приближенных (находящихся ближе) к портам (П1, П2, ПЗ) основного ствола нагнетательной скважины ГС 1Н, на которых приемистость меньше 60% максимального значения приемистости по одному порту П5 основного ствола нагнетательной скважины. На фиг. 5 видно, что максимальная приемистость обеспечена на порту П5 и составляет 40%. В данном случае в зоне, приближенной к портам, на которых приемистость составляет меньше 24% (т.е. 60% от 40%), необходимо установить порты на боковом стволе скважины ГС 1Н. В приведенном примере такими портами являются порты: П1, П2 и П3, т.к. на них приемистость составляет 10%, 15% и 10% соответственно.Subsequently, sidetracking 3 (ZBS) is carried out (Fig. 3) from the main well of the injection well GS 1H and the
В данном примере закачку рабочей жидкости в боковой ствол нагнетательной скважины ГС 1Н осуществляют при штуцировании основного ствола нагнетательной скважины ГС 1Н. Результаты выравненной приемистости по портам нагнетательной скважины ГС 1Н представлены на фиг. 7.In this example, the injection of the working fluid into the lateral well of the injection well GS 1H is carried out when the main stem of the injection well GS 1H is inserted. The results of the equalized injectivity at the ports of the injection well GS 1H are presented in FIG. 7.
На фиг. 7 видно, что распределение приемистости после проведения заявленного ГТМ обеспечило увеличение приемистости на хвосте нагнетательной скважины при уменьшении приемистости на портах, по которым вероятнее всего возникает обводнение продукта в добывающей скважине.In FIG. 7 it is seen that the distribution of injectivity after conducting the declared geological and technical measures ensured an increase in injectivity at the tail of the injection well with a decrease in injectivity at ports, which most likely cause waterlogging of the product in the producing well.
В результате видно, что при предотвращении обводненности продукции при использовании изобретения обеспечивается повышение приемистости на ранее менее задействованных портах нагнетательной скважины 1. Следовательно, за счет выравнивания профиля 4 заводнения пласта от нагнетательной скважины 1 повышается продуктивность в соседней добывающей скважине 2 (фиг. 2, фиг. 3).As a result, it is seen that while preventing water cut of the product when using the invention, an increase in injectivity at previously less involved ports of injection well 1 is ensured. Consequently, by aligning the
Основной и боковой стволы нагнетательной скважины предпочтительно выполнять обсаженными (с обсадными колоннами скважин), т.к. в этом случае обеспечивается более точное распределение приемистости вдоль ствола нагнетательной скважины.The main and side shafts of the injection well are preferably cased (with casing strings), because in this case, a more accurate distribution of injectivity along the injection wellbore is provided.
Таким образом за счет выравнивания приемистости нагнетательных скважин при установке портов в боковых скважинах в зонах с минимальной приемистостью основного ствола нагнетательной скважины обеспечивается повышение нефтеотдачи пласта в добывающие скважины.Thus, by equalizing the injectivity of the injection wells when installing ports in the lateral wells in areas with minimal injectivity of the main injection well, the oil recovery in the production wells is enhanced.
Claims (26)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019132889A RU2718665C1 (en) | 2019-10-16 | 2019-10-16 | Development method of low-permeability reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019132889A RU2718665C1 (en) | 2019-10-16 | 2019-10-16 | Development method of low-permeability reservoir |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2718665C1 true RU2718665C1 (en) | 2020-04-13 |
Family
ID=70277682
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019132889A RU2718665C1 (en) | 2019-10-16 | 2019-10-16 | Development method of low-permeability reservoir |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2718665C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2745058C1 (en) * | 2020-10-05 | 2021-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Method of developing a low-permeability reservoir with alternate initiation of auto-hydraulic fractures |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4610301A (en) * | 1985-09-30 | 1986-09-09 | Conoco Inc. | Infill drilling pattern |
RU2172395C2 (en) * | 1999-08-10 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of development of oil deposit |
RU2215128C1 (en) * | 2002-10-03 | 2003-10-27 | Закиров Сумбат Набиевич | Method of development of oil field with nonuniform reservoirs and difficultly recoverable oil reserves |
RU2260686C1 (en) * | 2004-11-10 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit |
RU2394981C1 (en) * | 2009-09-11 | 2010-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
RU2526937C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of low-permeable oil deposit development |
RU2627336C1 (en) * | 2016-11-25 | 2017-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of developing low permeable reservoir by periodic injection of carbon dioxide gas |
-
2019
- 2019-10-16 RU RU2019132889A patent/RU2718665C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4610301A (en) * | 1985-09-30 | 1986-09-09 | Conoco Inc. | Infill drilling pattern |
RU2172395C2 (en) * | 1999-08-10 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of development of oil deposit |
RU2215128C1 (en) * | 2002-10-03 | 2003-10-27 | Закиров Сумбат Набиевич | Method of development of oil field with nonuniform reservoirs and difficultly recoverable oil reserves |
RU2260686C1 (en) * | 2004-11-10 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit |
RU2394981C1 (en) * | 2009-09-11 | 2010-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
RU2526937C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of low-permeable oil deposit development |
RU2627336C1 (en) * | 2016-11-25 | 2017-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of developing low permeable reservoir by periodic injection of carbon dioxide gas |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2745058C1 (en) * | 2020-10-05 | 2021-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Method of developing a low-permeability reservoir with alternate initiation of auto-hydraulic fractures |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10408033B2 (en) | Well design to enhance hydrocarbon recovery | |
RU2613713C1 (en) | Method of oil-bearing bed development | |
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
EP0957235A2 (en) | Stimulating and producing a multiple stratified reservoir | |
WO2020037062A1 (en) | Methods and systems to control flow and heat transfer between subsurface wellbores connected hydraulically by fractures | |
RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
RU2591999C1 (en) | Orientation method of hydraulic fracturing cracks in underground formation, developed by horizontal shafts | |
RU2375562C2 (en) | Method of oil field development | |
Brien et al. | Using real-time downhole microseismic to evaluate fracture geometry for horizontal packer-sleeve completions in the Bakken Formation, Elm Coulee Field, Montana | |
RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
RU2718665C1 (en) | Development method of low-permeability reservoir | |
RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
RU2459945C1 (en) | Development method of multi-hole branched horizontal wells | |
RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
RU2579039C1 (en) | Method for development of low-permeability oil-gas formations | |
US20200217190A1 (en) | Passive wellbore monitoring with tracers | |
RU2660973C1 (en) | Method of developing an oil field with a fractured reservoir | |
RU2657584C1 (en) | Method of developing an oil field with a fractured reservoir | |
RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
RU2630514C1 (en) | Method of operation of production and water-bearing formations separated by impermeable interlayer, well with horizontal shafts and cracks of formation hydraulic fracturing | |
RU2626492C1 (en) | Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir |