RU2526937C1 - Method of low-permeable oil deposit development - Google Patents
Method of low-permeable oil deposit development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2526937C1 RU2526937C1 RU2013145722/03A RU2013145722A RU2526937C1 RU 2526937 C1 RU2526937 C1 RU 2526937C1 RU 2013145722/03 A RU2013145722/03 A RU 2013145722/03A RU 2013145722 A RU2013145722 A RU 2013145722A RU 2526937 C1 RU2526937 C1 RU 2526937C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- distance
- oil
- offshoot
- horizontal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи посредством проведения многократного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в карбонатных и терригенных коллекторах.The invention relates to the oil industry and can find application in the development of low permeability oil deposits by conducting multiple hydraulic fracturing (MHF) in carbonate and terrigenous reservoirs.
Известен способ разработки залежи с низкопроницаемыми коллекторами, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт, вытеснение нефти к добывающим скважинам и проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП). Добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами, параллельными друг другу в плане с пересечением всех низкопроницаемых пластов от кровли до подошвы залежи, при этом в своде структуры бурят вертикальные скважины вдоль выявленной или предполагаемой трассировки естественной трещиноватости с расположением забоев этих скважин на продолжении экстраполяционных прямых по отношению к горизонтальным стволам нагнетательных скважин, после чего в данных скважинах осуществляют ГРП, а закачку воды производят в вертикальные скважины, в которых осуществлен ГРП, и в горизонтальные нагнетательные скважины, при этом закачку воды осуществляют с химическими реагентами, предотвращающими разбухание глинистых частиц и пропластков, и реагентами для выравнивания профиля приемистости, причем последние вводят в закачиваемую воду после обводнения добываемой продукции на 50-80%. Дополнительно в случае значительности площадных размеров залежи нефти системы рассматриваемых горизонтальных и вертикальных скважин сооружают на разных высотных отметках продуктивного пласта. В случае водоплавающей залежи рассматриваемые элементы разработки относительно равномерно размещают по площади залежи над поверхностью водонефтяного контакта (патент РФ №2208140, кл. E21B 43/20, опубл. 10.07.2003).There is a method of developing deposits with low permeability reservoirs, including drilling production and injection wells, pumping water into the reservoir, displacing oil to the producing wells and hydraulic fracturing. Production and injection wells are drilled with horizontal shafts parallel to each other in plan with the intersection of all low-permeability formations from the roof to the bottom of the reservoir, while vertical boreholes are drilled in the arch of the structure along the identified or assumed trace of natural fracturing with the faces of these wells extending along extrapolation straight lines along relative to the horizontal shafts of injection wells, after which hydraulic fracturing is carried out in these wells, and water is injected into vertical wells, in which hydraulic fracturing was performed, and in horizontal injection wells, while the water is injected with chemicals that prevent clay particles and interlayers from swelling, and reagents to even out the injection profile, the latter being introduced into the injected water after flooding the produced product at 50-80 % Additionally, in the case of the significant areal size of the oil reservoir, the systems of the horizontal and vertical wells under consideration are constructed at different elevations of the reservoir. In the case of a floating pool, the development elements under consideration are relatively evenly distributed over the area of the pool above the surface of the oil-water contact (RF patent No. 2208140, class E21B 43/20, publ. 10.07.2003).
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача и темпы отбора, а также большие капитальные затраты при разработке низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью менее 2 мД.The disadvantage of this method is the low oil recovery and the rate of selection, as well as high capital costs when developing low-permeability reservoirs with a permeability of less than 2 mD.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением ГРП, с закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины, осуществление ГРП с получением эффективной трещины гидроразрыва. ГРП проводят не сразу по всем пропласткам, а избирательно, в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам, далее после проектного отбора запасов нефти проводят перфорацию высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполняют ствол с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и для создания оптимальной трещины гидроразрыва, при этом одновременно в нагнетательном фонде скважин проводят гидравлический разрыв пласта в интервалах с низкой проницаемостью. Дополнительно для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидравлическим разрывом пласта (патент РФ №2374435, кл. E21B 43/16, E21B 43/26, опубл. 27.11.2009 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a multilayer oil reservoir in the presence of a highly permeable layer using hydraulic fracturing, pumping a displacing agent through injection wells, selecting reservoir fluids through production wells, performing hydraulic fracturing to obtain an effective hydraulic fracture. Hydraulic fracturing is not carried out immediately across all layers, but selectively, in the zone of low-permeability formations, excluding perforation of a highly permeable formation with permeability three or more times higher than the average across the formations, then, after the design selection of oil reserves, perforation of a highly permeable formation is carried out with subsequent operation of the latter, vertical entry into the production facility to provide the maximum fracture pressure gradient and to create the optimal hydraulic fracture, while simultaneously in the discharge In the well stock, hydraulic fracturing is performed in intervals with low permeability. Additionally, to create vertical filtration between a highly permeable interlayer, non-perforated and low permeable, a lateral horizontal wellbore is carried out in a low permeable interval followed by interval hydraulic fracturing (RF patent No. 2374435, class E21B 43/16, E21B 43/26, publ. November 27, 2009 - prototype )
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача и темпы отбора при разработке низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью менее 2 мД.The disadvantage of this method is the low oil recovery and the rate of selection in the development of low-permeability reservoirs with a permeability of less than 2 MD.
В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения посредством увеличения коэффициента охвата и повышения темпов отбора.The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery coefficient by increasing the coverage ratio and increasing the rate of selection.
Задача решается тем, что в способе разработки низкопроницаемой нефтяной залежи, включающем вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение МГРП, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки, согласно изобретению, выделяют залежь с проницаемостью не более 2 мД, проводят ГРП в основном стволе скважины, получая трещину в вертикальной плоскости, затем в направлении максимальных нефтенасыщенных толщин проводят боковой горизонтальный ствол со спуском эксплуатационной колонны до расстояния C не менее 100 м и не более 300 м от плоскости трещины гидроразрыва основного ствола, далее расстояния C боковой горизонтальный ствол выполняют открытым, обсаженным, либо со спуском перфорированного хвостовика, причем угол между плоскостью трещины гидроразрыва и направлением бокового горизонтального ствола должен составлять от 45° до 90°, в боковом горизонтальном стволе проводят МГРП с расстоянием между ступенями не менее 10 м и не более 100 м, причем первую ступень МГРП проводят на расстоянии C, считая от «пятки» бокового горизонтального ствола, основной вертикальный ствол используют для нагнетания рабочего агента в данную залежь, а боковой горизонтальный ствол - для отбора продукции, посредством оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки.The problem is solved in that in a method for developing a low-permeability oil reservoir, including opening a vertical well of an oil reservoir, conducting a horizontal lateral well, conducting multi-stage hydraulic fracturing, selecting products and pumping a working agent with equipment for simultaneous and separate production and injection, according to the invention, a reservoir with no permeability is distinguished more than 2 mD, hydraulic fracturing is carried out in the main wellbore, producing a crack in the vertical plane, then a lateral horizontal is drawn in the direction of maximum oil-saturated thicknesses the trunk with the launching of the production string to a distance C of not less than 100 m and not more than 300 m from the plane of the hydraulic fracture of the main trunk, then the distance C of the lateral horizontal barrel is made open, cased, or with the perforated liner lowered, and the angle between the fracture plane of the hydraulic fracture and the direction horizontal lateral trunk should be from 45 ° to 90 °, multi-stage hydraulic fracturing is carried out in the horizontal lateral trunk with a distance between steps of at least 10 m and no more than 100 m, with the first stage of multi-stage hydraulic fracturing at C, counting from the “heel” of the lateral horizontal well, the main vertical well is used to inject the working agent into this deposit, and the horizontal lateral well is used to select products using equipment for simultaneous and separate production and injection.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу низкопроницаемой нефтяной залежи существенное влияние оказывает охват пласта. В целом такие залежи характеризуются невысокой нефтеотдачей и темпами отбора. Горизонтальные технологии и гидроразрыв пласта позволяют повысить эффективность разработки. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи низкопроницаемого пласта нефтяной залежи посредством повышения охвата пласта воздействием и увеличением темпов отбора. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a low-permeability oil reservoir is significantly affected by reservoir coverage. In general, such deposits are characterized by low oil recovery and selection rates. Horizontal technology and hydraulic fracturing can improve development efficiency. Existing technical solutions do not fully allow to perform this task. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of a low-permeability formation of an oil reservoir by increasing the coverage of the formation by exposure and increasing the rate of selection. The problem is solved as follows.
