RU2282022C2 - Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа - Google Patents
Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2282022C2 RU2282022C2 RU2004125481/03A RU2004125481A RU2282022C2 RU 2282022 C2 RU2282022 C2 RU 2282022C2 RU 2004125481/03 A RU2004125481/03 A RU 2004125481/03A RU 2004125481 A RU2004125481 A RU 2004125481A RU 2282022 C2 RU2282022 C2 RU 2282022C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- subhorizontal
- horizontal
- water
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежи многопластового нефтяного месторождения, и может быть использовано как на ранней стадии разработки, так и на поздней, и обеспечивает повышение эффективности способа за счет увеличения безводного периода эксплуатации скважин. Сущность изобретения: по способу осуществляют замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи. Определяют минимальное расстояние от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины. Бурят разветвленные горизонтальные и/или субгоризонтальные скважины. При этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин. Горизонтальные, и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке многопластового нефтяного месторождения с применением разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, и может быть использовано при разработке залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа как на ранней стадии разработки, так и на поздней.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин (патент США №4718485 от 21.01.88 г.). Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за быстрого обводнения скважин в условиях залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции (Патент РФ №2085723 С1 от 27.07.97 г., опубл. в Бюл. №21, 1997 г.). Согласно этому способу: стволы горизонтальных скважин в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке.
Способ позволяет повысить вытеснение нефти за счет более равномерного вытеснения нефти агентом.
Недостатком этого способа является то, что в условиях залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, а также на поздней стадии разработки происходит преждевременное обводнение продукции скважины, что ведет к сокращению срока работы скважины, следовательно, к уменьшению отбора нефти.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа и увеличение продуктивности скважин за счет увеличения безводного периода эксплуатации скважин, сокращения объемов попутно добываемой воды в скважинах и увеличения срока работы скважин.
Указанная задача достигается описываемым способом, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины.
Новым является то, что дополнительно проводят промысловые исследования скважин и моделирование процесса разработки залежи с учетом текущих условий разработки, определяют минимальное расстояние от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины, затем бурят разветвленные горизонтальные и/или субгоризонтальные скважины, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные, и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления размещают в продуктивном пласте выше отметки основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и направляют в сторону кровли продуктивного пласта и/или пропластка, характеризующегося по разрезу наиболее высокими фильтрационно-емкостными характеристиками.
Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду, а также по фонду технической библиотеки института "ТатНИПИ-нефть" показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым объектом. Это позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "новизна" и "изобретательский уровень".
На фиг.1а представлена траектория разветвленной горизонтальной скважины на схематическом разрезе залежи.
На фиг.1б представлена схема размещения разветвленной горизонтальной скважины в продуктивных пластах.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.
Проблемой нефтяной промышленности является получение безводной продукции скважин.
В предлагаемом способе решается задача увеличения безводного периода эксплуатации скважин, увеличения срока работы скважин и увеличения продуктивности скважин.
Месторождение разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют его обустройство. Определяют тип месторождения и тип строения залежи. Производят закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и добычу продукции скважины из добывающих скважин. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и закачки. Уточняют геологическое строение залежи и емкостно-фильтрационные характеристики пластов, запасы нефти с использованием параметров пластов, полученных в результате бурения редкой сетки скважин. Экспериментально определяют расстояние от водонефтяного контакта до вскрытого интервала скважины, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины. Полученные результаты сопоставляют с данными геолого-гидродинамического моделирования с учетом текущих условий разработки.
С использованием полученной информации определяют размещение основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и горизонтальных, и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин как по разрезу пластов (Фиг.1а), так и по площади залежи многопластового нефтяного месторождения и/или массивного типа (Фиг.1б).
Выбор вида разветвленных скважин зависит от геологического строения залежи.
Для маломощных пластов залежи целесообразно использовать по крайней мере один горизонтальный ствол скважины с горизонтальными разветвлениями, или горизонтальный ствол с субгоризонтальными разветвлениями, или аналогичный ствол с горизонтальными, субгоризонтальными разветвлениями.
