RU2600255C1 - Method of further development of oil deposit - Google Patents

Method of further development of oil deposit Download PDF

Info

Publication number
RU2600255C1
RU2600255C1 RU2015139111/03A RU2015139111A RU2600255C1 RU 2600255 C1 RU2600255 C1 RU 2600255C1 RU 2015139111/03 A RU2015139111/03 A RU 2015139111/03A RU 2015139111 A RU2015139111 A RU 2015139111A RU 2600255 C1 RU2600255 C1 RU 2600255C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wells
oil
additional
horizontal
drilling
Prior art date
Application number
RU2015139111/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Раис Салихович Хисамов
Светлана Вячеславовна Насыбуллина
Марат Инкилапович Амерханов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2015139111/03A priority Critical patent/RU2600255C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2600255C1 publication Critical patent/RU2600255C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/1204—Packers; Plugs permanent; drillable
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/08—Screens or liners
    • E21B43/082—Screens comprising porous materials, e.g. prepacked screens

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Edible Oils And Fats (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in an oil deposit further development mainly with increased and high oil viscosity. Method involves drilling of a design number of injection and production wells. Provided is water-flooding of the deposit and oil extraction to the surface with further drilling of additional horizontal producers or horizontal boreholes from old wells to the area of stagnant zones of oil. Herewith the drilling of horizontal wells is performed to the zones of remaining oil reserves, which are determined as per the analysis data, after flooding of the extracted product below the limit of profitable operation and determining corresponding injectors-sources of flooding. Drilling of additional wells or boreholes is performed in the direction of the nearest production wells so, that the source of flooding remains between the additional wells or boreholes. Herewith the productive part of an additional well or borehole should be located approximately at equal distance from the production wells and cover 30-70 % of the said distance. Oil extraction from the additional horizontal wells is performed with a low depression. At the additional horizontal wells flooding the length of their productive part is changed during the operation isolating the water supply intervals.
EFFECT: increasing oil recovery of a deposit.
1 cl, 1 ex, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the additional development of an oil deposit mainly with high and high viscosity of oil. Provides enhanced oil recovery.

Известен способ разработки монолитного малопродуктивного зонально-неоднородного нефтяного пласта (патент РФ №2455471, МПК Е21В 43/14, Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 10.07.2012 г.), включающий создание системы разработки с добывающими многозабойными веерными скважинами с основным вертикальным стволом и боковыми стволами, горизонтальные участки которых в продуктивном пласте направлены симметрично в радиальных направлениях относительно основного ствола, и вертикальными нагнетательными скважинами, размещенными по равномерной квадратной пятиточечной схеме заводнения.A known method of developing a monolithic unproductive zone-heterogeneous oil reservoir (RF patent No. 2455471, IPC ЕВВ 43/14, ЕВВ 43/20, ЕВВ 43/30, published on July 10, 2012), including the creation of a development system with producing multi-hole fan wells with a main vertical wellbore and sidetracks, the horizontal sections of which in the reservoir are directed symmetrically in radial directions relative to the main wellbore, and vertical injection wells placed according to a uniform square five-point pattern e waterflooding.

Недостаток способа заключается в том, что указанный способ не реализуется на поздней стадии разработки, не учитывает зоны скопления остаточных запасов нефти после первичного вытеснения, кроме того, происходит преждевременный прорыв воды в добывающую скважину через горизонтальные стволы, направленные к нагнетательным скважинам перпендикулярно фронту вытеснения.The disadvantage of this method is that this method is not implemented at a late stage of development, does not take into account the accumulation zone of residual oil reserves after the primary displacement, in addition, premature breakthrough of water into the production well through horizontal shafts directed to the injection wells perpendicular to the displacement front occurs.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (патент РФ №2101475, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.01.1998 г.), включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, которую определяют по результатам эксплуатации и моделированием. Особенностью способа является то, что дополнительные скважины бурят с горизонтальным стволом или бурят горизонтальные стволы из старых скважин, причем горизонтальные стволы проводят по линии, соединяющей застойные целики нефти, а при наличии зон замещения, линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами - по линии, соединяющей эти зоны.The closest in technical essence to the proposed one is a method of developing a heterogeneous oil field (RF patent No. 2101475, IPC ЕВВ 43/20, publ. 10.01.1998), which includes drilling the design number of injection and production wells, water flooding and oil recovery to the surface with subsequent drilling of additional wells, taking into account volumetric heterogeneity of the reservoir, which is determined by the results of operation and modeling. A feature of the method is that additional wells are drilled with a horizontal wellbore or horizontal wells are drilled from old wells, and horizontal wells are drawn along a line connecting stagnant oil pillars, and in the presence of substitution zones, lenses, dead ends or zones with low reservoir properties - line connecting these zones.

Недостатком способа является низкий охват залежи заводнением из-за трудности обнаружения и вовлечения в разработку горизонтальными скважинами застойных зон вязкой нефти, остающихся между нагнатетельными и добывающими скважинами после первичного вытеснения, не указывается точное направление бурения скважин, способ подходит только для рядной сетки скважин, нет возможности регулировать обводненность новых горизонтальных скважин в ходе эксплуатации путем отсечения обводненной части ствола.The disadvantage of this method is the low coverage of the reservoir by water flooding due to the difficulty of detecting and involving in the horizontal wells development of stagnant zones of viscous oil remaining between the injection and producing wells after the initial displacement, the exact direction of drilling is not indicated, the method is suitable only for in-line grid of wells, it is not possible to regulate the water cut of new horizontal wells during operation by cutting off the waterlogged part of the trunk.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку застойных зон нефти, остающихся между добывающими и нагнетательными скважинами после первичного вытеснения.The technical task of the proposed method is to increase the oil recovery coefficient by involving in the development of stagnant zones of oil remaining between the producing and injection wells after the initial displacement.

Указанная задача разрешается описываемым способом, включающим бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин по площадной схеме, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием.This problem is solved by the described method, including drilling the design number of injection and producing wells according to the areal pattern, flooding the oil and extracting oil to the surface, followed by drilling additional horizontal producing wells or horizontal boreholes from old wells into the area of stagnant oil zones, the location of which is determined by modeling.

Новым является то, что бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции выше 80% и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения, причем бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами, при этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимает 30-70% от этого расстояния, причем отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии, а при обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды.What is new is that horizontal wells are drilled into the zones of residual oil reserves, which are determined according to research, after watering the produced products above 80% and determining the corresponding injection wells - watering sources, and additional wells or shafts are drilled in the direction of the nearest producing wells so so that the source of flooding remains between additional wells or boreholes, while the productive part of the additional well or bore is located on It is approximately equal to the distance from the producing wells and occupies 30-70% of this distance, moreover, oil is taken from additional horizontal wells with a slight depression, and when watering additional horizontal wells, the length of their productive part is changed during operation, isolating the intervals of water intake.

Также новым является то, что длину продуктивной части дополнительной скважины оборудуют фильтрами с водонабухающим составом, разделенными заколонными водонабухающими пакерами, для изоляции интервалов поступления воды.Also new is the fact that the length of the productive part of the additional well is equipped with filters with a water swellable composition separated by annular water swellable packers to isolate the intervals of water intake.

На фиг. 1 изображена залежь, разбуренная по квадратной сетке.In FIG. 1 shows a deposit drilled on a square grid.

На фиг. 2 изображена залежь, разбуренная по треугольной сетке.In FIG. 2 shows a deposit drilled along a triangular grid.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.

Залежь 1 (фиг. 1 и 2) разбуривают вертикальными добывающими скважинами 2 и нагнетательными скважинами 3 по равномерной квадратной либо треугольной сетке 4. Пускают добывающие 2 и нагнетательные скважины 3 в эксплуатацию, осуществляют отбор продукции, заводнение залежи.Deposit 1 (FIGS. 1 and 2) is drilled with vertical production wells 2 and injection wells 3 along a uniform square or triangular grid 4. Production 2 and injection wells 3 are put into operation, production is selected, and the reservoir is flooded.

Затем, после возрастания обводненности продукции добывающих скважин 2 выше 80%, проводят исследование залежи 1 (например, химический анализ воды, закачку трассеров) на предмет определения застойных зон скопления остаточных запасов нефти (зон) 5. При этом предлагаемый способ разработки нефтяной залежи 1 базируется на известном факте о характере продвижения контура закачиваемой воды от нагнетательных скважин 3 к добывающим 2. Вначале контур наступающей воды 6 близок по форме к кругу. Затем по мере приближения к добывающей скважине контур 6 искажается вследствие быстрого движения воды по главным линиям, соединяющим нагнетательные скважины с добывающими. Непосредственно к добывающей скважине контуры воды 6 подходят узкими языками 7 (Р.Т. Фазлыев. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979. 255 с.). В результате в межскважинном пространстве в застойных зонах 5 образуются скопления остаточной нефти, заблокированные водой, добыча нефти из которых после первичного заводнения пласта значительно затруднена. Причем с увеличением вязкости нефти площадь застойных зон 5 и объем остаточной нефти также увеличивается. Бурение дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 в эти зоны 5 обеспечит ввод остаточных запасов нефти в разработку. Использование именно горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 будет способствовать наиболее полной выработке запасов, уменьшит вероятность преждевременного обводнения скважин 2 и 8, обеспечит возможность производить отбор нефти при небольшой депрессии на залежь 1 (не более 1 МПа), что дополнительно повысит эффективность нефтеизвлечения.Then, after the water cut in the production of production wells 2 is higher than 80%, a study is made of reservoir 1 (for example, chemical analysis of water, injection of tracers) to determine stagnant zones of accumulation of residual oil reserves (zones) 5. Moreover, the proposed method for developing oil reservoir 1 is based on the well-known fact about the nature of the movement of the contour of the injected water from the injection wells 3 to the production wells 2. First, the contour of the advancing water 6 is close in shape to a circle. Then, as it approaches the production well, circuit 6 is distorted due to the rapid movement of water along the main lines connecting the injection wells to the production wells. Directly to the producing well, the water circuits 6 approach in narrow tongues 7 (RT Fazlyev. Area flooding of oil fields. M: Nedra, 1979. 255 p.). As a result, accumulations of residual oil blocked by water are formed in the interwell space in stagnant zones 5, oil production from which after the initial flooding of the formation is significantly difficult. Moreover, with an increase in oil viscosity, the area of stagnant zones 5 and the volume of residual oil also increase. Drilling additional horizontal wells 8 or horizontal shafts 8 ′ from old wells 2 into these zones 5 will ensure the introduction of residual oil reserves into development. The use of horizontal wells 8 or horizontal shafts 8 ′ from old wells 2 will contribute to the most complete development of reserves, reduce the likelihood of premature flooding of wells 2 and 8, and make it possible to produce oil with a slight depression on reservoir 1 (not more than 1 MPa), which is additional will increase oil recovery efficiency.

Опытом эксплуатации доказано, что оптимальной величиной обводненности является 80% и выше, т.е. на поздней стадии разработки, в пластах со скважинами, обводняющимися закачиваемой водой.The operating experience proved that the optimum water cut is 80% and higher, i.e. at a late stage of development, in reservoirs with wells flooded with pumped water.

Определив центры скопления зон 5, намечают бурение дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых добывающих скважин 2 в направлении ближайших добывающих скважин 2′. При этом источники обводнения - нагнетательные скважины 3 и 3′ должны оставаться между дополнительными скважинами 8 (фиг. 1 - устье не указано) или стволами 8′ (фиг. 1 и 2), а горизонтальные участки дополнительной скважины 8 или ствола 8′, находящиеся в нефтяном пласте, расположены на примерно равном расстоянии от добывающих скважин 2 и 2′ и занимают 30-70% от этого расстояния. Повариантные расчеты на модели показали, что величина 30-70% является оптимальной, увеличение этого диапазона не способствует дальнейшему существенному приросту дополнительной добычи нефти, а уменьшение приводит к снижению добычи нефти вследствие снижения охвата по площади.Having determined the centers of accumulation of zones 5, they plan to drill additional horizontal wells 8 or horizontal shafts 8 ′ from old production wells 2 in the direction of the nearest production wells 2 ′. In this case, the sources of flooding - injection wells 3 and 3 ′ must remain between additional wells 8 (Fig. 1 - the mouth is not indicated) or trunks 8 ′ (Fig. 1 and 2), and the horizontal sections of the additional well 8 or trunk 8 ′ located in the oil reservoir, are located at approximately equal distance from producing wells 2 and 2 ′ and occupy 30-70% of this distance. Variant calculations on the model showed that a value of 30-70% is optimal, an increase in this range does not contribute to a further substantial increase in additional oil production, and a decrease leads to a decrease in oil production due to a decrease in coverage over the area.

Бурят дополнительные горизонтальные скважины 8 или горизонтальные стволы 8′ со старых скважин 2, размещая их по предлагаемому способу. Пускают дополнительные горизонтальные скважины 8 или горизонтальные стволы 8′ со старых скважин 2 в эксплуатацию и продолжают разработку месторождения. При этом нефть, сосредоточенная в областях зон 5, обойденных вытесняющим агентом, вследствие искажения контура закачиваемой воды 6 между добывающими 2 и 2′ и нагнетательными скважинами 3 и 3′ вводится в активную разработку. Пуск дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 приводит к снижению обводненности продукции добывающих скважин 2, увеличению добычи нефти, вовлечению дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения вследствие эксплуатации дополнительных горизонтальных скважин 8 или боковых горизонтальных стволов 8′ в зоне 5.Drilling additional horizontal wells 8 or horizontal shafts 8 ′ from old wells 2, placing them according to the proposed method. Additional horizontal wells 8 or horizontal shafts 8 ′ are launched from old wells 2 into operation and the development of the field continues. At the same time, oil concentrated in the areas of zones 5 bypassed by the displacing agent due to distortion of the contour of the injected water 6 between production 2 and 2 ′ and injection wells 3 and 3 ′ is put into active development. The launch of additional horizontal wells 8 or horizontal shafts 8 ′ from old wells 2 leads to a decrease in water cut in production of producing wells 2, an increase in oil production, the involvement of additional oil reserves and increased oil recovery due to the operation of additional horizontal wells 8 or lateral horizontal shafts 8 ′ in zone 5.

В случае, если в ходе разработки выявится, что дополнительная горизонтальная скважина 8 или боковой горизонтальный ствол 8′ начнут обводняться, возможно отсечение обводненного интервала путем установки пакера (глухого, если обводнение идет с забоя, и проходного, если обводнение идет от начала точки входа в пласт, что определяется опытным путем). Также отсечение возможно в автоматическом режиме без участия человека: для этого длину продуктивной части дополнительной горизонтальной скважины 8 или бокового горизонтального ствола 8′ оборудуют фильтрами с водонабухающим составом, разделенными заколонными водонабухающими пакерами, для изоляции интервалов поступления воды.If during development it is revealed that an additional horizontal well 8 or a lateral horizontal well 8 ′ will begin to be flooded, it is possible to cut off the flooded interval by installing a packer (deaf if the flooding comes from the bottom, and through if the flooding goes from the beginning of the entry point to layer, which is determined empirically). Also, clipping is possible in automatic mode without human intervention: for this, the length of the productive part of the additional horizontal well 8 or lateral horizontal well 8 ′ is equipped with filters with a water-swellable composition separated by annular water-swellable packers to isolate the intervals of water intake.

Таким образом продлевают рентабельную разработку практически заводненной выработанной залежи 1. Нефть, скопившаяся в зонах 5 в процессе разработки при первичном вытеснении до применения способа, начинает поступать в дополнительные горизонтальные скважины 8 (фиг. 1) или горизонтальные стволы 8′ (фиг. 1 и 2) со старых скважин 2, причем нефть этих скважин имеет более низкую обводненность, чем нефть вертикальных добывающих скважин 2. Это приводит к повышению нефтеизвлечения.In this way, the cost-effective development of a practically flooded mined reservoir 1 is extended. Oil accumulated in zones 5 during development during the initial displacement prior to application of the method begins to flow into additional horizontal wells 8 (Fig. 1) or horizontal wells 8 ′ (Figs. 1 and 2 ) from old wells 2, and the oil of these wells has a lower water cut than the oil of vertical producing wells 2. This leads to an increase in oil recovery.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере конкретного нефтяного месторождения. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими параметрами: пористость - 14,4%, проницаемость - 0,111 мкм, нефтенасыщенность - 78%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 687,5 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 8,7 м, начальное пластовое давление - 8,9 МПа, пластовая температура - 25°C, параметры пластовой нефти: плотность - 891 кг/м3, вязкость - 52,7 мПа·с, давление насыщения - 2,9 МПа, газосодержание - 10,2 м3/т.The implementation of this method, consider the example of a specific oil field. An oil reservoir is developed with the following parameters: porosity - 14.4%, permeability - 0.111 microns, oil saturation - 78%, absolute mark of water-oil contact - 687.5 m, average oil-saturated thickness - 8.7 m, initial reservoir pressure - 8.9 MPa, reservoir temperature - 25 ° C, reservoir oil parameters: density - 891 kg / m 3 , viscosity - 52.7 MPa · s, saturation pressure - 2.9 MPa, gas content - 10.2 m 3 / t.

Участок разбурили проектной квадратной сеткой 4 (фиг. 1) с расстоянием между скважинами 300 м, осуществили их обустройство. Произвели закачку воды в нагнетательные 3, 3′ и добычу нефти из добывающих скважин 2, 2′. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки. Определили скважину 2, в которой дебит по нефти составил 0,8 т/сут, по воде - 12 т/сут. Текущая обводненность продукции достигла 94%. Затем произвели исследования скважин, экспериментальное изучение участка и трехмерное моделирование, которые показали, что остаточные запасы нефти сосредоточены в зонах 5 между двумя соседними нагнетательными скважинами 3 и 3′.The site was drilled with a projected square grid 4 (Fig. 1) with a distance between the wells of 300 m, they were arranged. Water was pumped into injection 3, 3 ′ and oil was extracted from production wells 2, 2 ′. Made measurements of oil, water and injection. Well 2 was determined, in which the oil production rate was 0.8 tons / day, and water production was 12 tons / day. Current water cut reached 94%. Then, a well study, an experimental study of the site and three-dimensional modeling were carried out, which showed that the residual oil reserves are concentrated in zones 5 between two adjacent injection wells 3 and 3 ′.

В эти зоны 5 скопления остаточных запасов нефти между вертикальными соседними нагнетательными скважинами 3 и 3′, находящимися на расстоянии друг от друга 420 м, произвели бурение трех боковых горизонтальных стволов 8′ из обводненной вертикальной скважины 2 на одинаковом расстоянии от нагнетательных скважин 3, 3′ (210 м) и одной горизонтальной скважины 8 также на одинаковом расстоянии от нагнетательных скважин 3, 3′. При этом длина горизонтального участка скважины 8 и боковых горизонтальных стволов 8′ в нефтяном пласте составила 240 м (или 57%) от расстояния между добывающими скважинами 2 и 2′.In these zones 5, accumulations of residual oil reserves between vertical neighboring injection wells 3 and 3 ′, located at a distance of 420 m from each other, made drilling of three lateral horizontal shafts 8 ′ from the flooded vertical well 2 at the same distance from the injection wells 3, 3 ′ (210 m) and one horizontal well 8 also at the same distance from the injection wells 3, 3 ′. The length of the horizontal section of the well 8 and the lateral horizontal shafts 8 ′ in the oil reservoir was 240 m (or 57%) of the distance between the producing wells 2 and 2 ′.

Промысловые испытания при этом показали, что суммарный дебит участка, включающего горизонтальную скважину 8 и три боковых горизонтальных ствола 8′, по нефти составил 8 т/сут при средней обводненности продукции 60%. Годовая добыча этого участка залежи 1 составила 2,7 тыс. т нефти, что позволило продлить его рентабельную эксплуатацию. После начала обводнения одного ствола 8′ и определения интервала обводнения в него был установлен забойный пакер (на фиг. 1 не показан) для отсечения обводнившегося участка.Field tests at the same time showed that the total production rate of the site, including the horizontal well 8 and three lateral horizontal bore 8 ′, in oil amounted to 8 tons / day with an average water cut of 60%. The annual production of this section of reservoir 1 amounted to 2.7 thousand tons of oil, which allowed to extend its cost-effective operation. After the start of flooding of one trunk 8 ′ and determining the interval of flooding, a downhole packer was installed in it (not shown in Fig. 1) to cut off the flooded area.

Дальнейшая эксплуатация такой скважины позволила повысить коэффициент нефтеизвлечения по участку залежи 1 на 7%.Further exploitation of such a well made it possible to increase the oil recovery coefficient in the area of reservoir 1 by 7%.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии позволяет повысить КИН на величину до 7%, снизить обводненность продукции на 20-30% за счет освоения невыработанных участков и регулирования интервалов поступления жидкости в скважину.The proposed method for the development of oil deposits at a late stage allows to increase the oil recovery factor by up to 7%, to reduce the water cut of the product by 20-30% due to the development of undeveloped areas and regulation of the intervals of fluid flow into the well.

Claims (2)

1. Способ разработки нефтяной залежи площадной системой на поздней стадии, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием, отличающийся тем, что бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции ниже предела рентабельной эксплуатации и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения, причем бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами, при этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимает 30-70% от этого расстояния, причем отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии, а при обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды.1. A method of developing an oil field with an on-site late stage system, including drilling the design number of injection and production wells, flooding the oil and extracting oil to the surface, followed by drilling additional horizontal production wells or horizontal shafts from old wells into the area of stagnant oil zones, the location of which is determined modeling, characterized in that the drilling of horizontal wells is carried out in the zone of residual oil reserves, which are determined according to the study , after watering the produced products below the profitability limit and determining the corresponding injection wells - sources of watering, moreover, drilling additional wells or shafts is carried out in the direction of the nearest producing wells so that the source of watering remains between additional wells or shafts, while the productive part of the additional well or well located at approximately equal distance from producing wells and occupies 30-70% of this distance, and the selection of oil from additional horizontal wells are carried out with a slight depression, and when watering additional horizontal wells, the length of their productive part is changed during operation, isolating the intervals of water intake. 2. Способ разработки нефтяной залежи площадной системой на поздней стадии по п.1, отличающийся тем, что длину продуктивной части дополнительной скважины оборудуют фильтрами с водонабухающим составом, разделенными заколонными водонабухающими пакерами, для изоляции интервалов поступления воды. 2. The method of developing an oil field with the late-stage area system according to claim 1, characterized in that the length of the productive part of the additional well is equipped with filters with a water-swellable composition separated by annular water-swellable packers to isolate the intervals of water inflow.
RU2015139111/03A 2015-09-14 2015-09-14 Method of further development of oil deposit RU2600255C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015139111/03A RU2600255C1 (en) 2015-09-14 2015-09-14 Method of further development of oil deposit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015139111/03A RU2600255C1 (en) 2015-09-14 2015-09-14 Method of further development of oil deposit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2600255C1 true RU2600255C1 (en) 2016-10-20

Family

ID=57138780

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015139111/03A RU2600255C1 (en) 2015-09-14 2015-09-14 Method of further development of oil deposit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2600255C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2724719C1 (en) * 2020-01-29 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of development of oil deposit by area system
CN116181304A (en) * 2021-11-26 2023-05-30 中国石油天然气股份有限公司 Square and triangular area water injection well pattern conversion encryption method

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4434849A (en) * 1978-09-07 1984-03-06 Heavy Oil Process, Inc. Method and apparatus for recovering high viscosity oils
RU2101475C1 (en) * 1996-06-04 1998-01-10 Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" Method for development of nonuniform oil deposit
RU2135766C1 (en) * 1998-05-28 1999-08-27 Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" Process monitoring exploitation of oil fields
RU2172395C2 (en) * 1999-08-10 2001-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" Method of development of oil deposit
RU2208137C1 (en) * 2001-10-25 2003-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of oil deposit development
RU2274741C1 (en) * 2005-06-07 2006-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil field development method

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4434849A (en) * 1978-09-07 1984-03-06 Heavy Oil Process, Inc. Method and apparatus for recovering high viscosity oils
RU2101475C1 (en) * 1996-06-04 1998-01-10 Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" Method for development of nonuniform oil deposit
RU2135766C1 (en) * 1998-05-28 1999-08-27 Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" Process monitoring exploitation of oil fields
RU2172395C2 (en) * 1999-08-10 2001-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" Method of development of oil deposit
RU2208137C1 (en) * 2001-10-25 2003-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of oil deposit development
RU2274741C1 (en) * 2005-06-07 2006-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil field development method

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2724719C1 (en) * 2020-01-29 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of development of oil deposit by area system
CN116181304A (en) * 2021-11-26 2023-05-30 中国石油天然气股份有限公司 Square and triangular area water injection well pattern conversion encryption method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2334095C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development
RU2459934C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2364717C1 (en) Development method of heterogenous oil-bearing formation
RU2567918C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2626845C1 (en) High-viscosity oil or bitumen recovery method, using hydraulic fractures
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2550642C1 (en) Method of oil field development with horizontal wells
RU2600255C1 (en) Method of further development of oil deposit
RU2334098C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development
RU2514046C1 (en) Method of oil pool development
RU2504646C1 (en) Method of oil deposit development using flooding
RU2517674C1 (en) Development method of non-homogeneous oil deposit
RU2618542C1 (en) Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures
RU2595112C1 (en) Method for development of oil deposit at late stage of development
RU2334097C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development
RU2505668C1 (en) Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells
RU2731243C2 (en) Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas
RU2347893C1 (en) Heterogeneous oil field development method
RU2504649C1 (en) Method of oil pool development using branched horizontal wells
RU2599124C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit
RU2242594C1 (en) Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well
RU2601707C1 (en) Method of development of oil and gas condensate deposit
RU2494237C1 (en) Development method of oil deposit by water-flooding
RU2782640C1 (en) Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field
RU2680089C1 (en) Superhigh viscosity oil with aquifers deposit development method