На фиг.1 приведена схема расположения горизонтальной скважины с проведением МГРП. Принятые обозначения: 1 - продуктивный пласт нефтяной залежи, 2 - вертикальная скважина, 3 - трещина ГРП в вертикальной скважине, 4 - боковой горизонтальный ствол (БГС), 5 - перфорированный хвостовик, либо участок перфорированной эксплуатационной колонны, либо открытый ствол БГС 4, 6-8 - трещины МГРП в БГС 4 на участке 5, 9 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), 10 - пакер, δmax - направление максимального главного напряжения пород, C - расстояние от плоскости трещины гидроразрыва 3 основного ствола скважины 2 до первых перфорационных отверстий или начала открытого ствола участка 5, L - расстояние между ступенями ГРП 6-8, β - угол между плоскостью трещины ГРП 3 и направлением БГС 4, ВНК - водо-нефтяной контакт.Figure 1 shows the layout of a horizontal well with multi-stage fracturing. Accepted designations: 1 - productive formation of an oil reservoir, 2 - vertical well, 3 - hydraulic fracture in a vertical well, 4 - lateral horizontal wellbore (GHS), 5 - perforated liner, or a section of a perforated production string, or an open wellbore 4,6 -8 - multistage fractures in BGS 4 in section 5, 9 — tubing string, 10 — packer, δ max — direction of the maximum main stress of the rocks, C — distance from the fracture plane of the hydraulic fracture 3 of the main wellbore 2 to the first perforations or nach la of the open trunk of section 5, L is the distance between the hydraulic fracturing stages 6-8, β is the angle between the hydraulic fracture plane 3 and the direction of BGS 4, VNK is the water-oil contact.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Участок нефтяной залежи 1 (фиг.1) вскрывают вертикальной скважиной 2. Проницаемость блоков породы составляет менее 2 мД. Отрабатывают скважину 2 на нефть в течение нескольких лет из расчета, чтобы пластовое давление не упало ниже значений, при которых эффективность последующего ГРП становится ниже. Как показывают расчеты, пластовое давление не должно падать больше, чем на 20%. Далее проводят ГРП в стволе скважины 2, получают вертикальную трещину 3, вдоль максимального главного напряжения пород δmax.The oil reservoir 1 (Fig. 1) is opened with a vertical well 2. The permeability of rock blocks is less than 2 mD. They drill well 2 for oil for several years, so that the reservoir pressure does not fall below the values at which the effectiveness of the subsequent hydraulic fracturing becomes lower. As calculations show, reservoir pressure should not fall by more than 20%. Then, hydraulic fracturing is carried out in the wellbore 2, a vertical crack 3 is obtained along the maximum main stress of the rocks δ max .
Затем в направлении максимальной нефтенасыщенной толщины, т.е. в сторону купола залежи 1 проводят из ствола скважины 2 боковой горизонтальный ствол 4. Причем угол между плоскостью трещины гидроразрыва 3 и направлением бокового горизонтального ствола β составляет от 45° до 90°. Согласно расчетам данный диапазон угла позволяет достигать максимального значения нефтеотдачи.Then in the direction of the maximum oil saturated thickness, i.e. in the direction of the dome of the reservoir 1, a horizontal lateral barrel 4 is drawn from the wellbore 2. Moreover, the angle between the fracture plane of the hydraulic fracture 3 and the direction of the horizontal horizontal wellbore β is from 45 ° to 90 °. According to the calculations, this angle range allows to achieve the maximum oil recovery value.
Конструкцию низа горизонтальной части бокового ствола 4 в продуктивном пласте 1 выполняют со спуском хвостовика 5, либо эксплуатационной колонны с последующим цементированием и перфорацией, либо ствол в продуктивном пласте оставляют открытым. Данную конструкцию выбирают в зависимости от устойчивости пород к осыпанию и технологии проведения последующего МГРП. Перфорационные отверстия, либо открытый ствол выполняют на расстоянии C не менее 100 м и не более 300 м от плоскости трещины гидроразрыва 3. Расчеты показали, что при C меньше 100 м происходит быстрое обводнение продукции скважин, а при C больше 300 м не происходит эффективного поддержания пластового давления, в обоих случаях нефтеотдача снижается.The design of the bottom of the horizontal part of the side trunk 4 in the reservoir 1 is carried out with the descent of the shank 5, or production casing followed by cementing and perforation, or the trunk in the reservoir is left open. This design is selected depending on the resistance of the rocks to shedding and the technology for subsequent multi-stage fracturing. Perforations or an open hole are performed at a distance C of at least 100 m and not more than 300 m from the fracture plane of hydraulic fracture 3. Calculations showed that at C less than 100 m there is a rapid flooding of well production, and at C more than 300 m there is no effective maintenance reservoir pressure, in both cases, oil recovery is reduced.