Для пластов залежи толщиной выше 8 м или залежи массивного типа целесообразно использовать по крайней мере один субгоризонтальный ствол скважины с горизонтальными разветвлениями, или субгоризонтальный ствол с субгоризонтальными разветвлениями, или аналогичный ствол с вертикальными разветвлениями, либо аналогичный ствол с горизонтальными, субгоризонтальными и вертикальными разветвлениями. Также возможно использовать варианты разветвленных скважин, рекомендуемых для маломощных пластов залежи, или комбинации рекомендуемых вариантов для маломощных и мощных пластов. При этом возможны варианты: по крайней мере по одному горизонтальному и субгоризонтальному стволам скважин с горизонтальными разветвлениями, горизонтальному и субгоризонтальному стволам с субгоризонтальными разветвлениями, горизонтальному и субгоризонтальному стволам с вертикальными разветвлениями либо горизонтальному и субгоризонтальному стволам с горизонтальными, субгоризонтальными и вертикальными разветвлениями.
Выбор вида разветвлений зависит от геологического строения пласта и размещения кровли продуктивного пласта и/или пропластка.
Основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол размещают на расстоянии от водонефтяного контакта, определенном экспериментально (при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины). Разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли пласта и/или пропластка с максимально возможным размещением длины ствола разветвлений в наиболее проницаемых интервалах. Размещают эти разветвленные горизонтальные скважины согласно вышеописанному профилю и пускают под добычу продукции. В случае интенсивного падения пластового давления (более 0,2-0,3 мПа в год) осваивают под закачку дополнительные нагнетательные скважины из ранее пробуренного фонда.
Согласно предлагаемому способу расположение основных горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов скважин и размещение разветвлений выбирают таким образом, что только в этих условиях возможна рациональная разработка залежи многопластового нефтяного месторождения и/или массивного типа, обеспечивающая сокращение попутно добываемой воды в скважинах, увеличение срока работы скважин. При этом увеличивается продуктивность скважин и нефтеизвлечение залежи.
Примеры конкретного выполнения.
Пример 1. Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка залежи отложений турнейского яруса. Участок разбурили редкой сеткой скважин, осуществили их обустройство. В разрезе отложений турнейского яруса продуктивными являются отложения кизеловского и черепетского горизонтов. Произвели закачку воды в нагнетательные и добычу продукции из добывающих скважин. Осуществили замеры добычи нефти, воды и закачки. Построили литологические карты и подсчитали запасы нефти - 350 тыс.т. геологических и 87,5 тыс.т. извлекаемых. Произвели испытание скважин со вскрытием пластов на расстоянии 3 м, 5 м, 8 м, 10 м, 12 м от водонефтяного контакта. При расстоянии от водонефтяного контакта менее 10 м происходит быстрое обводнение добываемой продукции. В связи с этим основной ствол горизонтальной добывающей скважины (1) разместили на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта (фиг.1а) вблизи кровли отложений черепетского горизонта. Пробурили 2 субгоризонтальных разветвления (2) в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта с размещением стволов разветвлений в наиболее проницаемой части пород кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную горизонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины в 3 раза выше, чем у окружающих скважин, и составляет 20 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 46,9 тыс.т нефти и 50 тыс.т воды. При известном способе дебит разветвленной горизонтальной скважины составит 13 т/сут, что в 2 раза выше дебита окружающих скважин.
За счет более интенсивного обводнения добываемой продукции при известном способе и меньшего дебита скважины за 10 лет будет добыто нефти на 26,9 тыс.т меньше. Накопленная добыча за 10 лет по известному способу составит: 20 тыс.т нефти и 50 тыс.т воды. Текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому участку по известному способу составит 5,7%, а по предлагаемому способу 13,4%. Более чем в два раза увеличилось текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации.
При себестоимости добычи нефти 2 тыс.руб. за тонну и цене нефти 3500 рублей за тонну экономия составит:
Э=ΔQн·(Ц-С)=26,9·1,5=40,35 млн. руб.,
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс.т,
Ц - цена нефти, тыс.руб./т,
С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс.руб./тонна,
т.е. по предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 2,69 тыс.т дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 4,035 млн. руб.
Пример 2. Основной ствол субгоризонтальной добывающей скважины разместили так, чтобы самая нижняя точка субгоризонтального ствола оказалась на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта. Пробурили 2 субгоризонтальных разветвления в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта с размещением стволов разветвлений в наиболее проницаемой части пород кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную субгоризонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины составил 22 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 51,6 тыс.т нефти и 54,7 тыс.т воды. Накопленная дополнительная добыча за 10 лет по предлагаемому способу составит 31,6 тыс.т нефти. Экономия составит 47,4 млн.руб. По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 3,16 тыс.т дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 4,74 млн.руб.
