RU2821880C1 - Method for development of oil deposit section - Google Patents
Method for development of oil deposit section Download PDFInfo
- Publication number
- RU2821880C1 RU2821880C1 RU2024101125A RU2024101125A RU2821880C1 RU 2821880 C1 RU2821880 C1 RU 2821880C1 RU 2024101125 A RU2024101125 A RU 2024101125A RU 2024101125 A RU2024101125 A RU 2024101125A RU 2821880 C1 RU2821880 C1 RU 2821880C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- injection
- wells
- injection well
- production
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 33
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 9
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 4
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil deposits with different types of reservoir.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи A known method for developing a multi-layer oil deposit
(патент RU № 2583471, МПК E21B 43/00, опубл. 10.05.2016 г., Бюл. № 13), включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. В нагнетательные скважины закачивают рабочий агент, а из добывающих скважин отбирают продукцию. После обводнения добывающих скважин осуществляют бурение из их основных стволов боковых горизонтальных ответвлений. Определяют обводнившиеся пропластки и влияющую нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения. Боковой горизонтальный ствол в данном пропластке размещают в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины под углом не менее 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и нагнетательной скважинами, а в других пропластках - в сторону нагнетательной скважины под углом 20-80° к указанной условной прямой. В каждый ствол устанавливают не более трех пакеров. В обводнившемся пропластке первый пакер размещают, считая от «пятки» горизонтального ствола, на расстоянии 50-300 м, а в остальных пропластках - на расстоянии 50-300 м, считая от «носка» горизонтального ствола. Второй и третий пакеры в каждом стволе размещают на равном расстоянии друг от друга. При продвижении фронта вытеснения продукции к добывающим скважинам при закачке рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют последовательное отключение обводнившихся участков стволов добывающих скважин.(RU patent No. 2583471, IPC E21B 43/00, published May 10, 2016, Bulletin No. 13), including drilling vertical production and injection wells. The working agent is pumped into injection wells, and products are taken from production wells. After watering the production wells, horizontal lateral branches are drilled from their main trunks. The watered interlayers and the influencing injection well, which is the cause of water flooding, are determined. The side horizontal well in this interlayer is placed in the opposite direction relative to the injection well at an angle of at least 120° in the horizontal plane to the conventional straight line drawn between the production and injection wells, and in other interlayers - towards the injection well at an angle of 20-80° to the specified conditional straight line. No more than three packers are installed in each shaft. In the watered interlayer, the first packer is placed, counting from the “heel” of the horizontal wellbore, at a distance of 50-300 m, and in the remaining interlayers - at a distance of 50-300 m, counting from the “toe” of the horizontal wellbore. The second and third packers in each wellbore are placed at an equal distance from each other. When the front of product displacement advances to production wells, when pumping the working agent into injection wells, the watered sections of production wells are sequentially disconnected.
Недостатком способа является неполная выработка запасов нефти вследствие отключения обводнившихся участков стволов.The disadvantage of this method is the incomplete production of oil reserves due to the shutdown of waterlogged sections of the shafts.
Технической задачей изобретения является более полная выработка запасов нефти.The technical objective of the invention is to more fully develop oil reserves.
Способ разработки участка нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, определение обводнившихся пропластков участка залежи и влияющей нагнетательной скважины, являющейся причиной обводнения, после обводнения бурение из добывающих скважин боковых стволов с размещением их в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины, A method for developing a section of an oil deposit, including drilling vertical production and injection wells, pumping a working agent into injection wells and selecting products from production wells, identifying the watered interlayers of the deposit area and the influencing injection well that is the cause of watering, after watering, drilling sidetracks from production wells with placing them in the opposite direction relative to the injection well,
Новым является то, что проводят бурение боковых стволов в добывающих скважинах в противоположном направлении относительно нагнетательной скважины с радиусом кривизны 75-80 м и на расстоянии 25-30 м от основного ствола добывающей скважины, перфорируют колонны боковых стволов в нефтенасыщенном пласте, производят замер пластового давления нефтенасыщенного пласта, при снижении пластового давления на 75% от начального пластового давления начинают закачку рабочего агента в нагнетательную скважину объемом 1,2 объема добываемой продукции с давлением на 20% больше пластового давления и циклом закачки 6 дней и 1 день простоя.What's new is that they drill sidetracks in production wells in the opposite direction relative to the injection well with a radius of curvature of 75-80 m and at a distance of 25-30 m from the main trunk of the production well, perforate the columns of sidetracks in an oil-saturated formation, measure the reservoir pressure of an oil-saturated formation, when When the reservoir pressure decreases by 75% of the initial reservoir pressure, they begin pumping the working agent into an injection well with a volume of 1.2 volumes of produced products with a pressure 20% higher than the reservoir pressure and an injection cycle of 6 days and 1 day of downtime.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины на участке залежи. Определяют обводнившиеся пропластки участка залежи и влияющую нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения. Проводят бурение боковых стволов в добывающих скважинах в противоположном направлении относительно нагнетательной скважины с радиусом кривизны 75-80 м и на расстоянии 25-30 м от основного ствола добывающей скважины. Затем перфорируют колонны боковых стволов добывающих скважин в нефтенасыщенном пласте. Производят отбор продукции из добывающих скважин. Ведут замер пластового давления нефтенасыщенных пластов.Vertical production and injection wells are drilled in the deposit area. The watered interlayers of the deposit area and the influencing injection well, which is the cause of water flooding, are determined. Sidetracks are drilled in production wells in the opposite direction relative to the injection well with a radius of curvature of 75-80 m and at a distance of 25-30 m from the main trunk of the production well. Then the columns of the lateral trunks of production wells in the oil-saturated formation are perforated. Products are selected from production wells. They measure the reservoir pressure of oil-saturated formations.
При снижении пластового давления на 75 % от начального пластового давления начинают закачку рабочего агента в нагнетательную скважину объемом 1,2 объема добываемой продукции с давлением на 20 % больше пластового давления и циклом закачки 6 дней закачки и 1 день простоя.When the reservoir pressure decreases by 75% of the initial reservoir pressure, they begin pumping the working agent into an injection well with a volume of 1.2 volumes of produced products with a pressure 20% greater than the reservoir pressure and an injection cycle of 6 days of injection and 1 day of downtime.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
Разрабатывают нефтяную залежь тульского горизонта общей толщиной 11 м. Коллектор имеет следующие характеристики: средняя глубина 1120 м, отметка водонефтяного контакта минус 815 м, среднее пластовое давление 11 МПа, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 2,7 м, пористость 20 %, нефтенасыщенность 73 %, вязкость нефти 46 мПа*с, плотность нефти 889 т/м3. Проницаемость составляет соответственно 521 мД. Добыча нефти из добывающей скважины составляет 4 м3/сут.The oil deposit of the Tula horizon is being developed with a total thickness of 11 m. The reservoir has the following characteristics: average depth 1120 m, oil-water contact elevation minus 815 m, average reservoir pressure 11 MPa, average effective oil-saturated thickness 2.7 m, porosity 20%, oil saturation 73%, oil viscosity 46 mPa*s, oil density 889 t/ m3 . The permeability is correspondingly 521 mD. Oil production from the production well is 4 m 3 /day.
В процессе разработки происходит прорыв воды в добывающую скважину от соседней гидродинамически связанной нагнетательной скважины. В результате обводненность продукция составила 98 %.During the development process, water breaks into the production well from an adjacent hydrodynamically connected injection well. As a result, the production water cut was 98%.
В данной добывающей скважине проводят бурение бокового ствола в противположном направлении относительно нагнетательной скважины с радиусом кривизны от основного ствола 78 м, расстоянием от основного ствола до точки входа в пласт 27 м и перфорируют колонну бокового ствола и осуществляют отбор продукции на естественном режиме с дебитом нефти 8 м3/сут, при снижении пластового давления до 3 МПа начинают закачку рабочего агента в нагнетательную скважину объемом 10 м3/сут в течение 6 сут, затем останавливают закачку на 1 сут, после чего продолжают закачивать рабочий агент также 6 сут и в таком цикле ведут выработку запасов из пласта.In this production well, a sidetrack is drilled in the opposite direction relative to the injection well with a radius of curvature from the main bore of 78 m, a distance from the main bore to the entry point into the formation of 27 m, and the column of the sidebore is perforated and production is taken in natural mode with an oil flow rate of 8 m 3 /day, when the reservoir pressure decreases to 3 MPa, they begin pumping the working agent into an injection well with a volume of 10 m 3 /day for 6 days, then stop the injection for 1 day, after which they continue to pump the working agent for 6 days in this cycle are developing reserves from the reservoir.
В результате разработки рассмотренного участка, после зарезки бокового ствола обводненность в добывающей скважине составила 86 % и дебит нефти 8 м3/сут, добыча нефти всего составила 137,4 тыс.т нефти, коэффициент охвата составил 0,679 д.ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) был достигнут 0,374 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,021 д.ед.As a result of the development of the considered area, after sidetracking, the water cut in the production well was 86% and the oil flow rate was 8 m 3 /day, oil production totaled 137.4 thousand tons of oil, the sweep factor was 0.679 units, the oil recovery factor ( Oil recovery factor) was reached 0.374 units. The increase in oil recovery factor according to the proposed method is 0.021 units.
Применение данного способа позволит более эффективнее выработать запасы нефти и повысить коэффициент нефтеизвлечения, увеличивая коэффициент охвата и нефтеизвлечения.The use of this method will make it possible to more efficiently develop oil reserves and increase the oil recovery factor, increasing the sweep and oil recovery factor.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2821880C1 true RU2821880C1 (en) | 2024-06-27 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066370C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-09-10 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method for exploitation of multilayer oil pool |
| RU2190761C1 (en) * | 2001-12-26 | 2002-10-10 | Батурин Юрий Ефремович | Process of development of oil field with artificial formation pressure |
| RU2336414C1 (en) * | 2007-01-12 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense |
| US8235110B2 (en) * | 2006-12-13 | 2012-08-07 | Gushor Inc. | Preconditioning an oilfield reservoir |
| RU2550642C1 (en) * | 2014-06-18 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil field development with horizontal wells |
| RU2583471C1 (en) * | 2015-05-01 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of multilayer oil reservoir |
| RU2724837C1 (en) * | 2020-02-10 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066370C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-09-10 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method for exploitation of multilayer oil pool |
| RU2190761C1 (en) * | 2001-12-26 | 2002-10-10 | Батурин Юрий Ефремович | Process of development of oil field with artificial formation pressure |
| US8235110B2 (en) * | 2006-12-13 | 2012-08-07 | Gushor Inc. | Preconditioning an oilfield reservoir |
| RU2336414C1 (en) * | 2007-01-12 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense |
| RU2550642C1 (en) * | 2014-06-18 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil field development with horizontal wells |
| RU2583471C1 (en) * | 2015-05-01 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of multilayer oil reservoir |
| RU2724837C1 (en) * | 2020-02-10 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2179234C1 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
| RU2821880C1 (en) | Method for development of oil deposit section | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2394981C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| CN112443303B (en) | Method for controlling crack propagation direction | |
| RU2558546C1 (en) | Multilayer oil deposit development method | |
| RU2819865C1 (en) | Method for development of oil field with heterogeneous reservoirs | |
| RU2820921C1 (en) | Oil reservoir development method | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2827198C1 (en) | Method for development of oil deposit by horizontal wells | |
| RU2782640C1 (en) | Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2823943C1 (en) | Oil deposit development method |