RU2290493C1 - Method for extracting multi-bed oil deposit - Google Patents
Method for extracting multi-bed oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2290493C1 RU2290493C1 RU2006107049/03A RU2006107049A RU2290493C1 RU 2290493 C1 RU2290493 C1 RU 2290493C1 RU 2006107049/03 A RU2006107049/03 A RU 2006107049/03A RU 2006107049 A RU2006107049 A RU 2006107049A RU 2290493 C1 RU2290493 C1 RU 2290493C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- vertical
- oil
- wells
- formations
- development
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи, представленной разнопроницаемыми коллекторами.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil deposits represented by permeable reservoirs.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [Орлов B.C. - «Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой». Москва, 1973 г., стр.13].A known method for the development of oil deposits, including the injection of a working agent through injection wells and the selection of oil through production wells [Orlov B.C. - "Design and analysis of the development of oil fields under the regime of oil displacement by water." Moscow, 1973, p. 13].
Способ не позволяет добывать нефть в отмеченных горно-геологических условиях с большим коэффициентом нефтеотдачи [Григорян A.M. - «Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами». М. «Недра», 1969 г., стр.14-27]. Сущность его состоит в том, что из вертикального ствола забуриваются два или большее количество боковых стволов. Но это чисто внешнее сходство с рекомендуемым способом, ибо в известном способе разные боковые стволы ориентируются на разные пласты для выработки из них запасов по традиционным технологиям разработки, т.е. в отличие от рекомендуемого способа бурение вторых стволов проводят с совершенно другими целями.The method does not allow oil production in the noted mining and geological conditions with a high oil recovery coefficient [Grigoryan A.M. - “Opening of strata with multilateral and horizontal wells.” M. "Nedra", 1969, pp. 14-27]. Its essence lies in the fact that two or more side trunks are drilled from a vertical trunk. But this is a purely external resemblance to the recommended method, because in the known method, different sidetracks are oriented to different layers to develop reserves from them according to traditional development technologies, i.e. in contrast to the recommended method, the drilling of the second trunks is carried out with completely different purposes.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки обводненной нефтяной залежи в продуктивном горизонте, представленном разнопроницаемыми пластами, предусматривающий после выработки запасов нефти через основной ствол скважины и предельного обводнения добываемой из него продукции бурение вторых (боковых) стволов, ориентированных на невыработанные запасы, локализованные в низкопроницаемых прослоях [Ширяев Ю.Х., Даниленко Г.Г., Галицина Н.С. Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением дополнительных стволов. Нефтяное хозяйство, №7, 2001 г. с.51-53 - прототип].Closest to the proposed invention in technical essence is a method for developing an irrigated oil reservoir in a productive horizon represented by different-permeable formations, which, after developing oil reserves through the main wellbore and limiting watering of the products extracted from it, drilling second (side) trunks oriented towards undeveloped reserves, localized in low-permeability interlayers [Shiryaev Yu.Kh., Danilenko GG, Galitsina NS Improving the efficiency of field development at the final stage by drilling additional shafts. Oil industry, No. 7, 2001 p.51-53 - prototype].
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи, текущей добычи нефти и коротких сроков выработки запасов.The known method does not allow to develop an oil reservoir with the achievement of high oil recovery, current oil production and short terms of reserves.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, текущей добычи нефти и сокращения сроков выработки запасов залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery, current oil production and reducing the terms of development of reserves of deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем бурение вертикальных и горизонтальных стволов скважин в пласты, отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению на ранней стадии разработки залежь разбуривают вертикальными стволами, в них выполняют комплекс геофизических исследований, по материалам геофизических исследований и опробования выделяют нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты, определяют их емкостно-фильтрационные свойства, по полученным данным строят геологическую модель залежи, выделяют в разрезе скважин низкопроницаемые пласты с проницаемостью в 3-10 раз ниже проницаемости более продуктивной части разреза в объеме, обеспечивающем рентабельность выработки боковым стволом локализованных в них запасов, в, по крайней мере, одной добывающей скважине вертикальный ствол скважины задавливают инертной жидкостью и буровым раствором и пакеруют над интервалом перфорации, из вертикального ствола наклонно-направленным способом бурят боковой ствол с отходом от вертикального не менее чем на 100 м, в боковом стволе вскрывают низкопроницаемые пласты и осваивают боковой ствол скважины с применением интенсифицирующих технологий, боковой ствол глушат инертной жидкостью и заполняют буровым раствором, распакеровывают вертикальный ствол скважины, заменяют раствор на воду и компрессируют, вызывая приток из обоих стволов. Сущность изобретения.The problem is solved in that in the method of developing a multilayer oil reservoir, including drilling vertical and horizontal wellbores into formations, taking products through production wells and injecting a working agent through injection wells, according to the invention, at the early stage of development, the reservoir is drilled with vertical trunks, a complex is carried out in them geophysical studies, according to the materials of geophysical studies and testing, oil-saturated and water-saturated formations are distinguished, their capacitive-filtration is determined Onion properties, according to the data obtained, build a geological model of the deposit, distinguish low-permeability formations in the section of wells with permeability 3-10 times lower than the permeability of the more productive part of the section in a volume that ensures the profitability of the development of localized reserves in the sidetrack in at least one to the producing well, the vertical wellbore is crushed with an inert fluid and drilling fluid and packaged over the perforation interval. A sidetrack is drilled from the vertical wellbore in an oblique directional manner. by moving away from the vertical by at least 100 m, low-permeability formations are opened in the lateral wellbore and the lateral wellbore is developed using stimulating technologies, the lateral wellbore is plugged with inert fluid and filled with drilling fluid, the vertical wellbore is unpacked, the solution is replaced with water and compressed, causing flow from both trunks. SUMMARY OF THE INVENTION
Проблема повышения эффективности разработки многопластовой нефтяной залежи является актуальной задачей на протяжении всего периода существования нефтяной промышленности. Задача эта адресная - она для разных геолого-промысловых условий эксплуатационных объектов или залежей решается по разному в зависимости от емкостно-фильтрационных свойств коллекторов и строения продуктивных горизонтов.The problem of increasing the efficiency of the development of a multilayer oil reservoir is an urgent task throughout the entire period of the existence of the oil industry. This task is an address one - it is solved differently for different geological and field conditions of production facilities or deposits depending on the capacitance-filtration properties of reservoirs and the structure of productive horizons.
Исследованиями установлено, что чем раньше начинают реализовываться методы оптимизации выработки запасов, равно как и новые методы разработки, тем больший технологический эффект обеспечивается их внедрением. Для повышения полноты выработки запасов, локализованных в слабодренируемых низкопроницаемых пластах нет необходимости дожидаться полной выработки запасов из высокопроницаемых пластов и лишь после этого бурить вторые стволы на слабовырабатываемые, низкопроницаемые пласты. Эта задача может и должна решаться не на поздней стадии разработки, а на ранней стадии освоения месторождения, обеспечивая 100% охват пластов выработкой без увеличения сроков разработки объекта, а сокращая их и при этом увеличивая текущую добычу нефти. Таким образом, в предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, текущей добычи нефти и сокращения сроков выработки запасов.Studies have established that the sooner methods for optimizing the development of reserves begin to be implemented, as well as new development methods, the greater the technological effect is ensured by their implementation. To increase the completeness of the development of reserves located in poorly drained low-permeability formations, there is no need to wait for the full development of reserves from high-permeable formations and only after that drill the second trunks on weakly developed, low-permeable formations. This problem can and should be solved not at a late stage of development, but at an early stage of field development, providing 100% coverage of reservoirs with production without increasing the development time of the facility, but reducing them and at the same time increasing current oil production. Thus, the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery, current oil production and reducing the terms of development of reserves.
В предложенном способе разработки нефтяной залежи, состоящей из разнопроницаемых пластов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины ведут уже на ранней стадии разработки. Этим обеспечивается выработка запасов из всех разнопроницаемых пластов, составляющих объект разработки, т.е. на ранней стадии обеспечивается 100% охват выработкой продуктивного разреза.In the proposed method of developing an oil reservoir, consisting of differently permeable formations, the injection of a working agent through injection wells and the selection of oil through production wells are already at an early stage of development. This ensures the development of reserves from all permeable formations that make up the object of development, i.e. at an early stage, 100% coverage with the development of a productive section is provided.
На ранней стадии разработки, например при освоении месторождения по технологической схеме, выдерживают следующий порядок разбуривания: сначала залежь разбуривают вертикальными стволами, в них выполняют основной комплекс геофизических исследований. По материалам геофизических исследований и опробования выделяют нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты, определяют их емкостно-фильтрационные свойства. По полученным данным строят геологическую модель пласта. Выделяют низкопроницаемые пласты с проницаемостью в 3-10 раз ниже проницаемости более продуктивной части разреза в объеме, обеспечивающем рентабельность выработки боковым стволом, локализованных в них запасов. Забуривают второй ствол. При этом соблюдают следующую очередность работ по вводу скважин в работу двумя стволами (вертикальным и боковым). Скважину, работающую через вертикальный ствол, задавливают, но при этом сначала закачивают жидкость, не портящую фильтрационные свойства пласта, а затем - буровой раствор, после чего скважину пакеруют над интервалом перфорации. Лишь после этого наклонно-направленным способом бурят боковой ствол с отходом от вертикального ствола не менее чем на 100 м. Для увеличения охвата пласта дренированием (суммарно обоими стволами) в боковом стволе осваивают только низкопроницаемые пласты не перфорированные в вертикальном стволе. Освоение производят с интенсификацией притока эффективными технологиями: либо глубокопроникающими зарядами, либо посредством гидроразрыва пласта. Затем боковой ствол глушат инертной жидкостью и заполняют буровым раствором. После этих операций скважину пускают в работу обоими стволами, для чего распакеровывают вертикальный ствол, заменяют раствор на воду и компрессируют, вызывая приток из обоих стволов, обеспечивая, таким образом, полный охват выработкой всего продуктивного разреза уже на ранней стадии разработки.At the early stage of development, for example, when developing a field according to the technological scheme, the following drilling procedure is maintained: first, the deposit is drilled with vertical shafts, and the main complex of geophysical surveys is carried out in them. Based on the materials of geophysical research and testing, oil-saturated and water-saturated formations are distinguished, their capacitance-filtration properties are determined. Based on the data obtained, a geological model of the reservoir is built. Low-permeability formations with a permeability of 3-10 times lower than the permeability of the more productive part of the section are distinguished in a volume that ensures the profitability of the development of the reserves located in the sidetrack. Drill the second barrel. At the same time, the following sequence of works for putting wells into operation with two shafts (vertical and lateral) is observed. A well operating through a vertical wellbore is crushed, but at the same time, fluid is first pumped that does not spoil the filtration properties of the formation, and then the drilling fluid, after which the well is packaged over the perforation interval. Only after this, a sidetrack is drilled in an oblique directional manner with a distance of not less than 100 m from the vertical wellbore.In order to increase the coverage of the formation by drainage (in total by both trunks), only low-permeable formations that are not perforated in the vertical wellbore are mastered. Development is carried out with the intensification of the influx by effective technologies: either by deep-penetrating charges, or by hydraulic fracturing. Then the lateral trunk is suppressed with an inert fluid and filled with drilling fluid. After these operations, the well is put into operation by both trunks, for which a vertical well is unpacked, the solution is replaced with water and compressed, causing inflow from both trunks, thus ensuring full coverage by the development of the entire productive section already at an early stage of development.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь со следующими характеристиками.A multilayer oil reservoir is developed with the following characteristics.
Ведут разработку пласта АВ2 1 нефтяного месторождения Западной Сибири.They are developing the formation AB 2 1 of an oil field in Western Siberia.
Общая толщина залежи в среднем 50 м. Залежь состоит из двух пачек продуктивных пластов.The total thickness of the deposit is on average 50 m. The deposit consists of two packs of productive formations.
Нижняя пачка сложена песчано-алевритовыми породами с редкими и невыдержанными прослоями глин. Ее средняя толщина (hн.п.) порядка 28 м. Средняя проницаемость (Кпр) - 200 мД; нефтенасыщенность (Sн) - 0,67; пористость (m), в среднем, - 24,5%.The lower member is composed of sand-aleuritic rocks with rare and unstable interbeds of clay. Its average thickness (h np) of order 28 m Average permeability (K pr) - 200 mD.; oil saturation (S n ) - 0.67; porosity (m), on average, 24.5%.
Верхняя пачка представлена переслаиванием тонких прослоев песчано-алевритовых пород и глин коллекторами, не выдержанными по толщине и в распространении. Толщина пачки (hн.п.) в среднем 8 м. Проницаемость коллекторов (Кпр) изменяется в диапазоне от 15-20 мД до 50-70 мД, составляя, в среднем, 45 мД. Коэффициент нефтенасыщения в среднем, 0,48. Коэффициент песчанистости разреза (Кп) 0,72. Вязкость нефти в пластовых условиях (μн) 3 сПз. Вязкость воды (μв) 0,5 сПз. Пластовое давление (Р0 пл) 17 МПа. Давление насыщения нефти газом (Рнас) 15 МПа.The upper member is represented by the interbedding of thin interlayers of sand-aleuritic rocks and clays by reservoirs that are not sustained in thickness and distribution. The thickness of the packs (h bp) on average 8 m. The permeability reservoirs (K etc.) varies in the range from 15-20 to 50-70 md md, constituting an average of 45 mD. Oil saturation coefficient on average, 0.48. The sandiness coefficient of the section (K p ) 0.72. Oil viscosity in reservoir conditions (μ n ) 3 cPz. The viscosity of water (μ in ) 0.5 cP. Reservoir pressure (P 0 pl ) 17 MPa. The pressure of saturation of oil with gas (P us ) 15 MPa.
Участок расположен в присводовой части залежи и представляет собой часть блока, ограниченного с севера и с юга рядами нагнетательных скважин с трехрядным размещением добывающих скважин по треугольной сетке. Расстояние между скважинами 400 м. Линейная система воздействия дополнена очаговыми скважинами, через которые осуществляется воздействие на низкопроницаемые тонкопереслаивающиеся коллектора.The site is located in the near-water part of the reservoir and is part of a block bounded from the north and south by the rows of injection wells with three-row placement of production wells on a triangular grid. The distance between the wells is 400 m. The linear impact system is supplemented by focal wells through which impacts on low-permeability thinly interchanging reservoirs are carried out.
На элементе блока самостоятельной разработки с трехрядным размещением скважин разрабатывают участок с 15 добывающими скважинами, для них, с учетом строения разреза, вовлекаемого в разработку, в зависимости от расчетного варианта, оценены работающие толщины, начальные дебиты скважин по жидкости. Динамика обводнения принята по аналогии с фактической обводненностью групп скважин, имеющих аналогичное с принятыми в расчетах типами строения разрезов.A site with 15 producing wells is developed on an element of an independent development block with three-row placement of wells, for them, taking into account the structure of the section involved in the development, depending on the design option, working thicknesses, initial well production rates by liquid are estimated. The watering dynamics was adopted by analogy with the actual watering of groups of wells that have a similar structure to the types of sections used in the calculations.
На ранней (начальной) стадии разработки залежь разбуривают вертикальными стволами, в них выполняют комплекс геофизических исследований: метод собственной поляризации, боковое электрическое зондирование, индукционный каротаж, боковой каротаж, нейтронный каротаж, гамма-каротаж, акустический каротаж и т.д. Материалы исследований представлены в таблице 1. По материалам геофизических исследований и опробования выделяют нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты. Это необходимо для собственно построения геологической модели и подсчета запасов нефти. Определяют емкостно-фильтрационные свойства пластов (см. таблицу 1). По полученным данным строят геологическую модель залежи. Выделяют в разрезе скважин низкопроницаемые пласты с проницаемостью (Кпр=45 мД) в 3-10 раз ниже проницаемости более продуктивной части разреза (Кпр=200 мД) в объеме запасов нефти, обеспечивающем рентабельность их выработки боковым стволом. Во всех 15-ти добывающих скважинах участка вертикальный ствол скважин задавливают инертной жидкостью и буровым раствором и пакеруют над интервалом перфорации. Из вертикальных стволов наклонно-направленным способом бурят боковые стволы (15 шт.) с отходом от вертикального не менее чем на 100 м. В каждом боковом стволе вскрывают низкопроницаемые пласты (верхней пачки с Кпр=45 мД) и осваивают боковой ствол скважины с применением интенсифицирующих технологий, в частности гидроразрыва пласта, кислотных обработок. Боковой ствол глушат инертной жидкостью - нефтью и заполняют буровым раствором. Распакеровывают вертикальные стволы скважин. Заменяют буровой раствор на воду и компрессируют, вызывая приток из обоих стволов.At the early (initial) development stage, the deposit is drilled with vertical trunks, a complex of geophysical studies is performed in them: the method of intrinsic polarization, lateral electric sounding, induction logging, lateral logging, neutron logging, gamma-ray logging, acoustic logging, etc. The research materials are presented in table 1. Based on the materials of geophysical research and testing, oil-saturated and water-saturated layers are distinguished. This is necessary for actually building a geological model and calculating oil reserves. Determine the capacitive-filtration properties of the layers (see table 1). Based on the data obtained, a geological model of the reservoir is built. Allocate a sectional wells with low permeability strata permeability (K ave = 45 mD) 3-10 times lower than the permeability of a productive part of the section (K ave = 200 mD) in the amount of oil that provides the profitability of their production sidetracks. In all 15 producing wells of the plot, the vertical wellbore is crushed with an inert fluid and drilling fluid and packaged over the perforation interval. Sidetracks (15 pcs.) Are drilled from vertical shafts in an oblique directional manner with a distance of at least 100 m from the vertical shafts. In each sidetrack, low-permeability formations (upper pack with K pr = 45 mD) are opened and the lateral wellbore is developed using intensifying technologies, in particular hydraulic fracturing, acid treatments. The lateral trunk is suppressed with an inert fluid - oil and filled with drilling fluid. Unpack vertical wellbores. Replace the drilling fluid with water and compress, causing an influx from both shafts.
Используемые в расчетах геолого-промысловые характеристики и параметры приведены в табл.1.The geological and field characteristics and parameters used in the calculations are given in Table 1.
1. Условия расчетов1. Terms of Settlement
2.1. Продолжительность эксплуатации:2.1. Operation Duration:
- Вертикальных стволов - до предельной обводненности добываемой продукции, равной 98%.- Vertical shafts - up to the maximum water cut of extracted products equal to 98%.
- Боковых стволов - до получения минимально-рентабельного дебита нефти, равного 1 т/сут.- Sidetracks - until a minimum profitable oil production rate of 1 t / day is obtained.
2.2. Начало бурения боковых стволов.2.2. Start drilling sidetracks.
- По варианту 1, при обводненности продукции вертикальных стволов на 90 %.- According to option 1, with the water cut of the production of vertical shafts by 90%.
- По варианту 2, одновременно с вертикальными стволами, на основе геологической модели реализованной в варианте 1.- According to option 2, simultaneously with vertical trunks, based on the geological model implemented in option 1.
2.3. Рабочая депрессия в добывающих скважинах (ΔР) 2 МПа. Забойное давление поддерживается на уровне давления насыщения 15 МПа.2.3. Working depression in producing wells (ΔР) 2 MPa. Downhole pressure is maintained at a saturation pressure level of 15 MPa.
3. Методика расчета показателей работы скважин.3. The method of calculating the performance of wells.
3.1. Начальные дебиты вертикальных стволов рассчитаны по формуле Дюпюи. Исходные данные для расчетов (Кпр, h, hраб., Кохв, μн, ΔР, Rк, rc, yн) приведены в табл.1.3.1. Initial flow rates of vertical shafts are calculated using the Dupuis formula. The initial data for the calculations (K ol , h, h slave. , K ohv , μ n , ΔР, R k , r c , y n ) are given in Table 1.
Начальный дебит жидкости скважины в первом варианте составил 17,3 т/сут. Во втором - 24,6 т/сут. Эти характеристики приняты постоянными на весь период расчета в каждом варианте.The initial flow rate of the well fluid in the first embodiment was 17.3 tons / day. In the second - 24.6 tons / day. These characteristics are taken constant for the entire calculation period in each variant.
Дебит жидкости боковых стволов в первом варианте - 5,6 т/сут. Во втором - 6,7 т/сут, т.е. на 19,6% выше, чем в первом варианте. Это сделано на том основании, что вторые стволы во втором варианте осваиваются при проведенных в них мероприятиях по интенсификации притоков, в частности с применением гидроразрыва пласта. По минимальным оценкам результативности гидроразрыва пласта эффект всегда несколько превышает принятый в расчетах уровень в 20%. Во избежание завышения результатов расчетов по рекомендуемому варианту и было принято минимальное значение эффективности гидроразрыва пласта, равное 20%.The flow rate of the fluid of the lateral trunks in the first embodiment is 5.6 tons / day. In the second - 6.7 tons / day, i.e. 19.6% higher than in the first embodiment. This is done on the basis that the second shafts in the second embodiment are mastered during the activities carried out in them to stimulate the inflows, in particular using hydraulic fracturing. According to minimal estimates of the effectiveness of hydraulic fracturing, the effect always slightly exceeds the level of 20% accepted in the calculations. In order to avoid overstatement of the calculation results for the recommended option, the minimum value of hydraulic fracturing efficiency of 20% was adopted.
3.2. При установлении динамики обводнения использованы фактические данные по обводнению скважин, длительно эксплуатирующихся залежей со сходным строением пластов, для первого варианта - объектов, состоящих из монолитов и пластов тонкого чередования, а также объектов, состоящих только из переслаивающихся маломощных прослоев коллекторских пород. Для второго варианта, в качестве аналогов, взята динамика обводнения монолитов и расчлененных на тонкие прослои пластов.3.2. When establishing the dynamics of watering, the actual data on the watering of wells, long-term reservoirs with a similar reservoir structure were used, for the first option - objects consisting of monoliths and thin alternating formations, as well as objects consisting only of interbedded thin layers of reservoir rocks. For the second option, the dynamics of flooding of monoliths and formations divided into thin interlayers are taken as analogues.
4. Результаты расчетов (по вышеприведенной методике).4. The results of the calculations (according to the above method).
Основные технологические показатели приведены в табл.2. Наиболее значимые результаты сводятся к следующему:The main technological indicators are given in table.2. The most significant results are as follows:
- Суммарная добыча нефти по варианту 1 составила 810 тыс.т. По варианту 2 - 988 тыс.т. Разница составила почти 180 тыс.т или ~20%.- The total oil production under option 1 amounted to 810 thousand tons. According to option 2 - 988 thousand tons The difference was almost 180 thousand tons or ~ 20%.
