RU2812976C1 - Method for developing oil deposits - Google Patents
Method for developing oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2812976C1 RU2812976C1 RU2023117615A RU2023117615A RU2812976C1 RU 2812976 C1 RU2812976 C1 RU 2812976C1 RU 2023117615 A RU2023117615 A RU 2023117615A RU 2023117615 A RU2023117615 A RU 2023117615A RU 2812976 C1 RU2812976 C1 RU 2812976C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formation
- vertical
- saturated
- production well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 86
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 82
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 39
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 72
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки участков нефтяных месторождений с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами коллектора в кровельной части пласта.The invention relates to the field of the oil production industry and can be used to develop areas of oil fields with deteriorated filtration and capacitance properties of the reservoir in the top part of the formation.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2337235, МПК E21B 43/16, опубл. 27.10.2008 в бюл. №30), включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с закачкой на первом этапе вытесняющего агента и отбором нефти в низкопроницаемых прослоях пласта с величинами перепада давления между линиями нагнетаний и отбора, превышающими те же величины в высокопроницаемых прослоях пласта, отличающийся тем, что в слоисто-неоднородных продуктивных пластах обеспечивают равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта, для чего перепады давлений для прослоев различной проницаемости и толщины продуктивного пласта устанавливают из соотношений:There is a known method for developing an oil deposit (patent RU No. 2337235, IPC E21B 43/16, published on October 27, 2008 in Bulletin No. 30), including drilling out the deposit with injection and production wells, pumping a displacing agent through injection wells and withdrawing oil through production wells with injection of a displacing agent at the first stage and extraction of oil in low-permeability layers of the formation with pressure drop values between the injection and extraction lines exceeding the same values in high-permeability layers of the formation, characterized in that in layered heterogeneous productive formations they ensure uniform displacement of oil from the layers of the productive formation , for which the pressure drops for layers of different permeability and thickness of the productive formation are established from the relationships:
ΔP1:ΔP2: ...ΔPn-1:ΔPn=Kn·hn:Kn-1·hn-1:...K2·h2:K1·h1,ΔP 1 :ΔP 2 : ...ΔP n-1 :ΔP n= K n ·h n :K n-1 ·h n-1 :...K 2 ·h 2 :K 1 ·h 1 ,
где ΔP1, 2...n - перепады давлений в прослоях продуктивного пласта в порядке увеличения параметра Kj hj;where ΔP 1, 2...n are pressure drops in the layers of the productive formation in order of increasing parameter K j h j ;
Kn ... 2, 1 и hn ... 2, 1 - величины соответственно абсолютной проницаемости и толщины для прослоев продуктивного пласта.K n ... 2, 1 and h n ... 2, 1 are the values of absolute permeability and thickness, respectively, for the layers of the productive formation.
Недостатком способа является низкая эффективность, которая обусловлена перфорацией в добывающей скважине всей части пласта с различной проницаемостью и отбор извлекаемых запасов регулированием объема закачки воздействующей нагнетательной скважины в зависимости от проницаемости коллекторов пласта объекта разработки, что увеличивает затраты на добычу нефти бурением нагнетательных скважин, создает высокие риски получения заколонных циркуляций и снижение эффективности от регулирования объемов адресной закачки в различные по проницаемости коллектора объекта разработки.The disadvantage of this method is its low efficiency, which is due to the perforation in the production well of the entire part of the formation with different permeability and the selection of recoverable reserves by regulating the injection volume of the acting injection well depending on the permeability of the reservoir reservoirs of the development object, which increases the cost of oil production by drilling injection wells and creates high risks obtaining behind-the-casing circulation and reducing the efficiency of regulating the volumes of targeted injection into reservoirs of different permeability of the development object.
Известен способ поисков месторождений углеводородов (патент RU №2513787, МПК E21B 43/16, опубл. 20.11.2004 в бюл. №11), включающий циклическое - нестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, для чего на объекте разработки выделяют характерные участки, различающиеся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов, выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов, а длительность нагнетания агента в пределах этого участка определяют по формуле: Т=L2/2X, где Т - длительность нагнетания агента, сут; L - расстояние от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, м; X - средняя пьезопроводность пласта, м2/с;There is a known method for searching for hydrocarbon deposits (patent RU No. 2513787, IPC E21B 43/16, published on November 20, 2004 in Bulletin No. 11), including cyclic - non-stationary injection of an agent through injection wells, selection of fluids through production wells, additional targeted impact of chemical reagents on layers through the entire set of injection and production wells, for which characteristic areas are identified at the development site, differing from each other in geological and physical properties, the current state of development and the degree of reserves depletion, an experimental area is identified, in which its average permeability is determined using core material and calculated weighted average values of hydraulic conductivity, piezoelectric conductivity of the formation within this area, carry out filtration studies, oil-displacing, stimulating or insulating properties of the chemicals used, and the duration of agent injection within this area is determined by the formula: T = L2/2X, where T is the duration of agent injection, days ; L is the distance from the agent injection front to the fluid selection area, m; X is the average piezoelectric conductivity of the formation, m 2 /s;
X=k/µCm, где k - средняя проницаемость пласта, мкм2; µ - средняя вязкость пласта, мПа·сек; m - средняя пористость пласта, доли ед.; С - коэффициент упругости породы и жидкости, Па-1, адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков, затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке.X=k/µCm, where k is the average permeability of the formation, µm 2 ; µ - average formation viscosity, mPa·sec; m is the average porosity of the formation, fractions of units; C is the coefficient of elasticity of rock and liquid, Pa -1 , the duration of injection of the agent in each area and the algorithm for further development of selected areas are determined in a targeted manner based on laboratory justification and the results of hydrodynamic modeling of impact technologies for the specific conditions of the selected areas, then a system-targeted impact is carried out in each plot.
Недостатком способа является низкая эффективность, которая обусловлена перфорацией в добывающей скважине всей части пласта с различной проницаемостью и отбор извлекаемых запасов регулированием проницаемости закачкой химреагентов и физико-химических воздействий на коллектора, что увеличивает затраты на добычу нефти, создает высокие риски получения заколонных циркуляций и снижение эффективности от адресных воздействий на коллектора объекта разработки.The disadvantage of this method is low efficiency, which is caused by perforation in the production well of the entire part of the formation with different permeability and the selection of recoverable reserves by regulating permeability by injection of chemicals and physical and chemical effects on the reservoir, which increases the cost of oil production, creates high risks of obtaining annex circulation and reduced efficiency from targeted impacts on the reservoir of the development site.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки углеводородной залежи (патент RU № 2357075, МПК E21B 43/20, опубл. 27.05.2009 в бюл. №15), включающий разбуривание залежи по всему разрезу вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие, отличающийся тем, что залежь дополнительно разбуривают горизонтальной скважиной, вытянутой между добывающей и нагнетательной скважинами, которую размещают в низкопроницаемом прослое ближе к кровле, а разработку залежи осуществляют поэтапно, при этом на первом этапе в водонагнетательных скважинах вскрывают только нижнюю высокопроницаемую часть пласта, в которую производят закачки воды, а в добывающих - верхнюю низкопроницаемую, через которую производят отбор нефти, причем закачку-отбор производят до полного заводнения высокопроницаемой части сплошного водяного зеркала, после чего переходят ко второму этапу разработки, на котором пускают в эксплуатацию на нефть горизонтальные скважины и продолжают закачку воды в высокопроницаемую часть пласта, при этом добывающие скважины прекращают эксплуатировать на нефть и вскрывают их в нижней высокопроницаемой части, через которую начинают закачку воды.The closest to the invention in technical essence is a method for developing a hydrocarbon deposit (patent RU No. 2357075, IPC E21B 43/20, published on May 27, 2009 in Bulletin No. 15), including drilling out the deposit along the entire section with vertical production and injection wells, pumping water through injection and oil selection through production, characterized in that the deposit is additionally drilled with a horizontal well extended between the production and injection wells, which is placed in a low-permeability layer closer to the roof, and the development of the deposit is carried out in stages, while at the first stage only the lower high-permeable part of the formation, into which water is injected, and in the producing ones - the upper low-permeable part, through which oil is withdrawn, and the injection and withdrawal is carried out until the high-permeable part of the continuous water surface is completely flooded, after which they move on to the second stage of development, at which they are allowed to horizontal wells are exploited for oil and continue to pump water into the highly permeable part of the formation, while the production wells stop operating for oil and are opened in the lower highly permeable part, through which they begin to pump water.
