RU2438011C1 - Procedure for development of oil deposit - Google Patents

Abstract

FIELD: gas and oil production. ^ SUBSTANCE: at development of oil deposit procedure for development of oil deposit consists in recovery of oil through producers, in arrangement of pressure wells along deposit and along line of external contour of oil content and in pumping working substance through pressure wells. There is determined direction of natural fracture property of collector in accordance with the invention. Vertical and horizontal pressure wells are arranged along the line of external contour of oil content. In zones of similar direction of the line of natural fracture property and line of external contour of oil content horizontal pressure wells are positioned along the line of external contour of oil content at common thickness of an opened section of reservoirs in a given zone not less, than 10 m and minimal distance from a lower section of water-oil contact not less, than 10 m. Vertical pressure wells are made in the rest zones. ^ EFFECT: raised oil recovery of deposit. ^ 1 ex, 1 dwg

Description

Translated fromRussian

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.

Известен способ разработки залежей нефти с газовой шапкой и подошвенной водой, в котором горизонтальные скважины размещают субортогонально контуру нефтеносности (Патент РФ №2386804, опубл. 20.04.2010).A known method of developing oil deposits with a gas cap and bottom water, in which horizontal wells are placed suborthogonal to the oil circuit (RF Patent No. 2386804, publ. 04/20/2010).

Известный способ не позволяет провести охват воздействием зоны залежи вдоль контура нефтеносности, что снижает конечную нефтеотдачу.The known method does not allow coverage by the influence of the zone of the reservoir along the oil profile, which reduces the final oil recovery.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки русловой нефтяной залежи, в котором отбирают нефть через добывающие скважины до снижения пластового давления на 12-14% ниже начального, залежь ограничивают линиями внешнего контура нефтеносности и береговыми линиями замещения на неколлектор, размещают нагнетательные скважины вдоль линии внешнего контура нефтеносности и вдоль береговой линии в местах с толщиной нефтенасыщенной части продуктивного пласта менее 2 м, в дальнейшем разрабатывают залежь в режиме годового повышения пластового давления на 3-5% до достижения начального пластового давления (Патент РФ №2123585, опубл. 20.12.1998. - Прототип).The closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a channel oil reservoir, in which oil is taken through production wells to reduce reservoir pressure by 12-14% below the initial one, the reservoir is limited by lines of the external oil contour and coastal replacement lines by a non-reservoir, injection wells are placed along the line of the external oil contour and along the coastline in places with a thickness of the oil-saturated part of the reservoir less than 2 m, in the future I develop accumulation mode annual increasing reservoir pressure at 3-5% until the initial reservoir pressure (RF Patent №2123585, published 20.12.1998 -.. prototype).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи вследствие отсутствия учета направления естественной трещиноватости коллектора.The disadvantage of this method is the low oil recovery due to the lack of consideration of the direction of natural fracturing of the reservoir.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, размещение нагнетательных скважин по залежи и вдоль линии внешнего контура нефтеносности и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, на залежи определяют направление естественной трещиноватости коллектора, вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают вертикальные и горизонтальные нагнетательные скважины, при этом в зонах одинакового направления линии естественной трещиноватости и линии внешнего контура нефтеносности вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают горизонтальные нагнетательные скважины при общей толщине вскрытой части пластов в данной зоне не менее 10 м и минимальном расстоянии от нижней части горизонтального ствола до водонефтяного контакта не менее 10 м, в остальных зонах размещают вертикальные нагнетательные скважины.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells, the placement of injection wells along the deposits and along the line of the external oil contour, and the injection of the working agent through the injection wells, according to the invention, the direction of the natural fracture of the reservoir along the line is determined vertical and horizontal injection wells are placed on the external oil contour, while in areas of the same direction the natural fracture line Horizontal and external oil contour lines along the external oil contour line place horizontal injection wells with a total thickness of the exposed part of the reservoir in this zone of at least 10 m and a minimum distance from the lower part of the horizontal well to the oil-water contact of at least 10 m, and vertical injection wells in other zones wells.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При разработке нефтяной залежи мало обращают внимание на направление естественной трещиноватости коллектора. Особенно важен учет направления естественной трещиноватости при размещении и эксплуатации горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин. Неучет этого фактора способен привести к преждевременному обводнению добываемой продукции, снижению нефтеотдачи залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing an oil reservoir, little attention is paid to the direction of the natural fracturing of the reservoir. It is especially important to take into account the direction of natural fracturing during the placement and operation of horizontal injection and production wells. Failure to take this factor into account can lead to premature flooding of extracted products, and a decrease in oil recovery. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.