- Нефтеотдача по первому варианту составила 0,35, по второму - 0,42.- Oil recovery in the first embodiment was 0.35, in the second - 0.42.
- Добыча нефти из боковых стволов составила по первому варианту 153 тыс.т, по второму - 336 тыс.т.- Oil production from the sidetracks amounted to 153 thousand tons in the first embodiment, 336 thousand tons in the second.
При равенстве объемов добытой нефти, из вертикальных стволов по обоим вариантам (порядка 650 тыс.т), основное преимущество второго (рекомендуемого) варианта обеспечено существенно более эффективной работой вторых стволов, введенных в эксплуатацию нетрадиционным путем на завершающей стадии разработки, а на ранней стадии освоения месторождения.If the volumes of oil extracted from vertical shafts are equal for both options (about 650 thousand tons), the main advantage of the second (recommended) option is provided by significantly more efficient operation of the second shafts that were put into operation in an unconventional way at the final stage of development, and at an early stage of development Place of Birth.
Общая продолжительность эксплуатации участка залежи по первому варианту - 35 лет, по второму почти вдвое меньше - 19 лет.The total duration of the exploitation of the deposit site in the first embodiment is 35 years, in the second it is almost half that - 19 years.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу, текущую добычу нефти и сократить сроки выработки запасов залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery, current oil production and reduce the terms of development of reserves of deposits.
Основные геолого-промысловые характеристики эксплуатационного объекта с учетом вариантов разработкиTable 1
The main geological and field characteristics of the production facility, taking into account development options
Основные технологические показатели эксплуатации участка пласта АВ1 2 нефтяного месторожденияTable 2.
The main technological indicators of the exploitation of the reservoir area AB 1 2 oil field
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006107049/03A RU2290493C1 (en) | 2006-03-09 | 2006-03-09 | Method for extracting multi-bed oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006107049/03A RU2290493C1 (en) | 2006-03-09 | 2006-03-09 | Method for extracting multi-bed oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2290493C1 true RU2290493C1 (en) | 2006-12-27 |
Family
ID=37759828
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006107049/03A RU2290493C1 (en) | 2006-03-09 | 2006-03-09 | Method for extracting multi-bed oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2290493C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476667C1 (en) * | 2011-06-23 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2526937C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of low-permeable oil deposit development |
| RU2579039C1 (en) * | 2015-04-24 | 2016-03-27 | Александр Михайлович Свалов | Method for development of low-permeability oil-gas formations |
| CN114622889A (en) * | 2020-12-11 | 2022-06-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for adjusting water injection well network of ultra-thick pore type carbonate reservoir with high permeable stratum and interlayer channeling |
-
2006
- 2006-03-09 RU RU2006107049/03A patent/RU2290493C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ШИРЯЕВ Ю.X. и др. Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением дополнительных стволов. Нефтяное хозяйство, Москва, 2001, с.51-53. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476667C1 (en) * | 2011-06-23 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2526937C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of low-permeable oil deposit development |
| RU2579039C1 (en) * | 2015-04-24 | 2016-03-27 | Александр Михайлович Свалов | Method for development of low-permeability oil-gas formations |
| CN114622889A (en) * | 2020-12-11 | 2022-06-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for adjusting water injection well network of ultra-thick pore type carbonate reservoir with high permeable stratum and interlayer channeling |
| CN114622889B (en) * | 2020-12-11 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for adjusting water injection well pattern of huge-thickness pore type carbonate reservoir with high permeability layer and interlayer channeling |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2290493C1 (en) | Method for extracting multi-bed oil deposit | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2424425C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors | |
| RU2612060C1 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2513216C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2431038C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in layerd reservoirs | |
| RU2394981C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2733869C1 (en) | Method for development of a domanic oil reservoir | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2519949C1 (en) | Method for development of oil pool section | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2474677C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130310 |