На участке 5 БГС 4 проводят многократный гидравлический разрыв пласта с расстоянием L между ступенями не менее 10 и не более 100 м, причем первую ступень 6 многократного ГРП проводят у «пятки» участка 5, т.е. на расстоянии C. Согласно расчетам для различных типов пород расстояние L между ступенями менее 10 м приводит к быстрому обводнению продукции скважин, а при расстоянии L более 100 м снижается эффективность МГРП.In section 5 of BGS 4, multiple hydraulic fracturing is carried out with a distance L between steps of at least 10 and not more than 100 m, and the first stage 6 of multiple hydraulic fracturing is carried out at the “heel” of section 5, i.e. at a distance of C. According to calculations for various types of rocks, the distance L between the steps of less than 10 m leads to a rapid watering of the well production, and at a distance L of more than 100 m, the hydraulic fracturing efficiency decreases.
В скважину 2 спускают НКТ 9 до уровня ниже места зарезки бокового ствола 4, межтрубное пространство герметизируют пакером 10. Закачку воды ведут по НКТ 9, а отбор продукции - через участок 5 бокового ствола 4 по межтрубному пространству посредством оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки.The tubing 9 is lowered into the well 2 to a level below the sidetracking point 4, the annulus is sealed with a packer 10. Water is pumped through the tubing 9, and production is taken through the sidewall 4 section 5 along the annulus using equipment for simultaneous and separate production and injection .
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов залежи 1.Development is carried out until the full economically viable development of reserves 1.
Результатом внедрения данного способа является повышение темпов отбора и степени нефтеизвлечения.The result of the implementation of this method is to increase the selection rate and the degree of oil recovery.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. Участок пластово-сводовой нефтяной залежи 1 (фиг.1) размерами 900×400 м, продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями, вскрывают вертикальной скважиной 2 на глубине 1395 м. Начальное пластовое давление залежи 14 МПа, нефтенасыщенная мощность в купольной части - 8 м, проницаемость блоков 1 мД, проницаемость трещин 49 мД, пористость блоков - 0,074, пористость трещин - 0,005, вязкость нефти в пластовых условиях - 16,6 мПа·с, начальная нефтенасыщенность - 0,745. Скважину 2 обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 168 мм.Example 1. The section of the reservoir-vaulted oil reservoir 1 (Fig. 1) with dimensions of 900 × 400 m, the productive reservoirs of which are represented by pore-fractured carbonate deposits, are opened by a vertical well 2 at a depth of 1395 m. The initial reservoir pressure of the reservoir is 14 MPa, oil-saturated capacity in the dome part is 8 m, the permeability of the blocks is 1 mD, the permeability of the cracks is 49 mD, the porosity of the blocks is 0.074, the porosity of the cracks is 0.005, the viscosity of the oil in reservoir conditions is 16.6 mPa · s, the initial oil saturation is 0.745. Well 2 is cased with a production string with a diameter of 168 mm.
Отрабатывают скважину 2 на нефть в течение 3 лет. За данное время скважина обводняется до 60%, пластовое давление снижается до 12 МПа. Далее проводят нефтекислотный ГРП, получают вертикальную трещину 3, вдоль максимального главного напряжения пород δmax.Work out well 2 for oil for 3 years. During this time, the well is flooded to 60%, reservoir pressure is reduced to 12 MPa. Next, oil acid fracturing is carried out, a vertical crack 3 is obtained along the maximum main stress of the rocks δ max .
Затем в направлении максимальной нефтенасыщенной толщины, т.е. в сторону купола залежи 1, проводят из ствола скважины 2 боковой горизонтальный ствол 4 с отходом от основного ствола 2 на 600 м. Причем угол между плоскостью трещины гидроразрыва 3 и направлением бокового горизонтального ствола составляет β=90°. Конструкцию низа горизонтальной части бокового ствола в продуктивном пласте выполняют со спуском хвостовика 5, причем на расстоянии C=300 м от плоскости трещины гидроразрыва 3, до этого расстояния скважина обсажена эксплуатационной колонной и соответственно фильтрация жидкости в горизонтальный ствол невозможна.Then in the direction of the maximum oil saturated thickness, i.e. in the direction of the dome of the reservoir 1, a lateral horizontal wellbore 4 is drawn from the wellbore 2 with a departure of 600 m from the main wellbore 2. Moreover, the angle between the fracture plane of hydraulic fracture 3 and the direction of the lateral horizontal wellbore is β = 90 °. The construction of the bottom of the horizontal part of the sidetrack in the reservoir is carried out with the descent of the liner 5, moreover, at a distance of C = 300 m from the fracture plane of the hydraulic fracture 3, up to this distance the well is cased by the production string and, accordingly, filtering the fluid into the horizontal stem is not possible.