При разработке нефтяной залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины, размещение нагнетательных скважин по залежи и вдоль линии внешнего контура нефтеносности и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На залежи определяют направление естественной трещиноватости коллектора. Вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают вертикальные и горизонтальные нагнетательные скважины. В зонах одинакового направления линии естественной трещиноватости и линии внешнего контура нефтеносности вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают горизонтальные нагнетательные скважины при общей толщине вскрытой части пластов в данной зоне не менее 10 м и минимальном расстоянии от нижней части горизонтального ствола до водонефтяного контакта не менее 10 м. В остальных зонах размещают вертикальные нагнетательные скважины.When developing an oil reservoir, oil is sampled through production wells, injection wells are placed along the deposits and along the line of the external oil contour, and the working agent is injected through injection wells. In the deposits, the direction of the natural fracture of the reservoir is determined. Vertical and horizontal injection wells are placed along the line of the external oil content circuit. In the areas of the same direction of the natural fracture line and the line of the external oil contour line, horizontal injection wells are placed along the line of the external oil contour line with a total thickness of the exposed part of the reservoirs in this zone of at least 10 m and a minimum distance from the lower part of the horizontal well to the oil-water contact of at least 10 m. In the remaining areas, vertical injection wells are located.

Бурение горизонтальных скважин вдоль направления естественной трещиноватости коллектора минимизирует число встреч с естественными трещинами и вероятность быстрого обводнения продукции. Как правило, на глубине более 600-700 м вертикальная составляющая горного давления превышает напряжение в горизонтальной плоскости и поэтому плоскость трещины в общем случае будет соответственно вертикальной или субвертикальной. Но азимутальное направление плоскости трещин должно соответствовать распределению трещин в горизонтальной плоскости и оно будет перпендикулярно минимальному напряжению.Drilling horizontal wells along the direction of natural fracturing of the reservoir minimizes the number of encounters with natural fractures and the likelihood of rapid flooding. As a rule, at a depth of more than 600-700 m, the vertical component of rock pressure exceeds the stress in the horizontal plane, and therefore, the plane of the crack in the general case will be respectively vertical or subvertical. But the azimuthal direction of the plane of the cracks should correspond to the distribution of cracks in the horizontal plane and it will be perpendicular to the minimum stress.

Бурение вдоль направления минимального напряжения, т.е. ортогонально направлению преимущественного распространения естественных и искусственных трещин, способствует получению максимального дебита, увеличивает вероятность встречи максимального числа самих трещин. Одновременно увеличивается риск встречи с какой-либо трещиной, связанной с подошвенной водой.Drilling along the direction of minimum stress, i.e. orthogonal to the direction of the predominant propagation of natural and artificial cracks, it helps to obtain the maximum flow rate, increases the likelihood of meeting the maximum number of cracks themselves. At the same time, the risk of encountering any crack associated with plantar water increases.

Среди основных критериев по выбору участков заложения следует выделить толщину продуктивного пласта. Для максимального приближения прогнозного значения нефтенасыщенной толщины к фактически вскрытой необходим тщательный анализ данных, участвующих в построении структурной поверхности. Для размещения горизонтальных стволов рекомендуются следующие величины параметров профиля скважин для условий турнейских карбонатных отложений:Among the main criteria for the selection of laying areas should be highlighted the thickness of the reservoir. For maximum approximation of the predicted value of the oil-saturated thickness to the actually uncovered, a thorough analysis of the data involved in the construction of the structural surface is necessary. To place horizontal shafts, the following well profile parameters are recommended for the conditions of Tournaisian carbonate deposits:

- общая толщина вскрытой части пластов должна быть не менее 10 м;- the total thickness of the exposed part of the layers should be at least 10 m;

- минимальное расстояние от нижней части горизонтального ствола до ВНК должно быть не менее 10 м.- the minimum distance from the lower part of the horizontal trunk to the oil-and-gas complex must be at least 10 m.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 700 м, пластовое давление 7,13 МПа, пластовая температура 25°С, пористость 12,3%, плотность нефти 0,896 г/см³, газовый фактор 8,2 м³/т, средняя обводненность 17%, текущая нефтеотдача 0,08. Залежь имеет ярко выраженное направление естественной трещиноватости с юго-запада на северо-восток. Абсолютная проницаемость вдоль направления естественной трещиноватости составляет от 10 до 40 мД, поперек - от 5 до 15 мД. Залежь оконтурена внешним контуром нефтеносности (см. чертеж).An oil reservoir is being developed with the following characteristics: depth 700 m, reservoir pressure 7.13 MPa, reservoir temperature 25 ° C, porosity 12.3%, oil density 0.896 g / cm³ , gas factor 8.2 m³ / t, average water cut 17%, current oil recovery 0.08. The deposit has a pronounced direction of natural fracturing from the southwest to the northeast. Absolute permeability along the direction of natural fracturing is from 10 to 40 mD, across - from 5 to 15 mD. The deposit is contoured by an external oil circuit (see drawing).

Вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают вертикальные и горизонтальные нагнетательные скважины. В зонах одинакового направления линии естественной трещиноватости и линии внешнего контура нефтеносности вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают 4 (1 г, 2 г, 3 г и 4 г) горизонтальные нагнетательные скважины при общей толщине вскрытой части пластов в данной зоне не менее 10 м и минимальном расстоянии от нижней части горизонтального ствола до водонефтяного контакта не менее 10 м. В остальных зонах размещают вертикальные нагнетательные скважины.Vertical and horizontal injection wells are placed along the line of the external oil content circuit. In the zones of the same direction of the natural fracture line and the line of the external oil contour line, 4 (1 g, 2 g, 3 g and 4 g) horizontal injection wells are placed along the line of the external oil contour with the total thickness of the exposed part of the reservoir in this zone of at least 10 m and a minimum the distance from the bottom of the horizontal trunk to the oil-water contact is at least 10 m. In the remaining zones, vertical injection wells are placed.

Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. В результате разработки нефтеотдача увеличилась на 3,6%.A working agent is injected - produced water through injection wells and oil is taken through production wells. As a result of development, oil recovery increased by 3.6%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.

Claims (1)

Translated fromRussian

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, размещение нагнетательных скважин по залежи и вдоль линии внешнего контура нефтеносности и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что на залежи определяют направление естественной трещиноватости коллектора, вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают вертикальные и горизонтальные нагнетательные скважины, при этом в зонах одинакового направления линии естественной трещиноватости и линии внешнего контура нефтеносности вдоль линии внешнего контура нефтеносности размещают горизонтальные нагнетательные скважины при общей толщине вскрытой части пластов в данной зоне не менее 10 м и минимальном расстоянии от нижней части горизонтального ствола до водонефтяного контакта не менее 10 м, в остальных зонах размещают вертикальные нагнетательные скважины.A method of developing an oil deposit, including oil extraction through production wells, placing injection wells along the deposits and along the line of the external oil contour line, and injecting a working agent through the injection wells, characterized in that the direction of the natural fracturing of the reservoir is determined on the deposits, vertical lines are placed along the external oil contour line and horizontal injection wells, while in areas of the same direction the lines of natural fracture and the line of the outer contour horizontal oil wells are located along the line of the external oil circuit with the total thickness of the exposed part of the reservoirs in this zone of at least 10 m and the minimum distance from the lower part of the horizontal well to the oil-water contact of at least 10 m; in the remaining zones, vertical injection wells are located.

Images