RU2818333C1 - Method for development of oil deposit by horizontal well - Google Patents
Method for development of oil deposit by horizontal well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2818333C1 RU2818333C1 RU2023130228A RU2023130228A RU2818333C1 RU 2818333 C1 RU2818333 C1 RU 2818333C1 RU 2023130228 A RU2023130228 A RU 2023130228A RU 2023130228 A RU2023130228 A RU 2023130228A RU 2818333 C1 RU2818333 C1 RU 2818333C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- horizontal
- point
- horizontal well
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 43
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 37
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000581364 Clinitrachus argentatus Species 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проектирования и разработки нефтяных месторождений горизонтальной скважиной, а именно на размещение проектного профиля горизонтального ствола скважины структурном плане объекта разработки.The invention relates to the field of the oil production industry and can be used for the design and development of oil fields with a horizontal well, namely, the placement of the design profile of a horizontal wellbore in the structural plan of the development object.
Предложенный способ осуществляют на первом этапе проектирования разработки залежи, на котором создают множественные варианты разработки месторождения и первоначальные схемы разбуривания. На этом этапе важно при выборе системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин определение точки входа и точка забоя горизонтального ствола скважины.The proposed method is carried out at the first stage of reservoir development design, at which multiple options for field development and initial drilling schemes are created. At this stage, it is important when choosing a placement system and grid density for production and injection wells to determine the entry point and bottom point of the horizontal wellbore.
Известен способ разработки залежи нефти (патент RU №2333349, МПК E21B 43/16, опубл. 09.10.2008), включающий уточнение структурного плана продуктивного пласта, расчет значения падения абсолютных отметок по вертикали и определение эффективной нефтенасыщенной или общей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, размещение скважин, периодическую корректировку траектории бурения ствола скважины, отличающийся тем, что дополнительно определяют значения средних величин падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи, определяют значения средних величин падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане по кровле продуктивного пласта вдоль каждой выбранной линии по тем же скважинам, по которым были взяты величины падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане дневной поверхности, рассчитывают величину падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане продуктивного пласта по формуле:There is a known method for developing an oil deposit (patent RU No. 2333349, IPC E21B 43/16, published 10/09/2008), which includes clarifying the structural plan of the productive formation, calculating the value of the vertical drop in absolute elevations and determining the effective oil-saturated or total oil-saturated thickness of the productive formation, placement wells, periodic adjustment of the drilling trajectory of the wellbore, characterized in that they additionally determine the values of the average values of the drop in absolute vertical elevations on the structural plan of the day surface for wells drilled along each selected line between the watershed and the river or gully-gully zones within the deposit, determine the values of the average values of the drop in absolute vertical marks on the structural plan along the roof of the productive formation along each selected line along the same wells from which the values of the drop in absolute vertical marks on the structural plan of the day surface were taken, calculate the value of the drop in absolute vertical marks on the structural plan productive formation according to the formula:
ΔHa1=(H1-H2)(P1-Pa1)/(P1-P2),ΔHa1=(H1-H2)(P1-Pa1)/(P1-P2),
где P1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным на водоразделе вдоль каждой выбранной линии от свода к переклинали структуры в пределах залежи;where P1 is the average value of absolute elevations on the structural plan of the day surface for wells drilled on the watershed along each selected line from the crest to the crest of the structure within the deposit;
P2 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии в речной или овражно-балочной зонах в пределах залежи;P2 - the average value of absolute elevations on the structural plan of the day surface for wells drilled along each selected line in the river or gully-gully zones within the deposit;
Pa1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи;Pa1 is the average value of absolute elevations on the structural plan of the day surface for wells drilled along each selected line between the watershed and the river or gully-gully zones within the deposit;
H1, Н2 - средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, а абсолютные отметки на структурном плане продуктивного пласта определяют по формуле:H1, H2 are the average values of absolute elevations on the structural plan along the roof of the productive formation within the deposit in the same wells from which the absolute elevations on the structural plan of the day surface were taken, and the absolute elevations on the structural plan of the productive formation are determined by the formula:
Ha1=H1-(H1-H2)(P1-Pa1)/(P1-P2),Ha1=H1-(H1-H2)(P1-Pa1)/(P1-P2),
по полученным данным анализируют величину падения абсолютных отметок по вертикали по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, корректируют структурный план продуктивного пласта, размещение и бурение добывающих и нагнетательных скважин производят вдоль каждой выбранной линии на участках повышения абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта.Based on the data obtained, the magnitude of the drop in absolute elevations vertically is analyzed in the same wells from which absolute elevations were taken on the structural plan of the day surface, the structural plan of the productive formation is adjusted, the placement and drilling of production and injection wells is carried out along each selected line in areas where absolute elevations increase on the structural plan along the roof of the productive formation.
Известен способ бурения горизонтальных скважин с отдаленным забоем (патент RU №2278939, МПК E21B 7/04, опубл. 27.06.2006 в бюл. №18),There is a known method for drilling horizontal wells with a remote bottom (patent RU No. 2278939, IPC E21B 7/04, published on June 27, 2006 in Bulletin No. 18),
включающий последовательную проводку вертикального участка от устья скважины, участка начального искривления с набором зенитного угла до величины, не превышающей критического значения, соответствующего нарушению устойчивости стенок скважины, участков стабилизации зенитного угла и добора его до 90°, бурение горизонтального ствола и выход в проектный коридор продуктивного пласта после набора зенитного угла более 90 с последующей проводкой эксплуатационного участка, отличающийся тем, что проводку вертикального участка от устья скважины, участков начального искривления и стабилизации зенитного угла осуществляют до точки вскрытия кровли продуктивного пласта антиклинали по траектории, соответствующей минимально возможной длине ствола, при этом минимально допустимое расстояние hдоп от точки вскрытия кровли пласта до уровня ГВК или ВНК должно удовлетворять следующему условию:including sequential drilling of a vertical section from the wellhead, a section of initial curvature with a set of zenith angle to a value not exceeding a critical value corresponding to a violation of the stability of the well walls, sections of stabilization of the zenith angle and increasing it to 90°, drilling a horizontal wellbore and entering the design corridor of the productive formation after the zenith angle has reached more than 90 with subsequent drilling of the production section, characterized in that the drilling of the vertical section from the wellhead, sections of initial curvature and stabilization of the zenith angle is carried out to the point of opening the roof of the productive formation of the anticline along a trajectory corresponding to the minimum possible length of the trunk, while the minimum permissible distance h additional from the point of opening the roof of the formation to the level of the GWC or OWC must satisfy the following condition:
hдоп≥R(1-sinαкр)+hj+hw,h additional ≥R(1-sinα cr )+h j +h w ,
где R - заданный радиус кривизны при наборе зенитного угла до 90°, м;where R is the specified radius of curvature when the zenith angle increases to 90°, m;
αкр - зенитный угол в точке вскрытия кровли пласта, град.;α cr - zenith angle at the point of opening the roof of the formation, degrees;
hj - максимально возможная погрешность положения точки вскрытия кровли пласта по вертикали, м;h j is the maximum possible vertical position error of the formation roof opening point, m;
hw - максимально возможная погрешность положения ГВК или ВНК по вертикали, м,h w - maximum possible error of the vertical position of the GVK or VNK, m,
а проводку участков искривления с добором зенитного угла до 90° и восстающего субгоризонтального участка осуществляют в приподошвенной восстающей части пласта антиклинали.and the placement of sections of curvature with an increase in the zenith angle to 90° and an uplifting subhorizontal section is carried out in the bottom upwelling part of the anticline formation.
Известен способ вскрытия продуктивного наклонно залегающего пласта с напорным режимом добычи углеводородов (патент RU №2165514, МПК E21B 7/06, опубл. 20.04.2001 в бюл. №11), включающий определение абсолютных отметок для точки входа и точки забоя горизонтального участка горизонтальной скважины. Проектирование траектории горизонтального ствола скважины с точкой входа и точкой забоя горизонтального ствола относительно кровли коллектора, бурение горизонтального ствола скважины. В процессе бурения набирают зенитный угол ствола скважины на кровле продуктивного пласта до 90°, горизонтальные участки стволов однозабойной и многозабойной скважин бурят с углом наклона 0°, а при визуальном анализе структурной карты залежи в случае однозабойной скважины горизонтальный участок бурят в направлении, перпендикулярном внешнему или внутреннему контурам газонефтяного или водонефтяного контактов (ГНК или ВНК), причем его длину определяют по формуле где S1 - длина горизонтального участка однозабойной скважины в продуктивном пласте, м;There is a known method for opening a productive inclined formation with a pressure regime for hydrocarbon production (patent RU No. 2165514, IPC E21B 7/06, published on April 20, 2001 in Bulletin No. 11), including determining the absolute elevations for the entry point and the bottom hole point of the horizontal section of a horizontal well . Designing the trajectory of a horizontal wellbore with the entry point and the bottom point of the horizontal wellbore relative to the reservoir roof, drilling a horizontal wellbore. During the drilling process, the zenith angle of the wellbore on the roof of the productive formation is increased to 90°, the horizontal sections of the trunks of single-hole and multi-hole wells are drilled with an inclination angle of 0°, and when visually analyzing the structural map of the deposit in the case of a single-hole well, the horizontal section is drilled in the direction perpendicular to the outer or internal contours of gas-oil or water-oil contacts (GOC or OWC), and its length is determined by the formula where S 1 is the length of the horizontal section of a single-hole well in the productive formation, m;
h - истинная толщина продуктивного пласта, м;h is the true thickness of the productive formation, m;
αпл - угол наклона продуктивного пласта, град., αpl - angle of inclination of the productive formation, degrees,
в случае многозабойной скважины горизонтальные участки ствола бурят под углом, образованным в плане пласта осью каждого горизонтального участка с внешним или внутренним контурами ГНК или ВНК, и определяемым из выражения где βм - угол, образованный в плане пласта осью каждого горизонтального участка ствола скважины с внешним или внутренним контурами ГНК или ВНК, град.;in the case of a multilateral well, horizontal sections of the wellbore are drilled at an angle formed in the formation plan by the axis of each horizontal section with the external or internal contours of the GOC or OWC, and determined from the expression where β m is the angle formed in the formation plan by the axis of each horizontal section of the wellbore with the external or internal contours of the GOC or OWC, degrees;
С - расстояние между внешними и внутренним контурами ГНК или ВНК, м;C is the distance between the external and internal contours of the GNK or VNK, m;
σ - половина расстояния между добывающими скважинами в ряду, м,σ - half the distance between production wells in a row, m,
а их длину определяют по формулеand their length is determined by the formula
где S2 - длина каждого горизонтального участка ствола многозабойной скважины, м.
where S 2 is the length of each horizontal section of the multilateral well, m.
Недостатком способа является низкая эффективность, связанная с отсутствием учета, на этапах осуществления способа, вертикальной изменчивости фильтрационно-емкостных характеристик разреза коллектора, энергетических и химико-физических параметров нефтяной залежи, что создает высокие риски неравномерной выработки подвижных запасов в зоне дренирования горизонтального ствола скважины и быстрого прорыва подстилающей или нагнетаемой воды по отдельным участкам с последующим обводнением получаемой продукции. The disadvantage of the method is the low efficiency associated with the lack of accounting, at the stages of implementation of the method, of the vertical variability of the filtration-capacitive characteristics of the reservoir section, the energy and chemical-physical parameters of the oil deposit, which creates high risks of uneven production of moving reserves in the drainage zone of a horizontal wellbore and rapid breakthrough of underlying or injected water in individual areas with subsequent watering of the resulting product.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2469179, МПК E21B 43/00, 47/00, опубл. 10.12.2012 в бюл. №34), включающий определение абсолютных отметок для точки горизонтальной скважины, проектирование профиля горизонтальной скважины, бурение горизонтальной скважины.The closest to the invention in technical essence is a method for developing an oil deposit (patent RU No. 2469179, IPC E21B 43/00, 47/00, published on December 10, 2012 in Bulletin No. 34), including determining absolute elevations for a horizontal well point, design profile of a horizontal well, drilling a horizontal well.
Уточнение структурного плана продуктивного пласта, расчет значений средних величин падения абсолютных отметок продуктивного пласта по вертикали с учетом структурного плана дневной поверхности в скважинах, пробуренных вдоль каждой выбранной линии между водоразделом речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи, определение эффективной нефтенасыщенной и/или общей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, корректировку и бурение добывающих и нагнетательных скважин вдоль каждой выбранной линии на участках повышения абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта.Clarification of the structural plan of the productive formation, calculation of the average values of the drop in absolute elevations of the productive formation vertically, taking into account the structural plan of the day surface in wells drilled along each selected line between the watershed of the river or gully-gully zones within the deposit, determination of the effective oil saturation and/or total oil-saturated thickness of the productive formation, adjustment and drilling of production and injection wells along each selected line in areas of increasing absolute elevations on the structural plan along the roof of the productive formation.
Дополнительно определяют направление и смещение l поднятия по горизонтали, исходя из смещения поднятия при наложении структурных планов по двум различным отражающим горизонтам, уточняют средние величины абсолютных отметок , на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки H1, H2 на структурном плане по кровле продуктивного пласта и P1, Р2 на структурном плане дневной поверхности, после чего корректируют абсолютную отметку точки входа скважины в пласт Ha1, и определяют уточненную абсолютную отметку Н3 точки входа скважины в продуктивный пласт по формуле:Additionally, the direction and horizontal displacement l of the uplift are determined, based on the displacement of the uplift when superimposing structural plans on two different reflecting horizons, and the average values of absolute elevations are clarified , on the structural plan along the roof of the productive formation within the deposit along the same wells from which absolute elevations H 1 , H 2 were taken on the structural plan along the roof of the productive formation and P 1 , P 2 on the structural plan of the day surface, after which the absolute elevation is adjusted the point of entry of the well into the formation Ha 1 , and determine the refined absolute elevation H 3 of the point of entry of the well into the productive formation using the formula:
где P1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным на водоразделе вдоль каждой выбранной линии от свода к переклинали структуры в пределах залежи, м;
where P 1 is the average value of absolute elevations on the structural plan of the day surface according to wells drilled on the watershed along each selected line from the arch to the cline of the structure within the deposit, m;
P2 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии в речной или овражно-балочной зонах в пределах залежи, м;P 2 - the average value of absolute elevations on the structural plan of the day surface for wells drilled along each selected line in the river or gully-gully zones within the deposit, m;
Ра1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи, м;Ra 1 - the average value of absolute elevations on the structural plan of the day surface for wells drilled along each selected line between the watershed and the river or gully-gully zones within the deposit, m;
H1, Н2 - средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, м;H 1 , H 2 - average values of absolute elevations on the structural plan on the roof of the productive formation within the deposit in the same wells from which absolute elevations on the structural plan of the day surface were taken, m;
, - уточненные средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, м; , - updated average values of absolute elevations on the structural plan along the roof of the productive formation within the deposit in the same wells from which absolute elevations on the structural plan of the day surface were taken, m;
l1 - смещение поднятия по горизонтали при наложении структурных карт от точки H1, равное l, м;l 1 - horizontal displacement of the uplift when applying structural maps from point H 1 , equal to l, m;
l2 - смещение поднятия по горизонтали при наложении структурных карт от точки Н2, равное l, м;l 2 - horizontal displacement of the uplift when applying structural maps from point H 2 , equal to l, m;
α1 - угол смещения поднятия в точке H1: ,α 1 - elevation displacement angle at point H 1 : ,
α2 - угол смещения поднятия в точке Н2: ,α 2 - elevation displacement angle at point H 2 : ,
после чего корректируют абсолютные отметки точек входа добывающих и нагнетательных скважин в продуктивный пласт, причем горизонтальные и наклонно горизонтальные скважины имеют угол входа в пласт не менее угла α смещения поднятия в точке входа скважины в пласт.after which the absolute elevations of the entry points of production and injection wells into the productive formation are adjusted, and horizontal and inclined horizontal wells have an entry angle into the formation not less than the angle α of the elevation displacement at the well entry point into the formation.
Недостатком всех способов являются низкая эффективность, связанная с отсутствием учета, на этапах осуществления способа, вертикальной изменчивости фильтрационно-емкостных характеристик разреза коллектора, энергетических и химико-физических параметров нефтяной залежи, что создает высокие риски неоптимального профиля (расположения) горизонтальной скважины при проектировании объекта разработки и в следствии неравномерной выработки подвижных запасов в радиусе дренирования горизонтального ствола скважины и быстрого прорыва подстилающей или нагнетаемой воды по отдельным участкам с последующим обводнением получаемой продукции. The disadvantage of all methods is the low efficiency associated with the lack of taking into account, at the stages of implementation of the method, the vertical variability of the filtration and capacitance characteristics of the reservoir section, the energy and chemical-physical parameters of the oil deposit, which creates high risks of a non-optimal profile (location) of a horizontal well when designing a development facility and as a result of the uneven production of mobile reserves within the drainage radius of a horizontal wellbore and the rapid breakthrough of underlying or injected water in individual areas with subsequent watering of the resulting product.
Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки нефтяной залежи горизонтальной скважиной путем выполнения оптимального профиля горизонтальной скважины при проектировании с учетом основных параметров фильтрационно-емкостных свойств коллектора в точке входа, в промежуточных точках и в точке забоя горизонтального ствола, энергетических характеристик объекта разработки на участке бурения, которые влияют на темпы отбора и равномерное вытеснение подвижных запасов нефти в радиусе дренирования горизонтальной скважины.The technical result is to increase the efficiency of the method of developing an oil deposit with a horizontal well by performing an optimal profile of a horizontal well when designing, taking into account the main parameters of the filtration and reservoir properties of the reservoir at the entry point, at intermediate points and at the bottom point of the horizontal well, the energy characteristics of the development object at the drilling site, which affect the rate of selection and uniform displacement of mobile oil reserves within the drainage radius of a horizontal well.
Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи горизонтальной скважиной, включающим определение абсолютных отметок для точки входа горизонтального ствола скважины, проектирование профиля горизонтальной скважины, бурение горизонтальной скважины.The technical result is achieved by a method for developing an oil deposit with a horizontal well, including determining absolute elevations for the entry point of a horizontal wellbore, designing a horizontal well profile, and drilling a horizontal well.
Новым является то, что предварительно определяют точку входа, промежуточные точки с шагом не менее размера ячейки трехмерной геологической модели и точку забоя горизонтального ствола скважины по проектной сетке скважин, при проектировании профиля горизонтальной скважины по данным трехмерной геологической модели участка бурения скважины определяют в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя абсолютную отметку кровли Нкр первого нефтенасыщенного пропластка коллектора объекта разработки, вертикальную мощность hi нефтенасыщенных пропластков коллектора, коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн для каждого нефтенасыщенного пропластка, давление насыщения газом Рн пластовой нефти и давление пластовое Рп объекта разработки на участке бурения, затем для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и в точке забоя определяют средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. по формулам:What is new is that the entry point, intermediate points with a step not less than the cell size of the three-dimensional geological model and the bottom hole point of the horizontal wellbore according to the design grid of wells are preliminarily determined; when designing the profile of a horizontal well according to the three-dimensional geological model of the well drilling area, they are determined at the entry point, at intermediate points and the bottom-hole point, the absolute elevation of the roof Nkr of the first oil-saturated reservoir layer of the development object, the vertical thickness hi of the oil-saturated reservoir layers, the coefficients of open porosity Kp, oil saturation Kn for each oil-saturated layer, gas saturation pressure Рн of reservoir oil and formation pressure Рп of the development object at the site drilling, then for a horizontal wellbore at the entry point, at intermediate points and at the bottom point, the weighted average porosity coefficient Kp.av.v. is determined. and weighted average oil saturation coefficient Kn.av.v. according to the formulas:
Кп.ср.вз.= ((hi1 * Kп1) + (hi2 * Kп2)+… + (hin * Kпn))/( hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,Kp.av.v.= ((hi1 * Kp1) + (hi2 * Kp2)+… + (hin * Kpn))/( hi1+ hi2+…+ hin), fractions of units,
где hi1 - вертикальная мощность первого от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, hin - вертикальная мощность последнего от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, Кп1…Kпn - коэффициент открытой пористости в данном пропластке,where hi1 is the vertical thickness of the first oil-saturated layer from the reservoir roof, hin is the vertical thickness of the last oil-saturated layer from the reservoir roof, Kp1…Kпn is the coefficient of open porosity in this layer,
и Кн.ср.вз=((hi1 * Kн1) + (hi2 * Kн2)+…+ (hin * Kнn))/( hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,and Kn.av.in = ((hi1 * Kn1) + (hi2 * Kn2)+…+ (hin * Knn))/( hi1+ hi2+…+ hin), fractions of units,
где hi1 - вертикальная мощность первого от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, hin - вертикальная мощность последнего от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, Кн1…Кнn - коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке, where hi1 is the vertical thickness of the first oil-saturated layer from the reservoir roof, hin is the vertical thickness of the last oil-saturated layer from the reservoir roof, Kn1...Knn is the oil saturation coefficient in this layer,
далее для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя определяют расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка по формуле: Then, for a horizontal wellbore at the entry point, at intermediate points and the bottom hole point, the distance from the roof of the first oil-saturated layer is determined using the formula:
R=(Рн*Кн.ср.вз.*(hi1+hi2+…+hin))/(Рп*(1-Кп.ср.вз.)), м, R= ( Rn*Kn.av.v.*(hi1+hi2+…+hin) )/( Rn*(1-Kp.av.v.) ) , m,
далее определяют абсолютные отметки для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя по формуле: Next, the absolute elevations for the horizontal shaft at the entry point, at intermediate points and the bottom hole are determined using the formula:
Набс.отм.=(Нкр-R), м,Obs. elevation=(Nkr-R), m,
где Нкр - абсолютная отметка кровли первого нефтенасыщенного пропластка, R - расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка, далее корректируют профиль горизонтальной скважины в соответствии с определенными абсолютными отметками для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя, осуществляют бурение горизонтальной скважины по уточненному профилю, осуществляют эксплуатацию горизонтальной скважины.where Ncr is the absolute elevation of the roof of the first oil-saturated layer, R is the distance from the roof of the first oil-saturated layer, then the profile of the horizontal well is adjusted in accordance with certain absolute elevations for the horizontal well at the entry point, at intermediate points and the bottom hole point, and drilling of a horizontal well is carried out according to the specified profile, operate a horizontal well.
Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.
Предварительно определяют точку входа, промежуточные точки с шагом не менее размера ячейки трехмерной геологической модели и точку забоя горизонтального ствола скважины по проектной сетке скважин, при проектировании профиля горизонтальной скважины по данным трехмерной геологической модели участка бурения скважины определяют в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя абсолютную отметку кровли Нкр первого нефтенасыщенного пропластка коллектора объекта разработки, вертикальную мощность hi нефтенасыщенных пропластков коллектора, коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн для каждого нефтенасыщенного пропластка, давление насыщения газом Рн пластовой нефти и давление пластовое Рп объекта разработки на участке бурения.The entry point, intermediate points with a step not less than the cell size of the three-dimensional geological model and the bottom hole point of the horizontal wellbore are preliminarily determined according to the design well pattern; when designing the profile of a horizontal well, according to the data of the three-dimensional geological model of the well drilling area, the entry point, intermediate points and point are determined bottomhole absolute elevation of the roof Nkr of the first oil-saturated reservoir layer of the development object, vertical thickness hi of oil-saturated reservoir layers, coefficients of open porosity Kp, oil saturation Kn for each oil-saturated layer, gas saturation pressure Рн of reservoir oil and formation pressure Рп of the development object at the drilling site.
Затем для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и в точке забоя определяют средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. по формулам:Then, for a horizontal wellbore at the entry point, at intermediate points and at the bottom point, the weighted average porosity coefficient Kp.av.v. is determined. and weighted average oil saturation coefficient Kn.av.v. according to the formulas:
Кп.ср.вз.= ((hi1 * Kп1) + (hi2 * Kп2)+…+ (hin * Kпn))/( hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,Kp.av.v.= ((hi1 * Kp1) + (hi2 * Kp2)+…+ (hin * Kpn))/( hi1+ hi2+…+ hin), fractions of units,
где hi1 - вертикальная мощность первого от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, hin - вертикальная мощность последнего от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, Кп1…Kпn - коэффициент открытой пористости в данном пропластке, и where hi1 is the vertical thickness of the first oil-saturated layer from the reservoir roof, hin is the vertical thickness of the last oil-saturated layer from the reservoir roof, Kp1…Kпn is the coefficient of open porosity in this layer, and
Кн.ср.вз=((hi1 * Kн1) + (hi2 * Kн2)+…+ (hin * Kнn))/( hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,Kn.av.in = ((hi1 * Kn1) + (hi2 * Kn2)+…+ (hin * Knn))/( hi1+ hi2+…+ hin), fractions of units,
где hi1 - вертикальная мощность первого от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, hin - вертикальная мощность последнего от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, Кн1…Кнn - коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке.where hi1 is the vertical thickness of the first oil-saturated layer from the reservoir roof, hin is the vertical thickness of the last oil-saturated layer from the reservoir roof, Kn1...Knn is the oil saturation coefficient in this layer.
Далее для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя определяют расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка по формуле: R=(Рн*Кн.ср.вз.*(hi1+hi2+…+hin))/(Рп*(1-Кп.ср.вз.)), м.Next, for a horizontal well at the entry point, at intermediate points and at the bottom hole point, the distance from the roof of the first oil-saturated layer is determined using the formula: R= ( Рн*Кн.ср.в.*(hi1+hi2+…+hin) )/( Рп*( 1-Kp.av.v.) ) , m.
Формула определяет оптимальное расстояние по вертикали от кровли первого нефтенасыщенного пропластка коллектора объекта разработки для горизонтального ствола в указанных точках с учетом основных параметров фильтрационно-емкостных свойств коллектора, энергетических характеристик объекта разработки на участке бурения, влияющие на темпы отбора и равномерное вытеснение подвижных запасов нефти в радиусе дренирования горизонтальной скважины.The formula determines the optimal vertical distance from the roof of the first oil-saturated reservoir layer of the development object for a horizontal wellbore at the specified points, taking into account the main parameters of the filtration and capacitance properties of the reservoir, the energy characteristics of the development object at the drilling site, affecting the rate of extraction and uniform displacement of mobile oil reserves within a radius drainage of a horizontal well.
Далее определяют абсолютные отметки для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных и точке забоя по формуле: Next, determine the absolute elevations for the horizontal shaft at the entry point, at intermediate and bottomhole points using the formula:
Набс.отм.=(Нкр-R), м,Obs. elevation=(Nkr-R), m,
где Нкр - абсолютная отметка кровли первого нефтенасыщенного пропластка, R - расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка. where Ncr is the absolute elevation of the roof of the first oil-saturated layer, R is the distance from the roof of the first oil-saturated layer.
Корректируют профиль горизонтальной скважины в соответствии с абсолютными отметками для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя в коллекторе.The profile of the horizontal well is adjusted in accordance with the absolute elevations for the horizontal well at the entry point, at intermediate points and at the bottom point in the reservoir.
Осуществляют бурение горизонтальной скважины по уточненному профилю, далее осуществляют эксплуатацию горизонтальной скважины.A horizontal well is drilled along the specified profile, then the horizontal well is operated.
Пример практического применения способа.An example of the practical application of the method.
Предварительно определили точку входа, промежуточные точки с шагом не менее размера ячейки трехмерной геологической модели и точку забоя горизонтального ствола скважины по проектной сетке скважин. При проектировании профиля горизонтальной скважины по данным трехмерной геологической модели участка бурения скважины определили в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя абсолютную отметку кровли Нкр первого нефтенасыщенного пропластка коллектора объекта разработки, вертикальную мощность hi нефтенасыщенных пропластков коллектора, коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн для каждого нефтенасыщенного пропластка, давление насыщения газом Рн пластовой нефти и давление пластовое Рп объекта разработки на участке бурения. Результаты приведены в таблице. We preliminarily determined the entry point, intermediate points with a step not less than the cell size of the three-dimensional geological model, and the bottom point of the horizontal wellbore according to the design well grid. When designing the profile of a horizontal well, according to the data of a three-dimensional geological model of the well drilling site, we determined at the entry point, at intermediate points and the bottom-hole point the absolute elevation of the roof Ncr of the first oil-saturated reservoir layer of the development object, the vertical thickness hi of the oil-saturated reservoir layers, the coefficients of open porosity Kp, oil saturation Kn for of each oil-saturated layer, gas saturation pressure Рн of reservoir oil and reservoir pressure Рп of the development object at the drilling site. The results are shown in the table.
Затем для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя определили средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. Результаты приведены в таблице.Then, for a horizontal wellbore at the entry point, at intermediate points and at the bottom point, the weighted average porosity coefficient Kp.av.v. was determined. and weighted average oil saturation coefficient Kn.av.v. The results are shown in the table.
Далее для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя определили расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка R, м. Далее определили абсолютные отметки для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя Набс.отм., м. Результаты приведены в таблице.Next, for the horizontal wellbore at the entry point, at intermediate points and the bottomhole point, we determined the distance from the roof of the first oil-saturated layer R, m. Next, we determined the absolute elevations for the horizontal wellbore at the entry point, at intermediate points and the bottomhole point Observation elevation, m. Results are given in the table.
Скорректировали проектный профиль горизонтальной скважины в соответствии с определенными абсолютным отметкам для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя.The design profile of the horizontal well was adjusted in accordance with certain absolute elevations for the horizontal well at the entry point, at intermediate points and the bottom hole point.
Осуществили бурение горизонтальной скважины по уточненному профилю, далее осуществили эксплуатацию горизонтальной скважины.We drilled a horizontal well according to the specified profile, then carried out the operation of the horizontal well.
Сравнили добычу нефти горизонтальной скважины, пробуренной без учета коллекторских свойств и энергетических характеристик объекта разработки, и горизонтальной скважины, пробуренной названным способом на месторождении. Скважина, пробуренная по данному способу, добыла на 1500 т нефти больше за равный период эксплуатации.We compared the oil production of a horizontal well drilled without taking into account the reservoir properties and energy characteristics of the development object, and a horizontal well drilled using the above method in the field. A well drilled using this method produced 1,500 tons more oil over an equal period of operation.
Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность разработки нефтяной залежи горизонтальной скважиной за счет выполнения оптимального профиля горизонтальной скважины при проектировании с учетом основных параметров фильтрационно-емкостных свойств коллектора в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя горизонтального ствола, энергетических характеристик объекта разработки на участке бурения скважины, влияющих на темпы отбора и равномерное вытеснение подвижных запасов нефти в радиусе дренирования горизонтальной скважины.Thus, the proposed method increases the efficiency of developing an oil deposit with a horizontal well by implementing the optimal profile of a horizontal well when designing, taking into account the main parameters of the filtration and reservoir properties of the reservoir at the entry point, at intermediate points and the bottom hole point of the horizontal well, and the energy characteristics of the development object at the drilling site wells, affecting the rate of extraction and uniform displacement of mobile oil reserves within the drainage radius of a horizontal well.
Таблица. Показатели проведения способа Table. Indicators of the method
Claims (16)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2818333C1 true RU2818333C1 (en) | 2024-05-02 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2469179C1 (en) * | 2011-07-15 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2657033C2 (en) * | 2013-08-22 | 2018-06-08 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Drilling method and system with automated waypoint or borehole path updates based on survey data corrections |
| RU2670302C2 (en) * | 2014-12-31 | 2018-10-22 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Automated design of the optimal directional drilling path |
| RU2687668C1 (en) * | 2018-10-16 | 2019-05-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Геонавигационные технологии" | Method and system for combined tracking of a well drilling process |
| US20220066064A1 (en) * | 2020-09-02 | 2022-03-03 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for predicting formation top depths |
| RU2772264C1 (en) * | 2021-11-10 | 2022-05-18 | Открытое Акционерное Общество Научно-Производственное Объединение «Буровая техника» | Method for designing and controlling the profile parameters of a directional well |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2469179C1 (en) * | 2011-07-15 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2657033C2 (en) * | 2013-08-22 | 2018-06-08 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Drilling method and system with automated waypoint or borehole path updates based on survey data corrections |
| RU2670302C2 (en) * | 2014-12-31 | 2018-10-22 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Automated design of the optimal directional drilling path |
| RU2687668C1 (en) * | 2018-10-16 | 2019-05-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Геонавигационные технологии" | Method and system for combined tracking of a well drilling process |
| US20220066064A1 (en) * | 2020-09-02 | 2022-03-03 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for predicting formation top depths |
| RU2772264C1 (en) * | 2021-11-10 | 2022-05-18 | Открытое Акционерное Общество Научно-Производственное Объединение «Буровая техника» | Method for designing and controlling the profile parameters of a directional well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
| CN113177322B (en) | Fracturing single well control reserve calculation method | |
| CN103899285A (en) | Similar limit water cut period take-turn water drive method for multi-layer sandstone reservoir | |
| CN111749688B (en) | A prediction method for the development horizon and direction of dominant seepage channels | |
| RU2678337C1 (en) | Multi-layer deposits with hard-to-recover oil reserves development method by the compacting grid method | |
| RU2282022C2 (en) | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool | |
| RU2493362C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2818333C1 (en) | Method for development of oil deposit by horizontal well | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| Liu et al. | The control theory and application for well pattern optimization of heterogeneous sandstone reservoirs | |
| CN112901126B (en) | A Production Splitting Method Based on Phase Permeability and Water Displacement Characteristics | |
| RU2431038C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in layerd reservoirs | |
| CN108756745A (en) | Platform Cluster Well Drilling Method | |
| RU2810359C1 (en) | Method for developing multi-layer oil deposit with horizontal well | |
| CN113326599A (en) | Open hole fracture pressure profile calculation method | |
| RU2738558C1 (en) | Method for development of low-permeability headers | |
| RU2285795C1 (en) | Oil deposit development method | |
| CN119066827A (en) | A method and device for evaluating the reconstruction of carbonate buried hill oil reservoir into gas storage | |
| RU2441145C1 (en) | Method of developing oil deposit with several oil accumulations located one above another | |
| CN1944956A (en) | Fluvial phase sand building structure identifying method | |
| Fairhurst et al. | Evolution and development of the WolfBone Play, Southern Delaware Basin, West Texas: An emerging frontier, an oil-rich unconventional resource | |
| CN114790888A (en) | A fine geological modeling method under the condition of irregular mixed sparse well pattern offshore | |
| RU2834805C1 (en) | Method for development of oil low-permeability deposit | |
| CN117217025B (en) | An ultra-short radius horizontal well design method | |
| CN107065034B (en) | Division methods whens a kind of fluvial facies stratum etc. based on depth displacement |