Недостатком способа является низкая эффективность, которая обусловлена перфорацией в добывающей скважине части пласта с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, что уменьшает темпы отбора извлекаемых запасов в добывающей скважине. Также повышается риск быстрого обводнения добываемой продукции по причине конусообразования в призабойной зоне добывающей скважины и непредсказуемости продвижения фронта вытеснения на участке нагнетания и добычи, т.к. нагнетание происходит в более проницаемый пласт, а отбор из пласта с худшими коллекторскими свойствами.The disadvantage of this method is its low efficiency, which is due to the perforation in the production well of a part of the formation with deteriorated filtration and reservoir properties, which reduces the rate of selection of recoverable reserves in the production well. The risk of rapid watering of the produced product also increases due to coning in the near-wellbore zone of the production well and the unpredictability of the movement of the displacement front in the injection and production area, because injection occurs into a more permeable formation, and selection from a formation with worse reservoir properties.
Техническим результатом является повышение эффективности нефтеизвлечения из недр путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, поддержание высоких темпов отбора извлекаемых запасов, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет проектирования равномерной сетки скважин, обеспеченными рентабельными извлекаемыми запасами, исключения процесса конусообразования в прикровельной части пласта, исключения прорыва закачиваемой воды из нефтенасыщенной, нижележащей части пласта в нефтенасыщенную, прикровельную часть пласта, разворота в пласте фильтрационных потоков.The technical result is to increase the efficiency of oil extraction from the subsoil by increasing the coverage of the formation by the influence, uniformity of production of oil reserves, maintaining high rates of selection of recoverable reserves, increasing the oil displacement coefficient by designing a uniform well pattern, provided with cost-effective recoverable reserves, eliminating the process of coning in the top part of the formation, preventing the breakthrough of injected water from the oil-saturated, underlying part of the formation into the oil-saturated, top part of the formation, and the reversal of filtration flows in the formation.
Технический результат достигается способом разработки залежи нефти, включающим разбуривание залежи по всей площади вертикальными добывающими скважинами, выделение участков залежи с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами в кровельной части пласта, закачку воды и отбор нефти.The technical result is achieved by a method of developing an oil deposit, including drilling out the deposit over the entire area with vertical production wells, identifying areas of the deposit with deteriorated filtration and capacitance properties in the top part of the formation, pumping water and withdrawing oil.
Новым является то, что в процессе бурения вертикальных добывающих скважин проводят геофизические исследования во вскрытом разрезе скважин, определяют фазовую проницаемость, и вертикальную, нефтенасыщенную мощность, выбирают вертикальную добывающую скважину с нефтенасыщенной, прикровельной частью пласта, обладающей фазовой проницаемостью меньше в 3 и более раза, чем фазовая проницаемость у нефтенасыщенной, нижележащей части пласта, при этом обладающая вертикальной, нефтенасыщеной мощностью не менее 6 м, далее перфорируют вертикальную добывающую скважину в интервале нефтенасыщенной, нижележащей части пласта и запускают скважину в работу, после достижения минимального рентабельного дебита вертикальную добывающую скважину останавливают и бурят в вертикальной добывающей скважине боковой горизонтальный ствол в нефтенасыщенной, прикровельной части пласта, при этом точки входа и забоя бокового горизонтального ствола расположены на расстоянии, равном ¼ расстоянию между стволами вертикальной добывающей скважины и близлежащей вертикальной добывающей скважины с аналогичными выше указанным параметрам, далее осваивают боковой горизонтальный ствол для получения продукции, создают сообщение бокового горизонтального ствола с интервалом перфорации вертикальной добывающей скважины, далее осуществляют одновременно-раздельную закачку воды в интервал перфорации вертикальной добывающей скважины и добычу продукции из бокового горизонтального ствола.What is new is that in the process of drilling vertical production wells, geophysical research is carried out in the exposed section of the wells, the phase permeability and vertical, oil-saturated thickness are determined, a vertical production well is selected with an oil-saturated, top part of the formation, which has a phase permeability of 3 or more times less, than the phase permeability of the oil-saturated, underlying part of the formation, while having a vertical, oil-saturated thickness of at least 6 m, then a vertical production well is perforated in the interval of the oil-saturated, underlying part of the formation and the well is put into operation, after achieving the minimum profitable flow rate, the vertical production well is stopped and in a vertical production well, a horizontal lateral trunk is drilled in the oil-saturated, top part of the formation, while the entry and bottom points of the horizontal lateral trunk are located at a distance equal to ¼ of the distance between the trunks of the vertical production well and a nearby vertical production well with similar parameters indicated above, then they develop the lateral a horizontal wellbore to obtain products, a connection is created between a horizontal lateral wellbore and the perforation interval of a vertical production well, then simultaneous and separate injection of water into the perforation interval of a vertical production well and production of products from a horizontal lateral wellbore are carried out.
Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.
В процессе бурения вертикальных добывающих скважин проводят геофизические исследования во вскрытом разрезе скважин объекта разработки залежи нефти.In the process of drilling vertical production wells, geophysical research is carried out in the exposed section of the wells of the oil deposit development object.
Определяют фазовую проницаемость, и вертикальную, нефтенасыщенную мощность пласта объекта разработки. Determine the phase permeability and vertical, oil-saturated thickness of the reservoir of the development object.
Выбирают вертикальную добывающую скважину с нефтенасыщенной, прикровельной частью пласта, обладающей фазовой проницаемостью меньше в 3 и более раза, чем фазовая проницаемость у нефтенасыщенной, нижележащей части пласта, при этом обладающая вертикальной, нефтенасыщеной мощностью не менее 6 м. Select a vertical production well with an oil-saturated, top part of the formation, which has a phase permeability less than 3 or more times than the phase permeability of the oil-saturated, underlying part of the formation, while having a vertical, oil-saturated thickness of at least 6 m.
Учет фазовых проницаемостей между частями пласта исключает процесс конусообразования в прикровельной части пласта и отключению на первом этапе разработки из выработки запасов прикровельную часть пласта.Taking into account the phase permeabilities between parts of the formation eliminates the process of coning in the top part of the formation and the disconnection of the top part of the formation from the production of reserves at the first stage of development.
Учет вертикальная нефтенасыщенная мощность в вертикальной добывающей скважине позволяет исключить прорыв далее закачиваемой воды из нефтенасыщенной, нижележащей части пласта в нефтенасыщенную, прикровельную часть пласта и обеспечить рентабельными извлекаемыми запасами добывающую скважину.Taking into account the vertical oil-saturated capacity in a vertical production well makes it possible to eliminate the breakthrough of further injected water from the oil-saturated, underlying part of the formation into the oil-saturated, top part of the formation and provide the production well with profitable recoverable reserves.
Далее перфорируют вертикальную добывающую скважину в интервале нефтенасыщенной, нижележащей части пласта и запускают скважину в работу. Next, a vertical production well is perforated in the interval of the oil-saturated, underlying part of the formation and the well is put into operation.
После достижения минимального рентабельного дебита вертикальную добывающую скважину останавливают и бурят в вертикальной добывающей скважине боковой горизонтальный ствол в нефтенасыщенной, прикровельной части пласта.After achieving the minimum profitable flow rate, the vertical production well is stopped and a horizontal lateral trunk is drilled in the vertical production well in the oil-saturated, top part of the formation.
При этом точки входа и забоя бокового горизонтального ствола расположены на расстоянии, равном 1/4 расстояния между стволами вертикальной добывающей скважины и близлежащей вертикальной добывающей скважины с аналогичными вышеуказанным параметрами.In this case, the entry and bottom points of the horizontal lateral wellbore are located at a distance equal to 1/4 of the distance between the shafts of the vertical production well and a nearby vertical production well with similar parameters as above.
Определение точки входа и точки забоя бокового горизонтального ствола позволяет спроектировать равномерную сетку для обеспечения бокового горизонтального ствола рентабельными извлекаемыми запасами.Determining the entry point and bottom hole point of a horizontal lateral well allows you to design a uniform grid to provide the lateral horizontal well with economically recoverable reserves.
Далее осваивают боковой горизонтальный ствол для получения продукции.Next, a horizontal side shaft is developed to obtain products.
Создают сообщение бокового горизонтального ствола с интервалом перфорации вертикальной добывающей скважины.A horizontal lateral wellbore is connected to the perforation interval of a vertical production well.
Далее осуществляют одновременно-раздельную закачку воды в интервал перфорации вертикальной добывающей скважины и добычу продукции из бокового горизонтального ствола. Перевод вертикальной добывающей скважины под закачку приводит к развороту в пласте фильтрационных потоков и дополнительному вытеснению нефти в боковой горизонтальный ствол скважины.Next, simultaneous and separate injection of water into the perforation interval of a vertical production well and production of products from a horizontal lateral well are carried out. Converting a vertical production well to injection leads to a reversal of filtration flows in the formation and additional displacement of oil into the horizontal lateral wellbore.
Увеличение охвата пласта воздействие и высокие темпы отбора, максимально возможная выработка запасов нефти обеспечиваются, в следствие последовательных действий: учет фильтрационно-емкостных свойств пласта при размещении добывающей скважины и бокового горизонтального ствол, выработки запасов из высокопроницаемой части пласта, далее для равномерного продвижения фронта вытеснения флюидов осуществляют нагнетание воды в выработанную высокопроницаемую часть пласта, а добычу производят из менее проницаемой части пласта.Increasing reservoir coverage, impact and high production rates, the maximum possible production of oil reserves are ensured as a result of sequential actions: taking into account the filtration and capacitance properties of the formation when placing a production well and a horizontal lateral trunk, production of reserves from the highly permeable part of the formation, then for uniform advancement of the fluid displacement front water is injected into the mined out highly permeable part of the formation, and production is carried out from the less permeable part of the formation.
Поэтапное вовлечение в эксплуатацию извлекаемых запасов нефти высокопроницаемого коллектора, а затем низкопроницаемого, бурением бокового горизонтального ствола, позволяет увеличить темпы отбора запасов, с формированием равномерного фронта вытеснения при одновременно-раздельной закачке воды в нижний высокопроницаемый и добычей нефти из бокового горизонтального ствола. The gradual involvement in the exploitation of recoverable oil reserves of a high-permeability reservoir, and then of a low-permeable one, by drilling a horizontal lateral trunk, makes it possible to increase the rate of reserve selection, with the formation of a uniform displacement front while simultaneously separately pumping water into the lower high-permeable one and extracting oil from the horizontal lateral trunk.
Пример практического применения.Example of practical application.
В процессе бурения вертикальной добывающей скважины провели геофизические исследования во вскрытом разрезе скважин.In the process of drilling a vertical production well, geophysical research was carried out in the exposed section of the wells.
Определили фазовую проницаемость пласта объекта разработки, которая составила 90 мД до 150 мД в прикровельной верхней части нефтенасыщенного пласта, от 500 мД до 700 мД в подстилающей нижней части нефтенасыщенного пласта и вертикальную, вертикальную нефтенасыщенную мощность в низкопроницаемой части пласта 7 м. Перфорировали нижнюю часть нефтенасыщенного пласта и ввели скважину в эксплуатацию дебитом нефти 80 т/сут.We determined the phase permeability of the formation of the development object, which amounted to 90 mD to 150 mD in the top upper part of the oil-saturated formation, from 500 mD to 700 mD in the underlying lower part of the oil-saturated formation and the vertical, vertical oil-saturated thickness in the low-permeability part of the formation of 7 m. The lower part of the oil-saturated formation was perforated formation and put the well into operation with an oil flow rate of 80 tons/day.
Пробурили по проектной сетке 600*600 м близлежащую добывающую скважину. В процессе бурения вертикальной добывающей скважины провели геофизические исследования во вскрытом разрезе скважин. Определили фазовую проницаемость пласта объекта разработки, которая составила 95 мД до 160 мД в прикровельной верхней части нефтенасыщенного пласта, от 495 мД до 850 мД в подстилающей нижней части нефтенасыщенного пласта и вертикальную, вертикальную нефтенасыщенную мощность в низкопроницаемой части пласта 6м. Перфорировали нижнюю часть нефтенасыщенного пласта и ввели скважину в эксплуатацию дебитом нефти 100 т/сут.We drilled a nearby production well according to the design grid of 600*600 m. In the process of drilling a vertical production well, geophysical research was carried out in the exposed section of the wells. The phase permeability of the formation of the development object was determined, which amounted to 95 mD to 160 mD in the top upper part of the oil-saturated formation, from 495 mD to 850 mD in the underlying lower part of the oil-saturated formation and the vertical, vertical oil-saturated thickness in the low-permeable part of the formation of 6 m. The lower part of the oil-saturated formation was perforated and the well was put into operation with an oil flow rate of 100 tons/day.
После достижения дебитов по нефти ниже рентабельных 5 т/сут в одной из добывающих скважин, скважину остановили выполнили бурение бокового горизонтального ствола длиной 300 м по прикровельной части низкопроницаемого пласта с точкой входа в пласт на расстоянии 150 м от вертикального ствола и точкой забоя на расстоянии 150 м от вертикального ствола близлежащей добывающей скважины.After achieving oil flow rates below the profitable 5 tons/day in one of the production wells, the well was stopped and a horizontal sidetrack 300 m long was drilled along the top part of the low-permeable formation with the entry point into the formation at a distance of 150 m from the vertical wellbore and the bottom hole at a distance of 150 m from the vertical shaft of a nearby production well.
Освоили боковой горизонтальный ствол и получили приток нефти дебитом 50 т/сут.We developed a side horizontal well and received an oil flow with a flow rate of 50 tons/day.
Создали сообщение нижнего вертикального перфорированного ствола и бокового горизонтального ствола, внедрили оборудование для одновременно-раздельной закачки в нижний перфорированный вертикальный пласт и добычи из верхнего бокового горизонтального ствола. Скважину запустили в эксплуатацию с приемистостью 200 м3/сут воды в нижний перфорированный пласт и добычей нефти дебитом 50 т/сут из верхнего бокового горизонтального ствола.We created a connection between the lower vertical perforated wellbore and the side horizontal wellbore, introduced equipment for simultaneous separate injection into the lower perforated vertical formation and production from the upper lateral horizontal wellbore. The well was put into operation with an injectivity of 200 m3 /day of water into the lower perforated formation and oil production with a flow rate of 50 tons/day from the upper side horizontal wellbore.
После достижения дебитов по нефти ниже рентабельных 5 т/сут в близлежащей добывающей скважине, скважину остановили выполнили бурение бокового горизонтального ствола длиной 300 м по прикровельной части низкопроницаемого пласта с точкой входа в пласт на расстоянии 150 м от вертикального ствола и точкой забоя на расстоянии 150 м от вертикального ствола следующей добывающей скважины.After achieving oil flow rates below the profitable 5 tons/day in a nearby production well, the well was stopped and a lateral horizontal wellbore 300 m long was drilled along the top part of the low-permeable formation with the entry point into the formation at a distance of 150 m from the vertical wellbore and the bottom hole at a distance of 150 m from the vertical shaft of the next production well.
Освоили боковой горизонтальный ствол и получили приток нефти дебитом 60 т/сут.We developed a side horizontal well and received an oil flow with a flow rate of 60 tons/day.
Создали сообщение нижнего вертикального перфорированного ствола и бокового горизонтального ствола, внедрили оборудование для одновременно-раздельной закачки в нижний перфорированный вертикальный пласт и добычи из верхнего бокового горизонтального ствола. Скважину запустили в эксплуатацию с приемистостью 150 м3/сут воды в нижний перфорированный пласт и добычей нефти дебитом 60 т/сут из верхнего бокового горизонтального ствола.We created a connection between the lower vertical perforated wellbore and the side horizontal wellbore, introduced equipment for simultaneous separate injection into the lower perforated vertical formation and production from the upper lateral horizontal wellbore. The well was put into operation with an injectivity of 150 m3 /day of water into the lower perforated formation and oil production with a flow rate of 60 tons/day from the upper side horizontal wellbore.
В первой добывающей скважине добыто нефти из высокопроницаемой нижней части пласта 130 тыс. т, из бокового горизонтального ствола 158 тыс. т. Во второй добыващей скважине добыто нефти из высокопроницаемой нижней части пласта 143 тыс.т, из бокового горизонтального ствола 137 тыс.т. Добывающие скважины, запущенные в эксплуатацию, с перфорацией всей вертикальной нефтенасыщенной мощности пласта, без бурения бокового горизонтального ствола за тот же период эксплуатации добыто 190 тыс. т нефти.In the first production well, 130 thousand tons of oil was produced from the highly permeable lower part of the formation, 158 thousand tons from the horizontal side hole. In the second production well, 143 thousand tons of oil was produced from the highly permeable lower part of the formation, and 137 thousand tons from the horizontal side hole. Production wells put into operation with perforation of the entire vertical oil-saturated thickness of the formation, without drilling a horizontal lateral trunk, produced 190 thousand tons of oil over the same period of operation.
Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность нефтеизвлечения из недр путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, поддержание высоких темпов отбора извлекаемых запасов, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет проектирования равномерной сетки скважин, обеспеченными рентабельными извлекаемыми запасами, исключения процесса конусообразования в прикровельной части пласта, исключения прорыва закачиваемой воды из нефтенасыщенной, нижележащей части пласта в нефтенасыщенную, прикровельную часть пласта, разворота в пласте фильтрационных потоков.Thus, the proposed method increases the efficiency of oil extraction from the subsoil by increasing the coverage of the formation by the influence, uniformity of production of oil reserves, maintaining high rates of selection of recoverable reserves, increasing the oil displacement coefficient by designing a uniform well pattern, provided with cost-effective recoverable reserves, eliminating the process of coning in the top part formation, preventing the breakthrough of injected water from the oil-saturated, underlying part of the formation into the oil-saturated, top part of the formation, and the reversal of filtration flows in the formation.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2812976C1 true RU2812976C1 (en) | 2024-02-06 |
Family
ID=
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5133410A (en) * | 1989-12-29 | 1992-07-28 | Institut Francais Du Petrole | Method and device for stimulating production of a subterranean zone of injection of a fluid from a neighboring zone via fracture made from a deflected drain drilled in an intermediate layer separating the zones |
| RU2066742C1 (en) * | 1992-03-06 | 1996-09-20 | Производственное объединение "Татнефть" | Method for development of oil pool |
| RU2095551C1 (en) * | 1995-07-19 | 1997-11-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for development of massive-type deposit |
| RU2285115C2 (en) * | 2004-08-20 | 2006-10-10 | Открытое акционерное общество "Иделойл" | Method for extraction of carbonate multi-bed oil deposit of void-crumbling porosity |
| RU2337235C1 (en) * | 2007-01-09 | 2008-10-27 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Дагестанский Государственный Технический Университет" (Дгту) | Method of oil-pool development |
| RU2357075C1 (en) * | 2007-11-21 | 2009-05-27 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Дагестанский Государственный Технический Университет" (Дгту) | Method of development of hydrocarbon field |
| RU2474676C1 (en) * | 2012-04-09 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multiformation oil deposit development method |
| RU2513787C1 (en) * | 2012-10-17 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Method for oil deposit development based on system address action |
| RU2678337C1 (en) * | 2018-04-07 | 2019-01-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Multi-layer deposits with hard-to-recover oil reserves development method by the compacting grid method |
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5133410A (en) * | 1989-12-29 | 1992-07-28 | Institut Francais Du Petrole | Method and device for stimulating production of a subterranean zone of injection of a fluid from a neighboring zone via fracture made from a deflected drain drilled in an intermediate layer separating the zones |
| RU2066742C1 (en) * | 1992-03-06 | 1996-09-20 | Производственное объединение "Татнефть" | Method for development of oil pool |
| RU2095551C1 (en) * | 1995-07-19 | 1997-11-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for development of massive-type deposit |
| RU2285115C2 (en) * | 2004-08-20 | 2006-10-10 | Открытое акционерное общество "Иделойл" | Method for extraction of carbonate multi-bed oil deposit of void-crumbling porosity |
| RU2337235C1 (en) * | 2007-01-09 | 2008-10-27 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Дагестанский Государственный Технический Университет" (Дгту) | Method of oil-pool development |
| RU2357075C1 (en) * | 2007-11-21 | 2009-05-27 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Дагестанский Государственный Технический Университет" (Дгту) | Method of development of hydrocarbon field |
| RU2474676C1 (en) * | 2012-04-09 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multiformation oil deposit development method |
| RU2513787C1 (en) * | 2012-10-17 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Method for oil deposit development based on system address action |
| RU2678337C1 (en) * | 2018-04-07 | 2019-01-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Multi-layer deposits with hard-to-recover oil reserves development method by the compacting grid method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
| RU2518684C2 (en) | Method of extraction of oil and other formation fluids from reservoir (versions) | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2179234C1 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2506418C1 (en) | Method for oil deposit development at late stage | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
| RU2282022C2 (en) | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir |