RU2841045C1 - Method for development of multi-formation oil deposit with circular production well in middle of element - Google Patents
Method for development of multi-formation oil deposit with circular production well in middle of element Download PDFInfo
- Publication number
- RU2841045C1 RU2841045C1 RU2024131191A RU2024131191A RU2841045C1 RU 2841045 C1 RU2841045 C1 RU 2841045C1 RU 2024131191 A RU2024131191 A RU 2024131191A RU 2024131191 A RU2024131191 A RU 2024131191A RU 2841045 C1 RU2841045 C1 RU 2841045C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- circular
- production
- interlayers
- injection
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане.The invention relates to the oil industry, namely to the development of oil deposits whose productive strata consist of several interlayers that coincide structurally.
Известен способ разработки многопластовой залежи нефти (патент RU № 2613669, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/14, опубл. 21.03.2017 г., Бюл. № 9), включающий определение участков многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении, осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин в центральной части участка залежи и добывающих скважин по периметру внутри участка залежи, при этом нагнетательные скважины строят вертикальными, а добывающие - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.A method for developing a multi-layer oil deposit is known (RU patent No. 2613669, IPC E21B 43/20, E21B 43/14, published on 21.03.2017, Bulletin No. 9), which includes determining sections of a multi-layer deposit where the formation pressure of each interlayer excludes a hydrodynamic connection between them during communication, drilling vertical injection wells in the central part of the deposit section and production wells along the perimeter inside the deposit section, with the injection wells being built vertically and the production wells being inclined so that the injectivity profile across all interlayers from the injection well to the nearby production wells is uniform.
Недостатком данного способа является то, что нагнетательная скважина на залежи вертикальная, поэтому будет неравномерное вытеснение нефти водой по вертикали залежи и неравномерная выработка запасов нефти из пропластков с неоднородным разрезом, где наиболее проницаемые пропластки нефти вырабатываются интенсивнее.The disadvantage of this method is that the injection well on the deposit is vertical, so there will be uneven displacement of oil by water along the vertical of the deposit and uneven production of oil reserves from interlayers with a non-uniform cross-section, where the most permeable oil interlayers are produced more intensively.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки неоднородной нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции (патент РФ № 2282022, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.08.2006 г., Бюл. № 23).The closest in technical essence to the proposed method is the method for developing a heterogeneous oil deposit with water-oil zones, including drilling injection and production wells with vertical and horizontal wellbores at a certain location in the productive formation, pumping in a displacing fluid and extracting the product (RU Patent No. 2282022, IPC E21B 43/20, published on 20.08.2006, Bulletin No. 23).
Недостатком данного способа является то, что не учитывается положение пропластков в продуктивном пласте, вытеснение нефти в элементе в целом будет неравномерным.The disadvantage of this method is that the position of the interlayers in the productive formation is not taken into account; the displacement of oil in the element as a whole will be uneven.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности выработки (повышение КИН) многопластовой залежи нефти, пропластки которой имеют примерно равные пластовые давления, за счет строительства скважин с учетом проницаемостей пропластков и выравнивание фронта вытеснения на участках залежи, состоящих из пропластков различной проницаемости, увеличение профилей приемистости низкопроницаемых пропластков.The technical objectives of the proposed invention are to increase the efficiency of production (increase the recovery factor) of a multi-layer oil deposit, the layers of which have approximately equal formation pressures, by constructing wells taking into account the permeabilities of the layers and leveling the displacement front in sections of the deposit consisting of layers of different permeability, and increasing the injectivity profiles of low-permeability layers.
Указанная задача достигается способом разработки
многопластовой залежи нефти с круговой добывающей скважиной в середине элемента, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента, замеры добычи нефти и воды.The stated task is achieved by the development method
a multi-layer oil reservoir with a circular production well in the middle of the element, including drilling production and injection wells, pumping a displacing agent, and measuring oil and water production.
Новым является то, что проводят геофизические исследования в скважинах и по результатам определяют участок многопластовой залежи с пропластками, совпадающими в структурном плане, определяют пластовые давления у каждого из пропластков, исключают гидродинамическую связь между ними при сообщении, затем в центральной части элемента участка залежи осуществляют бурение круговой добывающей скважины с входом в пласт и набором угла 3,5-4,5°, по гидродинамическому моделированию предусматривающем бурение наклонных нагнетательных скважин по углам элемента и круговой добывающей скважины в середине элемента с выходом на радиус, описывающей окружности 250 м и с отходом от нагнетательных скважин элемента, расположенных по углам элемента не более 130 м от них, с глубокой перфорацией, причем каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10 м, при этом забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, имея в таком случае не менее 47 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 2 м и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления ствола добывающей скважины, проводят геофизические исследования ствола добывающей скважины, проведенные после окончания ее бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины не более 60°, а в следующих пропластках изменяют угол до выполаживания на горизонталь и в дальнейшем подъема направления перфорационного отверстия на выше залегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 250 м, причем забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, расстояние от нагнетательной до ствола круговой скважины не менее 130 м, при этом наклонные нагнетательные скважины бурят так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным, в том случае, когда верхний пропласток имеет меньшую проницаемость, а нижний пропласток имеет большую проницаемость нагнетательная скважина строится с удалением по мере углубления от кругового ствола добывающей скважины, а когда верхний пропласток имеет большую проницаемость, а нижний пропласток имеет меньшую проницаемость, нагнетательная скважина строится с приближением по мере углубления к круговому стволу добывающей скважины, после чего осуществляют закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через круговую добывающую скважину.What is new is that geophysical surveys are carried out in wells and, based on the results, a section of a multi-layer deposit with interlayers that coincide in the structural plan is determined, formation pressures are determined for each of the interlayers, hydrodynamic communication between them is excluded during communication, then in the central part of the element of the deposit section, a circular production well is drilled with an entrance into the formation and a set of angles of 3.5-4.5°, according to hydrodynamic modeling, providing for the drilling of inclined injection wells at the corners of the element and a circular production well in the middle of the element with an exit to a radius describing a circle of 250 m and with a departure from the injection wells of the element located at the corners of the element no more than 130 m from them, with deep perforation, wherein each perforation hole is no more than 10 m from the previous one, while the bottom of the well is as close as possible to the circular wellbore and no more than 30-50 m from it, having in this case at least 47 holes, evenly spaced along the wellbore in a spiral with a depth of 2 m and each with a changing perforation direction as the wellbore of the production well deepens, conduct geophysical studies of the wellbore of the production well, carried out after the end of its drilling so that in the upper and/or upper interlayers, the perforation and/or perforation holes are oriented downwards at an angle to the wellbore of no more than 60°, and in the following interlayers, the angle is changed until it flattens out to the horizontal and then rises to the direction of the perforation hole to the overlying and/or overlying interlayers, maintaining a radius of 250 m from the entry point to the bottom of the circular well, with the bottom of the well being as close as possible to the circular wellbore and no more than 30-50 m from it, the distance from the injection well to the circular wellbore of at least 130 m, while inclined injection wells are drilled so that the injectivity profile for all interlayers from the injection well to the nearby production wells was uniform, in the case where the upper interlayer has a lower permeability, and the lower interlayer has a higher permeability, the injection well is constructed with a distance from the circular wellbore of the production well as it deepens, and when the upper interlayer has a higher permeability, and the lower interlayer has a lower permeability, the injection well is constructed with an approach to the circular wellbore of the production well as it deepens, after which the displacing fluid is injected into each interlayer through the injection wells and the production of the reservoir product from each interlayer is carried out through the circular production well.
На фиг. показана схема способа разработки многопластовой залежи нефти с круговой добывающей скважиной в середине элемента.The figure shows a diagram of a method for developing a multi-layer oil deposit with a circular production well in the middle of the element.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Проводят геофизические исследования в скважинах и по результатам определяют участок многопластовой залежи с пропластками, совпадающими в структурном плане. Определяют пластовые давления у каждого из пропластков, исключают гидродинамическую связь между ними при сообщении.Geophysical surveys are conducted in wells and, based on the results, a section of a multi-layer deposit with interlayers that coincide in the structural plan is determined. Reservoir pressures are determined for each of the interlayers, and hydrodynamic connections between them are excluded during communication.
В центральной части элемента участка залежи осуществляют бурение круговой добывающей скважины 1 (фиг.) с входом в пласт и набором угла 3,5° - 4,5°, по гидродинамическому моделированию предусматривающем бурение наклонных нагнетательных скважин по углам элемента и круговой добывающей скважины в середине элемента с выходом на радиус, описывающей окружности 250 м и с отходом от нагнетательных скважин элемента, расположенных по углам элемента не более 130 м от них, с глубокой перфорацией, причем каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10 м, при этом забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, имея в таком случае не менее 47 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 2 м и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления добывающего ствола, проводят геофизические исследования ствола добывающей скважины, проведенные после окончания ее бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках ориентируют перфорационное и/или перфорационные отверстия вниз под углом к стволу скважины не более 60°, а в следующих пропластках изменяют угол до выполаживания на горизонталь и в дальнейшем подъема направления перфорационного отверстия на выше залегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 250 м, причем забой скважины максимально приближен к круговому стволу и не более чем на 30-50 м от него, а расстояние от нагнетательной до ствола круговой скважины не менее 130 м.In the central part of the element of the deposit area, a circular production well 1 (Fig.) is drilled with an entrance into the formation and a set of angles of 3.5° - 4.5°, according to hydrodynamic modeling providing for the drilling of inclined injection wells at the corners of the element and a circular production well in the middle of the element with an exit to a radius describing a circle of 250 m and with a departure from the injection wells of the element located at the corners of the element no more than 130 m from them, with deep perforation, wherein each perforation hole is no more than 10 m from the previous one, while the bottom of the well is as close as possible to the circular borehole and no more than 30-50 m from it, having in this case at least 47 holes located evenly along the borehole in a spiral with a depth of 2 m and each with a changing direction of perforation as the production borehole deepens, geophysical studies of the borehole of the production wells drilled after completion of its drilling so that in the upper and/or upper interlayers the perforation and/or perforation holes are oriented downwards at an angle to the wellbore of no more than 60°, and in the following interlayers the angle is changed until it flattens out to the horizontal and subsequently the direction of the perforation hole rises to the overlying and/or overlying interlayers, maintaining a radius of 250 m from the entry point to the bottom of the circular well, with the bottom of the well being as close as possible to the circular wellbore and no more than 30-50 m from it, and the distance from the injection well to the wellbore of the circular well is not less than 130 m.
При этом наклонные нагнетательные скважины бурят так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.In this case, inclined injection wells are drilled so that the injectivity profile across all layers from the injection well to the nearby production wells is uniform.
В том случае, когда верхний пропласток имеет меньшую проницаемость, а нижний пропласток имеет большую проницаемость, нагнетательная скважина строится с удалением по мере углубления от кругового ствола добывающей скважины. В том случае, когда верхний пропласток имеет большую проницаемость, а нижний пропласток имеет меньшую проницаемость, нагнетательная скважина строится с приближением по мере углубления к круговому стволу добывающей скважины.In the case where the upper interlayer has lower permeability and the lower interlayer has higher permeability, the injection well is constructed with distance from the circular wellbore of the production well as it deepens. In the case where the upper interlayer has higher permeability and the lower interlayer has lower permeability, the injection well is constructed with approach to the circular wellbore of the production well as it deepens.
После чего осуществляют закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины 2 (фиг.) и добычу продукции залежи из каждого пропластка через круговую добывающую скважину 1 (фиг.).After which, the displacing fluid is injected into each interlayer through injection wells 2 (Fig.) and the deposit product is extracted from each interlayer through a circular production well 1 (Fig.).
Пример конкретного выполнения.An example of specific implementation.
Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь с характеристиками: коллектор неоднородный, средняя глубина 1196 м, начальное пластовое давление 12,0 МПа, проницаемость пропластков 0,184-0,521 мкм2, нефтенасыщенность в пределах 76-84 %. Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 14 м.A multi-layer oil deposit is being developed with the following characteristics: heterogeneous reservoir, average depth of 1196 m, initial reservoir pressure of 12.0 MPa, interlayer permeability of 0.184-0.521 μm2 , oil saturation within 76-84%. Oil-saturated thickness of the productive layer is 14 m.
Проводят геофизические исследования и выделяют участок залежи с разнопроницаемыми пропластками. Проводят замеры пластовых давлений, которые показывают, что пропластки гидродинамически не связаны.Geophysical studies are conducted and a section of the deposit with interlayers of different permeability is identified. Formation pressure measurements are taken, which show that the interlayers are not hydrodynamically connected.
Проводят бурение и строительство круговой добывающей скважины 1 (фиг.) в центральной части участка залежи с входом в пласт и набором угла 4,5° на 10 метров с выходом на радиус, описывающей окружности 250 м и с отходом от нагнетательных скважин элемента, расположенных по углам элемента и не более 130 м от них, с глубокой перфорацией, причем каждое перфорационное отверстие отстоит от предыдущего не более чем на 10 м, причем забой скважины максимально приближен к круговому стволу на 40 м от него, имея в таком случае не менее 47 отверстий, расположенных равномерно вдоль ствола скважины по спирали глубиной 2 м и каждое с меняющимся направлением перфорации по мере углубления добывающего ствола, контролируя по ГИС ствол скважины, проведенных после окончания ее бурения так, что в верхнем и/или верхних пропластках перфорационное и/или перфорационные отверстия сориентированы вниз под углом к стволу скважины на 50°, в следующих пропластках угол выполаживается до горизонтали и в дальнейшем поднимается на выше залегающий и/или вышезалегающие пропластки, сохраняя от точки входа до забоя радиус круговой скважины 250 м, причем забой скважины максимально приближен к круговому стволу на 40 м, расстояние от нагнетательной до ствола круговой скважины не менее 130 м для предотвращения прорыва нагнетательного агента к добывающим перфорационным шипам ствола и к самому добывающему стволу и возможности максимальной выработки нефти из элемента путем закачки вытесняющего агента в вертикальные и/или наклонные нагнетательные скважины, расположенные по углам элемента.Drilling and construction of a circular production well 1 (Fig.) is carried out in the central part of the deposit area with an entrance to the formation and a set of angles of 4.5° by 10 meters with an exit to a radius describing a circle of 250 m and with a departure from the injection wells of the element, located at the corners of the element and no more than 130 m from them, with deep perforation, wherein each perforation hole is no more than 10 m from the previous one, and the bottom of the well is as close as possible to the circular wellbore by 40 m from it, having in this case no less than 47 holes, located evenly along the wellbore in a spiral with a depth of 2 m and each with a changing direction of perforation as the production wellbore deepens, monitoring the wellbore according to GIS, conducted after the end of its drilling so that in the upper and/or upper interlayers the perforation and/or perforation holes are oriented downwards at an angle to the wellbore wells by 50°, in the following interlayers the angle flattens out to the horizontal and then rises to the overlying and/or overlying interlayers, maintaining a radius of 250 m from the entry point to the bottom of the circular well, with the bottom of the well being as close as possible to the circular wellbore by 40 m, the distance from the injection well to the wellbore of the circular wellbore of at least 130 m to prevent a breakthrough of the injection agent to the production perforation spikes of the wellbore and to the production wellbore itself and the possibility of maximum oil production from the element by pumping the displacing agent into vertical and/or inclined injection wells located at the corners of the element.
Проводят бурение и строительство наклонных нагнетательных скважин 2 (фиг.) по углам элемента на участке залежи.Drilling and construction of inclined injection wells 2 (Fig.) are carried out at the corners of the element in the deposit area.
При этом наклонные нагнетательные бурят так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.In this case, inclined injection wells are drilled so that the injectivity profile across all layers from the injection well to the nearby production wells is uniform.
В случае, когда проницаемость верхнего пропластка составляет 0,184 мкм2, проницаемость нижнего пропластка - 0,521 мкм2 ствол наклонной нагнетательной скважины строится с удалением по мере углубления от кругового ствола добывающей скважины. В случае, когда верхний пропласток 0,495 мкм2, нижний - 0,196 мкм2 ствол наклонной нагнетательной скважины строится с приближением к круговому стволу добывающей скважины по мере углубления.In the case where the permeability of the upper interlayer is 0.184 μm2 , the permeability of the lower interlayer is 0.521 μm2, the bore of the inclined injection well is constructed with a distance from the circular bore of the production well as it deepens. In the case where the upper interlayer is 0.495 μm2 , the lower one is 0.196 μm2, the bore of the inclined injection well is constructed with an approach to the circular bore of the production well as it deepens.
Запускают в работу нагнетательные скважины с закачкой вытесняющей жидкости. Ведут добычу продукции участка залежи через круговую добывающую скважину.Injection wells are put into operation with the injection of displacing fluid. The production of the deposit area is carried out through a circular production well.
Благодаря использованию предлагаемого способа осуществляется максимальное дренирование продуктивного пласта по разрезу путем увеличения объема дренируемой породы вокруг кругового ствола добывающей скважины с использованием глубокой перфорации в центре элемента, обеспечивая равномерный профиль приемистости по всем пропласткам и максимальную выработку запасов на участке залежи.By using the proposed method, maximum drainage of the productive formation along the section is achieved by increasing the volume of drained rock around the circular bore of the production well using deep perforation in the center of the element, ensuring a uniform profile of injectivity across all interlayers and maximum production of reserves in the deposit area.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2841045C1 true RU2841045C1 (en) | 2025-06-02 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
| RU2012792C1 (en) * | 1990-12-25 | 1994-05-15 | Огорельцев Вадим Юрьевич | Method for development of oil field |
| RU2282022C2 (en) * | 2004-08-19 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool |
| RU2513469C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2513791C1 (en) * | 2012-10-22 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation |
| CN210483683U (en) * | 2019-05-28 | 2020-05-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Displacement type oil production well pattern |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
| RU2012792C1 (en) * | 1990-12-25 | 1994-05-15 | Огорельцев Вадим Юрьевич | Method for development of oil field |
| RU2282022C2 (en) * | 2004-08-19 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool |
| RU2513791C1 (en) * | 2012-10-22 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation |
| RU2513469C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| CN210483683U (en) * | 2019-05-28 | 2020-05-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Displacement type oil production well pattern |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2387815C1 (en) | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs | |
| US12371980B2 (en) | Gravity assisted reservoir drainage systems and methods | |
| RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
| RU2645054C1 (en) | Well completion method | |
| RU2841045C1 (en) | Method for development of multi-formation oil deposit with circular production well in middle of element | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| RU2837036C1 (en) | Method for development of multilayer oil deposit with circular injection well in middle of section | |
| RU2839493C1 (en) | Method for development of multi-formation oil deposits with circular production well in middle of element and horizontal injection wells | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2715114C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2613669C1 (en) | Method of multizone oil field development | |
| RU2833665C1 (en) | Method for development of oil deposit with circular injection well in middle of element | |
| RU2833406C1 (en) | Method for development of oil deposit in oil zone | |
| RU2826128C1 (en) | Superviscous oil deposit development method | |
| RU2782640C1 (en) | Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field | |
| RU2835406C1 (en) | Method for development of oil deposit in heterogeneous reservoir | |
| RU2823957C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2841844C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2835660C1 (en) | Method for development of oil deposit in oil zone |