Пример 3. Основной ствол субгоризонтальной добывающей скважины разместили так, чтобы самая нижняя точка субгоризонтального ствола оказалась на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта. Пробурили 2 горизонтальных разветвления в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта с размещением стволов разветвлений в наиболее проницаемой части пород кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную субгоризонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины составил 21 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 49,3 тыс.т нефти и 52,4 тыс.т воды. Накопленная дополнительная добыча за 10 лет по предлагаемому способу составит 29,3 тыс.т нефти. Экономия составит 43,95 млн.руб. По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 2,93 тыс.т дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 4,395 млн.руб.
Пример 4. Основной ствол субгоризонтальной добывающей скважины разместили так, чтобы самая нижняя точка субгоризонтального ствола оказалась на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта. Пробурили 2 вертикальных разветвления в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную субгоризонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины составил 18 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 42,21 тыс.т нефти и 45,31 тыс.т воды. Накопленная дополнительная добыча за 10 лет по предлагаемому способу составит 22,21 тыс.т нефти. Экономия составит 33,32 млн.руб. По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 2,221 тыс.т дополнительной нефти. Экономия за 1 год составит 3,332 млн.руб.
Пример 5. Основной ствол субгоризонтальной добывающей скважины разместили на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта вблизи кровли отложений черепетского горизонта. Пробурили 2 горизонтальных разветвления в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта с размещением стволов разветвлений в наиболее проницаемой части пород кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную горизонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины составил 19 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 44,6 тыс.т нефти и 49,0 тыс.т воды. Накопленная дополнительная добыча за 10 лет по предлагаемому способу составит 24,6 тыс.т нефти. Экономия составит 36,9 млн.руб. По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 2,46 тыс.т дополнительной нефти. Экономия за 1 год составит 3,69 млн.руб.
Пример 6. Основной ствол горизонтальной добывающей скважины разместили на расстоянии более 10 м от водонефтяного контакта вблизи кровли отложений черепетского горизонта. Пробурили 2 вертикальных разветвления в направлении к кровле отложений кизеловского горизонта. Обустроили разветвленную горизонтальную скважину и пустили в эксплуатацию. Дебит скважины составил 17 т/сут. За 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 39,9 тыс.т нефти и 44,3 тыс.т воды. Накопленная дополнительная добыча за 10 лет по предлагаемому способу составит 19,9 тыс.т нефти. Экономия составит 29,9 млн.руб. По предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 1,99 тыс.т дополнительной нефти. Экономия за 1 год составит 2,99 млн.руб.
Claims (1)
- Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины, бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004125481/03A RU2282022C2 (ru) | 2004-08-19 | 2004-08-19 | Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004125481/03A RU2282022C2 (ru) | 2004-08-19 | 2004-08-19 | Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004125481A RU2004125481A (ru) | 2006-02-10 |
RU2282022C2 true RU2282022C2 (ru) | 2006-08-20 |
Family
ID=36049537
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004125481/03A RU2282022C2 (ru) | 2004-08-19 | 2004-08-19 | Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2282022C2 (ru) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2447272C1 (ru) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи массивного типа |
RU2459069C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи |
RU2567918C1 (ru) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения |
RU2667210C1 (ru) * | 2017-06-19 | 2018-09-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ эксплуатации месторождения углеводородов |
RU2724837C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
-
2004
- 2004-08-19 RU RU2004125481/03A patent/RU2282022C2/ru active
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2447272C1 (ru) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи массивного типа |
RU2459069C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи |
RU2567918C1 (ru) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения |
RU2667210C1 (ru) * | 2017-06-19 | 2018-09-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ эксплуатации месторождения углеводородов |
RU2724837C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2004125481A (ru) | 2006-02-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2339801C2 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения разветвленными горизонтальными скважинами | |
RU2439299C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2387812C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами | |
RU2334087C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти, осложненных эрозионным врезом | |
RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
RU2382183C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором | |
RU2672292C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидроразрыва пласта | |
RU2526430C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления | |
RU2336414C1 (ru) | Способ разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы | |
RU2387815C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах | |
RU2305758C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти | |
RU2587661C1 (ru) | Способ разработки нефтяной мало разведанной залежи | |
RU2528757C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме | |
RU2474678C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
RU2434124C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом | |
RU2282022C2 (ru) | Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа | |
RU2283947C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
RU2386795C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами | |
RU2443855C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью | |
RU2438010C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с малыми толщинами | |
RU2447271C1 (ru) | Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения | |
RU2282023C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами | |
RU2580562C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
Schmitz et al. | An integrated approach to development optimization in seven generations' Kakwa liquids rich Montney play | |
RU2595112C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки |