RU2782640C1 - Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field - Google Patents

Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field Download PDF

Info

Publication number
RU2782640C1
RU2782640C1 RU2022108533A RU2022108533A RU2782640C1 RU 2782640 C1 RU2782640 C1 RU 2782640C1 RU 2022108533 A RU2022108533 A RU 2022108533A RU 2022108533 A RU2022108533 A RU 2022108533A RU 2782640 C1 RU2782640 C1 RU 2782640C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wells
working agent
injection wells
horizontal injection
reservoir
Prior art date
Application number
RU2022108533A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ленар Илфатович Минихаиров
Ахмадали Джалилович Курбанов
Асхат Ахтямович Нафиков
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть"имени В.Д. Шашина
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть"имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть"имени В.Д. Шашина
Application granted granted Critical
Publication of RU2782640C1 publication Critical patent/RU2782640C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses. The method includes drilling horizontal injection wells and vertical production wells, pumping a working agent through horizontal injection wells, withdrawing products through vertical production wells. Preliminary geophysical methods determine the thickness of the reservoir, the dip angle of the wing of the reservoir, drilling of horizontal injection wells is carried out along the periphery of the deposit parallel to the contour of the water-oil contact with a wellbore length of at least two distances of the design grid of wells, drilling of vertical production wells is carried out in the central part of the deposit, before injection of the working agent, perforation in injection wells in the direction of the reservoir roof along the entire length of the horizontal wellbore, while determining the number of perforation rows
Figure 00000008
according to the formula
Figure 00000009
, where h is the thickness of the productive layer of the reservoir, α is the dip angle of the reservoir wing. Then, the working agent is injected sequentially, alternating the directions of oil displacement, for this, the horizontal injection wells are conditionally divided into four groups according to the cardinal points - north, south, west, east, then the working agent is injected for a month through horizontal injection wells oriented to the north and south, when the horizontal injection wells oriented to the west and east are turned off, and the next month, the working agent is injected through the horizontal injection wells oriented to the west and east, when the horizontal injection wells oriented to the north and south are turned off, while regulating the operating modes of the wells In order to achieve the selection of products with compensation for the injection of a working agent of 100-110%, water with a density higher than the density of formation water by at least 0.04 g/cm3 is injected as a working agent.
EFFECT: method increases the oil recovery of the field by increasing the coverage of the reservoir, the oil recovery factor and reducing the unproductive injection of the working agent in the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses.
1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses.

Внедрение систем разработки небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз с применением горизонтальных скважин является перспективным методом интенсификации добычи нефти и повышения степени извлечения из недр, в связи с тем, что для горизонтальных скважин характерны увеличенные зоны дренирования и низкие фильтрационные сопротивления призабойной зоны, что обеспечивает высокий охват продуктивного пласта воздействием по сравнению с наклонно-направленными скважинами.The introduction of systems for the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses using horizontal wells is a promising method for intensifying oil production and increasing the degree of extraction from the subsoil, due to the fact that horizontal wells are characterized by increased drainage zones and low filtration resistance of the bottomhole zone, which ensures high reservoir coverage compared to directional wells.

Однако анализ разработки небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз, показывает, что плановая добыча и достижение планового коэффициента извлечения нефти (КИН) достигается не всегда. Причиной низкого КИН, помимо низкого коэффициента вытеснения нефти рабочим агентом, является низкий коэффициент охвата пласта заводнением и, в связи с этим частичное не вовлечение запасов в разработку залежи.However, the analysis of the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses, shows that the planned production and achievement of the planned oil recovery factor (ORF) is not always achieved. The reason for the low oil recovery factor, in addition to the low oil displacement factor by the working agent, is the low sweep efficiency of the reservoir and, in connection with this, the partial non-involvement of reserves in the development of the deposit.

Проведенные исследования по анализу разработки небольших залежей показывают, что расположение горизонтальных нагнетательных скважин является одним из ключевых факторов эффективности заводнения, что оказывает существенное влияние на коэффициент извлечения нефти (КИН).Conducted studies on the analysis of the development of small deposits show that the location of horizontal injection wells is one of the key factors in the effectiveness of waterflooding, which has a significant impact on the oil recovery factor (ORF).

Известен способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения (патент RU №2065927, МПК E21B 43/00, опубл. 27.08.1996), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На залежи выделяют участки разработки, имеющие гидродинамическую связь в их пределах, далее на каждом участке разработки останавливают добывающие скважины и увеличивают пластовое давление до обеспечения взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами, затем запускают в работу добывающие скважины и эксплуатируют их в режиме фонтанирования, устанавливают объемы закачки рабочего агента, обеспечивающие режим фонтанирования добывающих скважин, при этом на участке разработки дополнительно размещают скважину-сборник и нефть из фонтанирующих добывающих скважин направляют в затрубное пространство скважины-сборника, откуда по колонне насосно-компрессорных труб ее откачивают в напорный нефтесборный коллектор.A known method for the development of shallow deposits and individual lenses of an oil field (patent RU No. 2065927, IPC E21B 43/00, publ. 27.08.1996), including the selection of oil through production wells and the injection of a working agent through injection wells. Development areas with hydrodynamic connection within them are allocated to the deposits, then production wells are stopped at each development area and reservoir pressure is increased until interaction between injection and production wells is ensured, then production wells are put into operation and operated in the flowing mode, injection volumes are set of the working agent, providing the production wells flowing mode, at the same time, a collection well is additionally placed on the development site and oil from the flowing production wells is directed to the annulus of the collection well, from where it is pumped out through the tubing string into the pressure oil collection manifold.

Недостатком известного способа является неэффективная разработка залежи в связи с тем, что, добиваясь режима фонтанирования добывающих скважин, нагнетают большой объем рабочего агента и повышают давление в пласте, и как следствие происходит раннее обводнение добывающих скважин.The disadvantage of the known method is the inefficient development of the deposit due to the fact that, in order to achieve the flowing mode of production wells, a large volume of working agent is injected and the pressure in the reservoir is increased, and as a result, early watering of production wells occurs.

Известен способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения (патент RU №2101475, МПК E21B 43/20, опубл. 10.01.1998), включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, которую определяют по результатам эксплуатации месторождения и моделированием. Дополнительные скважины бурят с горизонтальным стволом или бурят горизонтальные стволы из старых скважин, причем горизонтальные стволы проводят по линии, соединяющей застойные целики нефти, а при наличии зон замещения, линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами - по линии, соединяющей эти зоны.A known method for the development of shallow deposits and individual lenses of an oil field (patent RU No. 2101475, IPC E21B 43/20, publ. 01/10/1998), including drilling the design number of injection and production wells, flooding and extracting oil to the surface, followed by drilling additional wells, taking into account the volumetric heterogeneity of the reservoir, which is determined by the results of field operation and modeling. Additional wells are drilled with a horizontal wellbore or horizontal wellbores are drilled from old wells, and horizontal wells are drilled along a line connecting stagnant oil pillars, and in the presence of replacement zones, lenses, dead-end zones or zones with low reservoir properties - along a line connecting these zones.

Недостатком известного способа является неэффективная разработка залежи в связи с тем, что возникают промытые зоны в пласте, приводящие к преждевременному прорыву закачиваемых вод в добывающие скважины и как следствие выбытие добывающих скважин из эксплуатационного фонда. При этом значительная часть запасов нефти остается невыработанной.The disadvantage of the known method is the inefficient development of the reservoir due to the fact that there are washed out zones in the reservoir, leading to premature breakthrough of the injected water into the production wells and, as a result, the withdrawal of the production wells from the operating stock. At the same time, a significant part of oil reserves remains undeveloped.

Известен способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения (патент RU 2447271, МПК E21B 43/20, опубл. 10.04.2012 в бюл. № 10), включающий бурение вертикальных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 метров внутрь залежи от указанных линий в плане. Забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м. Горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин. Отбирают продукцию через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов.A known method for the development of shallow deposits and individual lenses of an oil field (patent RU 2447271, IPC E21B 43/20, publ. 10.04.2012 in bull. No. 10), including drilling of vertical and horizontal injection and production wells, drilling of horizontal injection wells parallel to the contour of oil-bearing and/or replacement lines of the reservoir and at least 70 meters inward from the indicated lines in the plan. The bottom hole of the previous well and the point of entry into the formation of the next well are placed at a distance of at least 50 m from each other. A horizontal well is drilled with a length of at least 2 distances of the approved grid of wells. Products are taken through production wells. The working agent is pumped through injection wells, displacing oil to the center of the reservoir and from the replacement zones to the non-collector to the reservoir development zone.

Недостатком известного способа является неэффективная разработка залежи в связи с тем, что перфорацию выполняют радиальным способом по всей площади эксплуатационной колонны горизонтальных нагнетательных скважин, то есть значительная часть закачиваемого рабочего агента является непроизводительной и уходит за пределы контура нефтеносности.The disadvantage of the known method is the inefficient development of the reservoir due to the fact that the perforation is performed in a radial way over the entire area of the production string of horizontal injection wells, that is, a significant part of the injected working agent is unproductive and goes beyond the oil-bearing contour.

Технической задачей является увеличение нефтеотдачи месторождения за счет повышения охвата пласта, коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения непроизводительной закачки рабочего агента при разработке небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз.The technical task is to increase the oil recovery of the field by increasing the coverage of the reservoir, the oil recovery factor and reducing the unproductive injection of the working agent in the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses.

Техническая задача решается способом разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения, включающим бурение горизонтальных нагнетательных скважин и вертикальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, отбор продукции через вертикальные добывающие скважины.The technical problem is solved by the method of developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field, including drilling horizontal injection wells and vertical production wells, pumping a working agent through horizontal injection wells, and withdrawing products through vertical production wells.

Новым является то, что предварительно геофизическими методами определяют толщину пласта, угол падения крыла залежи, бурение горизонтальных нагнетательных скважин осуществляют по периферии залежи параллельно контуру водонефтяной контакт с длиной ствола не менее двух расстояний проектной сетки скважин, бурение вертикальных добывающих скважин осуществляют в центральной части залежи, перед закачкой рабочего агента выполняют перфорацию в нагнетательных скважинах в направлении кровли пласта по всей длине горизонтального ствола, при этом определяют количество рядов перфорации

Figure 00000001
по формуле:
Figure 00000002
, где h - толщина продуктивного пласта залежи, α - угол падения крыла залежи, затем закачку рабочего агента выполняют последовательно, чередуя направления вытеснения нефти, для этого условно разделяют горизонтальные нагнетательные скважины на четыре группы по расположению сторон света - север, юг, запад, восток, затем месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, ориентированные на север и юг, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин, ориентированных на запад и восток, а следующий месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, ориентированные на запад и восток, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин, ориентированных на север и юг, при этом регулируют режимы работы скважин, добиваясь отбора продукции с компенсацией закачки рабочего агента 100-110 %, в качестве рабочего агента закачивают воду с плотностью выше плотности пластовой воды не менее, чем на 0,04 г/см3.What is new is that preliminary geophysical methods determine the thickness of the reservoir, the dip angle of the wing of the reservoir, drilling of horizontal injection wells is carried out along the periphery of the reservoir parallel to the contour of the oil-water contact with a wellbore length of at least two distances of the design grid of wells, drilling of vertical production wells is carried out in the central part of the reservoir, before pumping the working agent, perforation is performed in injection wells in the direction of the reservoir roof along the entire length of the horizontal wellbore, while determining the number of perforation rows
Figure 00000001
according to the formula:
Figure 00000002
, where h is the thickness of the productive formation of the deposit, α is the dip angle of the deposit wing, then the injection of the working agent is performed sequentially, alternating the directions of oil displacement, for this, horizontal injection wells are conditionally divided into four groups according to the location of the cardinal points - north, south, west, east , then for a month the working agent is injected through horizontal injection wells oriented to the north and south, when the horizontal injection wells oriented to the west and east are turned off, and the next month the working agent is injected through the horizontal injection wells oriented to the west and east, when the horizontal injection wells oriented to the north and south, while regulating the operation modes of the wells, achieving the selection of products with a compensation for the injection of a working agent of 100-110%, as a working agent, water is pumped with a density higher than the density of formation water by at least 0.04 g/ cm3 .

На фиг. 1 представлена схема расположения вертикальных добывающих скважин 1 и горизонтальных нагнетательных скважин 2 при реализации способа.In FIG. 1 shows the layout of vertical production wells 1 and horizontal injection wells 2 during the implementation of the method.

На фиг. 2 представлена схема устройства перфорации в горизонтальной нагнетательной скважине 2 при реализации способа.In FIG. 2 shows a diagram of a perforation device in a horizontal injection well 2 during the implementation of the method.

Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.

Предварительно геофизическими методами определяют толщину пласта 3 (на фиг. 1 не показан), угол падения крыла залежи α (на фиг. 1 не показан).Preliminary geophysical methods determine the thickness of the formation 3 (not shown in Fig. 1), the dip angle of the reservoir wing α (not shown in Fig. 1).

Бурят горизонтальные нагнетательные скважины 2 по периферии залежи параллельно контуру водонефтяной контакт 4 с длиной ствола не менее двух расстояний проектной сетки скважин. Бурят вертикальные добывающие скважины 1 в центральной части залежи. Периферийное расположение горизонтальных нагнетательных скважин 2 увеличивает коэффициент охвата пласта 3 заводнением.Horizontal injection wells 2 are drilled along the periphery of the deposit parallel to the contour of the water-oil contact 4 with a wellbore length of at least two distances of the design grid of wells. Vertical production wells 1 are drilled in the central part of the deposit. The peripheral location of the horizontal injection wells 2 increases the sweep efficiency of the formation 3 by flooding.

Перед закачкой рабочего агента выполняют перфорацию в нагнетательных скважинах 2 в направлении кровли пласта 3, по всей длине горизонтального ствола. Перфорацию выполняют перфоратором, например патент RU № 39165 МПК E21B 43/114 от 20.07.2020. Before pumping the working agent, perforation is performed in injection wells 2 in the direction of the top of formation 3, along the entire length of the horizontal wellbore. Perforation is performed with a perforator, for example, patent RU No. 39165 IPC E21B 43/114 dated 07/20/2020.

При этом определяют количество рядов перфорации

Figure 00000001
по формуле:
Figure 00000002
, где h - толщина продуктивного пласта 3 залежи, α - угол падения крыла залежи.At the same time, the number of perforation rows is determined
Figure 00000001
according to the formula:
Figure 00000002
, where h is the thickness of the productive formation 3 of the deposit, α is the dip angle of the wing of the deposit.

Затем закачку рабочего агента выполняют последовательно, чередуя направления вытеснения нефти 5 (на фиг. 2 не показано), для этого условно разделяют горизонтальные нагнетательные скважины 2 на четыре группы по расположению сторон света - север, юг, запад, восток. Месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на север и юг, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на запад и восток, а следующий месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на запад и восток, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на север и юг. Такая закачка обеспечивает равномерную разработку всей залежи.Then the injection of the working agent is performed sequentially, alternating the directions of oil displacement 5 (not shown in Fig. 2), for this, horizontal injection wells 2 are conditionally divided into four groups according to the location of the cardinal points - north, south, west, east. For a month, the working agent is injected through horizontal injection wells 2, oriented to the north and south, when horizontal injection wells 2, oriented to the west and east, are turned off, and the next month, the working agent is injected through horizontal injection wells 2, oriented to the west and east, when shutdown of horizontal injection wells 2, oriented to the north and south. Such injection ensures uniform development of the entire deposit.

Далее регулируют режимы работы скважин 1, 2 и добиваются отбора продукции с компенсацией закачки рабочего агента 100-110 %. Вследствие этого происходит равномерный подъем водонефтяного контакта и усиления водонапорного режима в залежи. Компенсация закачки рабочего агента 100-110 % приводит к оптимальной компенсации отбора пластовой продукции, к поддержанию пластового давления, предупреждает преждевременную обводненность пластовой продукции или недоборы нефти, и как следствие, к повышению нефтеотдачи залежи.Further, the operating modes of wells 1, 2 are regulated and the selection of products is achieved with compensation for the injection of a working agent of 100-110%. As a result, there is a uniform rise in the oil-water contact and an increase in the water-pressure regime in the reservoir. Compensation of working agent injection of 100-110% leads to optimal compensation of reservoir production, to maintaining reservoir pressure, prevents premature watering of reservoir products or oil shortages, and as a result, to an increase in oil recovery of the deposit.

В качестве рабочего агента закачивают воду с плотностью выше плотности пластовой воды не менее, чем на 0,04 г/см3. Закачка более плотной воды дополнительно увеличит относительную подвижность за счет увеличения вязкости воды и улучшит коэффициент охвата. As a working agent, water is pumped with a density higher than the density of formation water by at least 0.04 g/cm 3 . Injection of denser water will further increase relative mobility by increasing water viscosity and improve sweep efficiency.

Пример осуществления способа.An example of the implementation of the method.

Предварительно геофизическими методами определили среднюю толщину пласта 3 - 5,2 м (на фиг. 1 не показан), угол падения крыла залежи α - 2° (на фиг. 1 не показан), плотность пластовой воды - 1,12 г/см3.Preliminary geophysical methods determined the average thickness of the formation 3 - 5.2 m (not shown in Fig. 1), the angle of incidence of the wing of the deposit α - 2 ° (not shown in Fig. 1), the density of formation water - 1.12 g/cm 3 .

Пробурили горизонтальные нагнетательные скважины 2 по периферии залежи с длиной ствола не менее двух расстояний проектной сетки скважин. Пробурили вертикальные добывающие скважины 1 в центральной части залежи.Drilled horizontal injection wells 2 along the periphery of the deposit with a barrel length of at least two distances of the design grid of wells. Drilled vertical production wells 1 in the central part of the deposit.

Выполнили перфорацию в нагнетательных скважинах 2 в направлении кровли пласта 3 (условно показана на фиг. 1), по всей длине горизонтального ствола.Performed perforation in the injection wells 2 in the direction of the roof of the reservoir 3 (conditionally shown in Fig. 1), along the entire length of the horizontal wellbore.

При этом определили количество рядов перфорации

Figure 00000001
= 3.At the same time, the number of perforation rows was determined
Figure 00000001
= 3.

Затем выполнили последовательную закачку рабочего агента, чередуя направления вытеснения нефти, для этого условно разделили горизонтальные нагнетательные скважины 2 на четыре группы по расположению сторон света - север, юг, запад, восток. Месяц закачивали рабочий агент через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на север и юг, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на запад и восток, а следующий месяц закачивали рабочий агент через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на запад и восток, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на север и юг.Then, the working agent was sequentially injected, alternating the directions of oil displacement, for this, the horizontal injection wells 2 were conditionally divided into four groups according to the cardinal points - north, south, west, east. For a month, the working agent was injected through horizontal injection wells 2, oriented to the north and south, when the horizontal injection wells 2, oriented to the west and east, were turned off, and the next month, the working agent was injected through the horizontal injection wells 2, oriented to the west and east, when the horizontal injection wells 2, oriented to the west and east, were turned off. injection wells 2, oriented to the north and south.

Далее регулировали режимы работы скважин 2, 3, добиваясь отбора продукции с компенсацией закачки рабочего агента на уровне 100-110 %. Контролировали в работающих вертикальных добывающих скважинах 1 изменение забойного давления и в тех же вертикальных добывающих скважинах 1 в период их простоя изменение пластового давления. Останавливали вертикальные добывающие скважины 1, если происходило снижение забойного давления на 20 % от допустимых значений, принятых проектным документом на разработку по данному пласту 3; далее проводили контроль за восстановлением пластового давления в остановленных вертикальных добывающих скважинах 1. После восстановления пластового давления в остановленных вертикальных добывающих скважинах 1 до первоначальных значений, производили их запуск в работу. Затем цикл повторялся.Further, the operating modes of wells 2 and 3 were regulated, achieving the selection of products with compensation for the injection of a working agent at the level of 100-110%. Controlled in working vertical production wells 1 change in bottomhole pressure and in the same vertical production wells 1 during their downtime change in reservoir pressure. Vertical production wells 1 were stopped if there was a decrease in bottomhole pressure by 20% of the allowable values adopted by the design document for development in this reservoir 3; further, control over the restoration of formation pressure in the stopped vertical production wells 1 was carried out. After the restoration of formation pressure in the stopped vertical production wells 1 to the initial values, they were put into operation. Then the cycle was repeated.

В качестве рабочего агента закачивали воду с плотностью 1,16 г/см3.Water with a density of 1.16 g/cm 3 was pumped as a working agent.

Предлагаемый способ увеличивает нефтеотдачу месторождения за счет повышения охвата пласта, коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения непроизводительной закачки рабочего агента при разработке небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз.The proposed method increases the oil recovery of the field by increasing the coverage of the reservoir, the oil recovery factor and reducing the unproductive injection of the working agent in the development of small oil deposits, dead-end zones and lenses.

Claims (1)

Способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения, включающий бурение горизонтальных нагнетательных скважин и вертикальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, отбор продукции через вертикальные добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно геофизическими методами определяют толщину пласта, угол падения крыла залежи, бурение горизонтальных нагнетательных скважин осуществляют по периферии залежи параллельно контуру водонефтяного контакта с длиной ствола не менее двух расстояний проектной сетки скважин, бурение вертикальных добывающих скважин осуществляют в центральной части залежи, перед закачкой рабочего агента выполняют перфорацию в нагнетательных скважинах в направлении кровли пласта по всей длине горизонтального ствола, при этом определяют количество рядов перфорации n по формуле
Figure 00000003
где h – толщина продуктивного пласта залежи, α – угол падения крыла залежи, затем закачку рабочего агента выполняют последовательно, чередуя направления вытеснения нефти, для этого условно разделяют горизонтальные нагнетательные скважины на четыре группы по расположению сторон света – север, юг, запад, восток, затем месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, ориентированные на север и юг, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин, ориентированных на запад и восток, а следующий месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, ориентированные на запад и восток, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин, ориентированных на север и юг, при этом регулируют режимы работы скважин, добиваясь отбора продукции с компенсацией закачки рабочего агента 100-110%, в качестве рабочего агента закачивают воду с плотностью выше плотности пластовой воды не менее чем на 0,04 г/см3.A method for developing a shallow deposit and separate lenses of an oil field, including drilling horizontal injection wells and vertical production wells, pumping a working agent through horizontal injection wells, withdrawing products through vertical production wells, characterized in that preliminary geophysical methods determine the thickness of the formation, the angle of incidence of the wing of the deposit , drilling of horizontal injection wells is carried out along the periphery of the deposit parallel to the contour of the oil-water contact with a wellbore length of at least two distances of the design grid of wells, drilling of vertical production wells is carried out in the central part of the deposit, before pumping the working agent, perforation is performed in the injection wells in the direction of the top of the formation along the entire length horizontal shaft, while determining the number of perforation rows n by the formula
Figure 00000003
where h is the thickness of the productive formation of the reservoir, α is the dip angle of the reservoir wing, then the injection of the working agent is performed sequentially, alternating the directions of oil displacement, for this, the horizontal injection wells are conditionally divided into four groups according to the location of the cardinal points - north, south, west, east, then, for a month, the working agent is injected through horizontal injection wells oriented to the north and south, when horizontal injection wells oriented to the west and east are turned off, and the next month, the working agent is injected through horizontal injection wells oriented to the west and east, when horizontal injection wells are turned off. injection wells oriented to the north and south, while regulating the operating modes of the wells, achieving the selection of products with a compensation for the injection of a working agent of 100-110%, as a working agent, water is injected with a density higher than the density of formation water by at least 0.04 g/ cm 3 .
RU2022108533A 2022-03-31 Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field RU2782640C1 (en)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2782640C1 true RU2782640C1 (en) 2022-10-31

Family

ID=

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3856086A (en) * 1972-10-06 1974-12-24 Texaco Inc Miscible oil recovery process
RU2065927C1 (en) * 1995-06-08 1996-08-27 Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" Method of developing oil pool
RU2086756C1 (en) * 1995-01-17 1997-08-10 Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Method for development of shallow deposits and separate lenses of multiple-bed oil deposit
RU2199003C1 (en) * 2002-06-03 2003-02-20 Открытое акционерное общество "Центральная геофизическая экспедиция" Method of oil pool development
RU2386804C1 (en) * 2008-12-04 2010-04-20 Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Российский Государственный Университет Нефти И Газа Им. И.М. Губкина" Method of oil pool development with gas cap and bottom water
RU2387819C1 (en) * 2009-01-11 2010-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2527429C1 (en) * 2013-10-04 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of oil deposit with horizontal wells
RU2696688C1 (en) * 2018-07-26 2019-08-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of small deposits and separate lenses of oil deposit

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3856086A (en) * 1972-10-06 1974-12-24 Texaco Inc Miscible oil recovery process
RU2086756C1 (en) * 1995-01-17 1997-08-10 Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Method for development of shallow deposits and separate lenses of multiple-bed oil deposit
RU2065927C1 (en) * 1995-06-08 1996-08-27 Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" Method of developing oil pool
RU2199003C1 (en) * 2002-06-03 2003-02-20 Открытое акционерное общество "Центральная геофизическая экспедиция" Method of oil pool development
RU2386804C1 (en) * 2008-12-04 2010-04-20 Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Российский Государственный Университет Нефти И Газа Им. И.М. Губкина" Method of oil pool development with gas cap and bottom water
RU2387819C1 (en) * 2009-01-11 2010-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2527429C1 (en) * 2013-10-04 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of oil deposit with horizontal wells
RU2696688C1 (en) * 2018-07-26 2019-08-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of small deposits and separate lenses of oil deposit

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2387812C1 (en) Method to develop oil poll with oil-in-water systems
RU2526937C1 (en) Method of low-permeable oil deposit development
RU2459934C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2363839C1 (en) Procedure for development of high viscous oil deposits
RU2401943C1 (en) Procedure for directional hydraulic breakdown of formation in two horizontal bores of well
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2567918C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2681796C1 (en) Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2474678C1 (en) Development method of oil deposit with horizontal wells
RU2386795C1 (en) Development method of oil field with water-oil zones
RU2443855C1 (en) Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity
RU2782640C1 (en) Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field
RU2595112C1 (en) Method for development of oil deposit at late stage of development
RU2600255C1 (en) Method of further development of oil deposit
RU2731973C1 (en) Development method of oil deposits by radial well netting
RU2732742C1 (en) Development method of water-oil reservoir
RU2290498C1 (en) Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness
RU2616016C1 (en) Recovery method for solid carbonate reservoirs
RU2583471C1 (en) Method for development of multilayer oil reservoir
RU2347893C1 (en) Heterogeneous oil field development method
RU2613669C1 (en) Method of multizone oil field development
RU2821497C1 (en) Method for development of oil deposit located under gas deposit
RU2822852C1 (en) Method for development of massive oil deposit
RU2823957C1 (en) Oil deposit development method
RU2441144C2 (en) Method of oil bench development