Далее в хвостовике 5 проводят многократный нефтекислотный ГРП с расстоянием между ступенями L=100 м. Первую ступень 6 многократного гидроразрыва проводят у «пятки» хвостовика 5, т.е. на расстоянии C=300 м от плоскости трещины гидроразрыва 3. Таким образом, вдоль хвостовика 5 получают три ступени 6-8.Then, multiple petroleum acid fracturing is carried out in the shank 5 with a distance between the steps L = 100 m. The first stage 6 of multiple hydraulic fracturing is carried out at the “heel” of the shank 5, i.e. at a distance of C = 300 m from the plane of the hydraulic fracture 3. Thus, three steps 6-8 are obtained along the shank 5.
В скважину 2 спускают НКТ 9 диаметром 60 мм до уровня ниже места зарезки бокового ствола 4, межтрубное пространство герметизируют пакером 10. Закачку воды ведут по НКТ 9, а отбор продукции - через перфорированный хвостовик 5 бокового ствола 4 по межтрубному пространству посредством оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки.A tubing 9 is lowered into the well 2 with a diameter of 60 mm to a level below the sidetracking point 4, the annulus is sealed with a packer 10. Water is pumped through the tubing 9, and the products are taken through the perforated liner 5 of the side trunk 4 through the annulus using equipment for simultaneously separate production and injection.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов залежи 1.Development is carried out until the full economically viable development of reserves 1.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Участок массивной нефтяной залежи 1 представлен поровым типом терригенного коллектора, проницаемость блоков 2 мД. Проводят проппантный ГРП в основном стволе скважины 2, получают вертикальную трещину 3. В направлении максимальной нефтенасыщенной толщины проводят из ствола скважины 2 БГС 4 с отходом от основного ствола 2 на 400 м. Причем угол между плоскостью трещины гидроразрыва 3 и направлением бокового горизонтального ствола составляет β=45°. Конструкцию низа горизонтальной части бокового ствола в продуктивном пласте выполняют со спуском эксплуатационной колонны и последующей перфорацией 5, причем перфорационные отверстия начинаются на расстоянии C=100 м от плоскости трещины гидроразрыва 3. Далее на перфорированном участке 5 в БГС 4 проводят многократный проппантный ГРП с расстоянием между ступенями L=10 м.Example 2. Perform as example 1. The site of a massive oil reservoir 1 is represented by the pore type of terrigenous reservoir, the permeability of the blocks is 2 mD. A proppant hydraulic fracturing is carried out in the main wellbore 2, a vertical crack 3 is produced. In the direction of the maximum oil-saturated thickness, BGS 4 is carried out from the wellbore 2 with a departure of 400 m from the main well 2 and the angle between the fracture plane of hydraulic fracture 3 and the direction of the lateral horizontal well is β = 45 °. The design of the bottom of the horizontal part of the sidetrack in the reservoir is performed by lowering the production string and subsequent perforation 5, and the perforations begin at a distance of C = 100 m from the fracture plane of hydraulic fracture 3. Then, multiple proppant fracturing is carried out on the perforated section 5 in BGS 4 with a distance between steps L = 10 m.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Низ БГС 4 выполняют со спуском эксплуатационной колонны до расстояния C=200 м от плоскости трещины гидроразрыва 3, а далее 200 м ствол оставляют открытым. Угол между плоскостью трещины гидроразрыва 3 и направлением бокового горизонтального ствола составляет β=75°. В открытом стволе 5 БГС 4 проводят многократный проппантный ГРП с расстоянием между ступенями L=50 м.Example 3. Perform as example 1. The bottom of the BGS 4 is performed with the descent of the production string to a distance of C = 200 m from the plane of the fracture of hydraulic fracture 3, and then 200 m the trunk is left open. The angle between the fracture plane of hydraulic fracture 3 and the direction of the lateral horizontal trunk is β = 75 °. Multiple proppant hydraulic fracturing with a distance between steps of L = 50 m is performed in open trunk 5 of BGS 4
В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 59 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,212, срок разработки - 32 года. По прототипу, при прочих равных условиях, было добыто 35 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,187, срок разработки - 39 лет. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,025.As a result, during the development period, which was limited by watering the production well to 98%, or by achieving a minimum cost-effective oil production rate of 0.5 tons per day, 59 thousand tons of oil was produced from the site, the oil recovery coefficient was 0.212, and the development term was 32 of the year. According to the prototype, ceteris paribus, 35 thousand tons of oil was produced, the oil recovery ratio was 0.187, the development period was 39 years. The increase in oil recovery by the proposed method amounted to 0.025.
Предлагаемый способ за счет повышения коэффициента охвата пласта позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта нефтяной залежи и повысить темпы отбора нефти.The proposed method by increasing the coefficient of coverage of the reservoir allows to increase oil recovery of the productive reservoir of the oil reservoir and increase the rate of oil recovery.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013145722/03A RU2526937C1 (en) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Method of low-permeable oil deposit development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013145722/03A RU2526937C1 (en) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Method of low-permeable oil deposit development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2526937C1 true RU2526937C1 (en) | 2014-08-27 |
Family
ID=51456303
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013145722/03A RU2526937C1 (en) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Method of low-permeable oil deposit development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2526937C1 (en) |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2618542C1 (en) * | 2016-04-26 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures |
| RU2657307C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-06-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
| RU2683453C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-28 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors |
| RU2708745C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of low-permeability oil formation section |
| RU2709260C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество " Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits |
| RU2713026C1 (en) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit |
| RU2718665C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-04-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Development method of low-permeability reservoir |
| RU2732744C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit |
| RU2732746C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |
| RU2738145C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of powerful low-permeability oil deposit |
| RU2757836C1 (en) * | 2021-04-12 | 2021-10-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of a zonal-heterogeneous oil reservoir |
| RU2853205C1 (en) * | 2025-07-21 | 2025-12-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing oil deposit |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2208140C1 (en) * | 2002-08-15 | 2003-07-10 | Закиров Искандер Сумбатович | A method of development of oil pool with low-permeability reservoirs |
| RU2290493C1 (en) * | 2006-03-09 | 2006-12-27 | Михаил Юрьевич Ахапкин | Method for extracting multi-bed oil deposit |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
| RU2374435C2 (en) * | 2007-08-23 | 2009-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" | Method of multi-layered oil field development with presents of highly permeable interlayer using hydraulic fracturing |
| RU2432460C2 (en) * | 2007-12-21 | 2011-10-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Procedures for formation fracturing and extraction of hydrocarbon fluid medium from formation |
-
2013
- 2013-10-14 RU RU2013145722/03A patent/RU2526937C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2208140C1 (en) * | 2002-08-15 | 2003-07-10 | Закиров Искандер Сумбатович | A method of development of oil pool with low-permeability reservoirs |
| RU2290493C1 (en) * | 2006-03-09 | 2006-12-27 | Михаил Юрьевич Ахапкин | Method for extracting multi-bed oil deposit |
| RU2374435C2 (en) * | 2007-08-23 | 2009-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" | Method of multi-layered oil field development with presents of highly permeable interlayer using hydraulic fracturing |
| RU2432460C2 (en) * | 2007-12-21 | 2011-10-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Procedures for formation fracturing and extraction of hydrocarbon fluid medium from formation |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2618542C1 (en) * | 2016-04-26 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures |
| RU2657307C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-06-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen |
| RU2683453C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-28 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors |
| RU2708745C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of low-permeability oil formation section |
| RU2709260C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество " Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits |
| RU2713026C1 (en) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit |
| RU2718665C1 (en) * | 2019-10-16 | 2020-04-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Development method of low-permeability reservoir |
| RU2732744C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit |
| RU2732746C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |
| RU2738145C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of powerful low-permeability oil deposit |
| RU2757836C1 (en) * | 2021-04-12 | 2021-10-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of a zonal-heterogeneous oil reservoir |
| RU2853205C1 (en) * | 2025-07-21 | 2025-12-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| US12371980B2 (en) | Gravity assisted reservoir drainage systems and methods | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2379492C2 (en) | Development method at wells re-entry and oil field in general | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2731973C1 (en) | Development method of oil deposits by radial well netting | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2713026C1 (en) | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |