RU2565617C1 - Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing - Google Patents

Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing Download PDF

Info

Publication number
RU2565617C1
RU2565617C1 RU2014141255/03A RU2014141255A RU2565617C1 RU 2565617 C1 RU2565617 C1 RU 2565617C1 RU 2014141255/03 A RU2014141255/03 A RU 2014141255/03A RU 2014141255 A RU2014141255 A RU 2014141255A RU 2565617 C1 RU2565617 C1 RU 2565617C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hydraulic fracturing
pilot
borehole
well
packer
Prior art date
Application number
RU2014141255/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Равиль Рустамович Ибатуллин
Арслан Валерьевич Насыбуллин
Олег Вячеславович Салимов
Вячеслав Гайнанович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2014141255/03A priority Critical patent/RU2565617C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2565617C1 publication Critical patent/RU2565617C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: according to the method, the displacement agent is injected through injection wells. The formation fluids are taken through production wells, the hydraulic fracturing is performed with obtaining of effective fracture of hydraulic fracturing. From each well the pilot borehole is drilled. During this drilling the stage-by-stage opening by the pilot borehole from top to down of the sandwich-type oil pool is performed. Using geophysical methods the viscosity of reservoir liquid and the direction of the minimum tension in layer by azimuth are determined. Test injections are performed and the minimum tension value is determined. After drilling of the pilot borehole in the well depending on viscosity and direction of tension from the pilot borehole of well in each productive layer in various directions from below one side borehole is drilled for each one. Drilling of side boreholes in layers with viscosity up to 20 mPa s is performed in the direction, perpendicular to the direction of the minimum tension in the layer. The hydraulic fracturing is performed with creation in the layer of longitudinal cracks from the side borehole. Drilling of side boreholes in layers with the viscosity above 20 mPa s is performed in the direction, perpendicular to the direction of the minimum tension in the layer. In this case the hydraulic fracturing is performed with creation in the layer of transversal cracks from the side borehole. Before drilling of each side borehole in the pilot borehole of well below layer the drillable packer is installed. When performing hydraulic fracturing with creation of longitudinal cracks into the side borehole the process pipe string with a filter and a packer is lowered. The packer is sat at the input to the side borehole and in the side borehole the hydraulic fracturing is performed by injection of hydraulic fracturing liquid by the process pipe string through the filter under the pressure exceeding the minimum tension. After that the process pipe string with the filter is extracted from the well, and the packer is drilled in the pilot borehole. The side borehole is drilled in the following overlying layer. When performing hydraulic fracturing with creation of transversal cracks into the side borehole the process pipe string with the jet nozzle fitted from below is lowered. In the side borehole by injection of hydraulic fracturing liquid by the process pipe string through the hydromonitor nozzle the interval-by-interval hydraulic fracturing is performed under the pressure exceeding the minimum tension with movement of the process pipe string. After that the process pipe string with the jet nozzle is extracted from the well, and the packer is drilled in the pilot borehole.
EFFECT: increase of output of production wells due to high performance hydraulic fracturing of layer.
4 dwg

Description

Изобретение относится к области разработки многопластовой нефтяной залежи и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.The invention relates to the field of development of a multilayer oil reservoir and can be used in the oil and gas industry.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU 2374435, МПК E21B 43/16, опубл. 27.11.2009 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта избирательно, сначала в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам, после проектного отбора запасов нефти проведение перфорации высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполнение ствола с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и создания оптимальной трещины гидроразрыва, при этом одновременное проведение в нагнетательном фонде скважин гидравлического разрыва пласта в интервалах с низкой проницаемостью, причем для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидравлическим разрывом пласта.A known method of developing a multilayer oil reservoir in the presence of a highly permeable layer using hydraulic fracturing (patent RU 2374435, IPC E21B 43/16, publ. 11/27/2009), including the injection of a displacing agent through injection wells, the selection of formation fluids through production wells, the implementation of hydraulic fracturing selectively, first in the zone of low permeability layers, excluding perforation of a highly permeable formation with a permeability of three or more times higher than the average in the layers, after design ora of oil reserves, perforation of a highly permeable formation followed by exploitation of the latter, execution of a wellbore with vertical entry into the production facility to provide maximum fracture pressure gradient and create an optimal hydraulic fracture, while simultaneously conducting hydraulic fracturing in the injection well wells at low permeability intervals, moreover to create vertical filtration between a high permeability interlayer, non-perforated, and low permeability spend a lateral horizontal trunk in a low permeability interval with subsequent interval hydraulic fracturing.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, низкая эффективность разработки многопластового месторождения, связанная с поэтапным введением в разработку пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами;- firstly, the low efficiency of the development of a multilayer field associated with the phased introduction of formations with various filtration-capacitive properties into the development;

- во-вторых, низкая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в скважинах многопластовой нефтяной залежи, который осуществляют без учета направления минимального напряжения в пласте и вязкости продукции пласта.- secondly, the low efficiency of hydraulic fracturing in the wells of a multilayer oil reservoir, which is carried out without taking into account the direction of the minimum stress in the reservoir and the viscosity of the formation.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2513791, МПК E21B 43/16, опубл. 20.04.2014 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной, классифицируют продуктивные пласты по проницаемости, в зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах, нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах, причем в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм, в продуктивных пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм, а в продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм, причем для эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи в добывающих скважинах применяют оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a multilayer oil reservoir using hydraulic fracturing (patent RU No. 2513791, IPC E21B 43/16, publ. 04/20/2014), including injection of a displacing agent through injection wells, selection of reservoir fluids through production wells, the implementation of hydraulic fracturing to obtain an effective fracture. The permeability of each reservoir opened by the well is determined, the reservoir is classified by permeability, depending on the permeability of the reservoir, perforation is carried out in production and injection wells, injection wells are injected, and hydraulic fracturing in production wells is carried out in all reservoirs, and in productive formations with a permeability of less than 10 mD carry out hydraulic fracturing with the creation of hydraulic fractures with a fixed half-length of more than 100 m and a replicated width in the productive part from 1.5 to 3 mm, in productive formations with a permeability of more than 100 mD, hydraulic fracturing is carried out with the creation of hydraulic fractures with a fixed half-length of up to 40 m and a fixed width of 5 to 20 mm, and in productive formations with a permeability of 10 to 100 mD hydraulic fracturing is carried out with the creation of hydraulic fractures with a fixed half length of 40 to 100 m and a fixed width of 3 to 7 mm, and for the effective development of a multilayer oil reservoir in production wells, equipment for dual completion.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, низкая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи, который осуществляют без учета направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта;- firstly, the low efficiency of hydraulic fracturing in a multilayer oil reservoir, which is carried out without taking into account the direction of the minimum stress and its magnitude in the reservoir and the viscosity of the formation;

- во-вторых, низкий дебит продукции из пластов, вскрытых одной вертикальной добывающей скважины, пробуренной перпендикулярно пластам, имеющим небольшие участки вскрытия, равные высотам пластов, и низкая вытесняющая эффективность нагнетательных скважин;- secondly, the low flow rate of products from formations uncovered by one vertical production well drilled perpendicular to formations having small sections of opening equal to the heights of the formations and low displacement efficiency of injection wells;

- в-третьих, несовершенство вскрытия пластов вертикальной скважиной в многопластовой залежи, поэтому даже после проведения гидравлического разрыва пластов большая часть запасов продукции в пластах остается невыработанной ввиду отдаленности от ствола скважины;- thirdly, the imperfection of opening a formation by a vertical well in a multilayer reservoir, therefore, even after hydraulic fracturing, a large part of the production reserves in the formations remains undeveloped due to the remoteness from the wellbore;

- в-четвертых, низкая информативность при проведении комплекса геофизических исследований в отдельно взятом пласте в уже вскрытой многопластовой нефтяной залежи.- fourthly, low information content when conducting a complex of geophysical studies in a single reservoir in an already discovered multilayer oil reservoir.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи за счет определения направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта, а также повышение дебита продукции добывающих скважин и вытесняющей эффективности нагнетательных скважин за счет разбуривания пластов боковыми стволами и совершенствование вскрытия пластов путем проведения гидравлического разрыва из бокового ствола за счет увеличения охвата пласта выработкой, повышение количества информации о пластах при проведении комплекса геофизических исследований в скважинах путем поэтапного вскрытия пластов пилотным стволом с последующим геофизическим исследованием с проведением тест-закачки.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency of hydraulic fracturing in a multilayer oil reservoir by determining the direction of the minimum stress and its magnitude in the reservoir and the viscosity of the reservoir products, as well as increasing the production rate of production wells and displacing the effectiveness of injection wells by drilling sidetracks and improving drilling through hydraulic fracturing from the sidetrack by increasing the coverage of the reservoir generation, increase the amount of information about formations during complex geophysical investigations in wells through formations pilot phase of opening the barrel, followed by carrying out geophysical exploration with a test injection.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва.The stated technical problems are solved by the method of developing a multilayer oil reservoir using hydraulic fracturing, including pumping a displacing agent through injection wells, selecting reservoir fluids through production wells, and performing hydraulic fracturing to produce an effective fracture.

Новым является то, что из каждой скважины производят бурение пилотного ствола, в процессе которого производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи, при этом на каждом этапе геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту, а проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения, после бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу, причем бурение боковых стволов в пластах с вязкостью до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола продольных трещин, а бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин, при этом перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер, причем при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером, производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения, после чего извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины, разбуривают пакер в пилотном стволе, производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте, при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой, и в боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб, после чего извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе.What is new is the fact that a pilot well is drilled from each well, during which a multi-layer oil reservoir is gradually phased out by the pilot well, and at each stage, the viscosity of the formation fluid and the direction of the minimum stress in the formation are determined by azimuth using geophysical methods, and testing - injections determine the value of the minimum stress after drilling a pilot wellbore in a well, depending on the viscosity and direction of stress from the pilot wellbore to each In the different productive strata, one sidetrack is drilled in different directions from bottom to top, and sidetracks in strata with viscosities of up to 20 MPa · s are drilled in the direction perpendicular to the direction of minimum stress in the stratum, after which hydraulic fracturing of the stratum is carried out with formation of the trunk of longitudinal cracks, and the drilling of the sidetracks in formations with a viscosity of more than 20 MPa · s is carried out in a direction parallel to the direction of the minimum stress in the reservoir, after which hydraulic formation fracture with the creation of transverse cracks in the formation from the lateral wellbore; in this case, before drilling each lateral wellbore in the pilot wellbore, a drillable packer is installed below the formation, and during hydraulic fracturing with the creation of longitudinal cracks, the process pipe string with filter is lowered into the lateral wellbore and the packer, the packer is planted at the entrance to the lateral barrel and hydraulic fracturing is performed in the lateral trunk by pumping the fracturing fluid along the process pipe string through the filter is under pressure higher than the minimum voltage, after which the process pipe string with filter is removed from the well, the packer is drilled in the pilot well, the side well is drilled in the next overburden, when the hydraulic fracturing is performed with the creation of transverse cracks, the pipe process string is lowered into the side well equipped with a hydraulic nozzle at the bottom and a point is produced by pumping the fracture fluid along the process pipe string through the hydraulic nozzle in the lateral barrel a fractured hydraulic fracturing under pressure above the minimum voltage with the movement of the pipe string, after which the pipe string with the nozzle is removed from the well and the packer is drilled in the pilot shaft.

На фиг. 1, 2, 3, 4 схематично изображен процесс реализации способа.In FIG. 1, 2, 3, 4 schematically depicts the process of implementing the method.

На многопластовой нефтяной залежи строят сеть добывающих и нагнетательных скважин.A network of producing and injection wells is being built on a multilayer oil reservoir.

Из каждой скважины производят бурение пилотного ствола 1 (см. фиг. 1), в процессе которого производят поэтапное вскрытие сверху вниз пилотным стволом 1 многопластовой нефтяной залежи, состоящей, например, из четырех пластов: 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′. На каждом этапе геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости (μ) и направление минимального напряжения (σmin) в пластах 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ по азимуту. Проведением тест-закачки (мини-фрака) определяют величину минимального напряжения (σmin) в пластах 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′.From each well, a pilot wellbore 1 is drilled (see Fig. 1), during which a phased opening from the top down by the pilot wellbore 1 of a multilayer oil reservoir is made, consisting, for example, of four layers: 2 ′; 2 ″; 2 ′ ′ ′; 2 ′ ′ ′ ′. At each stage, geophysical methods determine the viscosity of the formation fluid (μ) and the direction of the minimum stress (σ min ) in the formations 2 ′; 2 ″; 2 ′ ′ ′; 2 ′ ′ ′ ′ in azimuth. A test injection (mini-tailcoat) determines the minimum stress value (σ min ) in the layers 2 ′; 2 ″; 2 ′ ′ ′; 2 ′ ′ ′ ′.

На первом этапе пилотным стволом 1 вскрывают пласт 2′ и геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости, например, μ=25 мПа·с, а направление минимального напряжения (σmin) параллельно пласту 2′, проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения, например, σmin=22,0 МПа.At the first stage, the formation 2 ′ is opened by the pilot shaft 1 and geophysical methods determine the viscosity of the formation fluid, for example, μ = 25 mPa · s, and the direction of the minimum stress (σ min ) parallel to the formation 2 ′, by conducting a test injection, determine the minimum voltage, for example , σ min = 22.0 MPa.

Аналогичным образом, поэтапно пилотным стволом производят вскрытие оставшихся пластов 2″; 2′′′; 2′′′′ и геофизическими методами определяют вязкость (μ) и направление минимального напряжения (σmin) пластов 2″; 2′′′; 2′′′′, а проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения (σmin).Similarly, in stages, the pilot stem is opened by the remaining layers 2 ″; 2 ′ ′ ′; 2 ′ ′ ′ ′ and geophysical methods determine the viscosity (μ) and the direction of the minimum stress (σ min ) of the 2 ″ layers; 2 ′ ′ ′; 2 ′ ′ ′ ′, and the test voltage determines the minimum voltage (σ min ).

Поэтапное вскрытие пластов пилотным стволом с последующим геофизическим исследованием и проведением тест-закачки позволяет повысить количество информации о пластах перед бурением в них боковых стволов и проведением в них гидравлического разрыва пласта.Stage-by-stage penetration of formations by a pilot well followed by geophysical exploration and test injection allows increasing the amount of information about the strata before drilling sidetracks in them and conducting hydraulic fracturing in them.

После бурения пилотного ствола 1 в скважине в зависимости от вязкости и направления, напряжения из пилотного ствола 1 в каждом продуктивном пласте 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ в различных направлениях бурят по одному боковому стволу 3′; 3″; 3′′′; 3′′′′.After drilling the pilot hole 1 in the well, depending on the viscosity and direction, the stress from the pilot hole 1 in each reservoir 2 ′; 2 ″; 2 ′ ′ ′; 2 ′ ′ ′ ′ are drilled in different directions along one side trunk 3 ′; 3 ″; 3 ′ ′ ′; 3 ′ ′ ′ ′.

Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью (μ) до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте. Например, вязкость (μ) до 20 мПа·с имеют продуктивный пласт 2′′′′ (μ=8 мПа·с) и продуктивный пласт 2″ (μ=17 мПа·с). Таким образом, бурение боковых стволов 3′′′′ и 3′′ в пластах 2′′′′ и 2″, соответственно, производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте 2′′′′ (σmin=20,0 мПа) и 2″ (σmin=18,0 мПа), соответственно.Sidetracks are drilled in formations with a viscosity (μ) of up to 20 MPa · s in the direction perpendicular to the direction of minimum stress (σ min ) in the formation. For example, viscosities (μ) of up to 20 MPa · s have a 2 ′ ′ ′ ′ production layer (μ = 8 MPa · s) and a 2 ″ production layer (μ = 17 MPa · s). Thus, the drilling of sidetracks 3 ″ ″ and 3 ″ in strata 2 ″ ″ and 2 ″, respectively, is performed in the direction perpendicular to the direction of minimum stress (σ min ) in stratum 2 ″ ″ (σ min = 20.0 MPa) and 2 ″ (σ min = 18.0 MPa), respectively.

Далее осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пластах 2′′′′ и 2″ из бокового ствола 3′′′′ и 3′′ продольных трещин 4′′′′ и 4″, соответственно.Next, hydraulic fracturing of the formation is carried out with the creation of 2 ″ ″ and 2 ″ from the lateral shaft 3 ″ ″ and 3 ″ of longitudinal cracks 4 ″ ″ and 4 ″ in the reservoir, respectively.

Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью (μ) свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте. Например, вязкость (μ) свыше 20 мПа·с имеют продуктивный пласт 2′′′ (μ=40 мПа·с) и продуктивный пласт 2′ (μ=25 мПа·с). Таким образом, бурение боковых стволов 3′′′ и 3′ в пластах 2′′′ и 2′, соответственно, производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте 2′′′ (σmin=24,0 МПа) и 2′ (σmin=22,0 МПа), соответственно.Sidetracks are drilled in formations with a viscosity (μ) of more than 20 MPa · s in a direction parallel to the direction of minimum stress (σ min ) in the formation. For example, viscosities (μ) over 20 MPa · s have a 2 ″ ″ production layer (μ = 40 MPa · s) and a 2 ′ production layer (μ = 25 MPa · s). Thus, the drilling of sidetracks 3 ″ ″ and 3 ″ in the strata 2 ″ ″ and 2 ″, respectively, is performed in the direction parallel to the direction of the minimum stress (σ min ) in the formation 2 ″ ″ (σ min = 24.0 MPa) and 2 ′ (σ min = 22.0 MPa), respectively.

Определение направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта позволяет повысить эффективность проведения гидравлического разрыва пласта при разработке многопластовой нефтяной залежи.Determining the direction of the minimum stress and its magnitude in the reservoir and the viscosity of the reservoir products can increase the efficiency of hydraulic fracturing in the development of a multilayer oil reservoir.

Далее осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пластах 2′′′ и 2′ из боковых стволов 3′′′ и 3′ продольных трещин 4′′′ и 4′, соответственно.Next, hydraulic fracturing of the formation is carried out with the creation of 2 ″ ″ and 2 ″ from the side shafts 3 ″ ″ and 3 ′ of longitudinal cracks 4 ″ ″ and 4 ′, respectively.

Перед забуриванием каждого бокового ствола 3′; 3″; 3′′′; 3′′′′ в пилотном стволе 1 скважины ниже соответствующего пласта 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ устанавливают разбуриваемые пакеры 5′; 5″; 5′′′; 5′′′′ (см. фиг. 1 и 2).Before drilling each side trunk 3 ′; 3 ″; 3 ′ ′ ′; 3 ′ ′ ′ ′ in the pilot wellbore 1 of the well below the corresponding formation 2 ′; 2 ″; 2 ′ ′ ′; 2 ′ ′ ′ ′ install drillable packers 5 ′; 5"; 5'''; 5 ′ ′ ′ ′ (see FIGS. 1 and 2).

Разбуривание пластов боковыми стволами позволяет повысить дебит продукции добывающих скважин, а также повысить вытесняющую эффективность нагнетательных скважин при дальнейшей разработке многопластовой нефтяной залежи.Side-hole drilling of the strata makes it possible to increase the production rate of production wells, as well as to increase the displacing efficiency of injection wells in the further development of a multilayer oil reservoir.

Так перед забуриванием бокового ствола 3′′′′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1 скважины ниже пласта 2′′′′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′′.So before drilling the sidetrack 3 ″ ″ (see Fig. 1), a drillable packer 5 ″ ″ ″ is installed in the pilot borehole 1 of the well below the formation 2 ″ ″ ″.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин 4′′′′ в боковом стволе 3′′′′, как описано выше, в боковой ствол 3′′′′ спускают технологическую колонну труб с фильтром и технологическим пакером 6. Производят посадку технологического пакера 6 на входе в боковой ствол 3′′′′ и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=20,0 МПа), например, под давлением 22,0 МПа с образованием продольных трещин 4′′′′ в боковом стволе 3′′′′. Распакеровывают технологический пакер 6 и извлекают технологическую колонну труб с технологическим пакером 6 и фильтром из скважины. Затем разбуривают пакер 5′′′′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана) и разбуривают пакер 5′′′′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1.When conducting hydraulic fracturing with the creation of longitudinal cracks 4 ″ ″ ″ in the lateral shaft 3 ″ ″ ″, as described above, the production string of pipes with a filter and technological packer is lowered into the lateral shaft 3 ″ ″ ″ 6. The technological packer is planted 6 at the entrance to the lateral shaft 3 ″ ″ and produce hydraulic fracturing by pumping a fracturing fluid through the pipe string through a filter under a pressure higher than the minimum voltage (σ min = 20.0 MPa), for example, under a pressure of 22.0 MPa s education longitudinal x cracks 4 ′ ′ ′ ′ in the lateral shaft 3 ′ ′ ′ ′. Unpack process packer 6 and remove the process pipe string with process packer 6 and a filter from the well. Then drill packer 5 ″ ″ ″ in pilot barrel 1. To do this, lower the milling cutter on the process pipe string (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4) and drill packer 5 ″ ″ (see FIG. 1) in the pilot barrel 1.

Так перед забуриванием бокового ствола 3′′′ в пилотном стволе 1 (см. фиг. 2) скважины ниже пласта 2′′′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′.So before drilling the sidetrack 3 ″ ″ in the pilot bore 1 (see FIG. 2), a drillable packer 5 ″ ″ is installed below the formation 2 ″ ″.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин 4′′′ в боковом стволе 3′′′, как описано выше, в боковой ствол 3′′′ спускают технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана). Производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта подачей жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=24,0 МПа), например, под давлением 22 МПа. Таким образом, поинтервальным перемещением технологической колонны труб выполняют поперечные трещины 4′′′ в боковом стволе 3′′′. Извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер 5′′′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана) и разбуривают пакер 5′′′ (см. фиг. 2) в пилотном стволе 1.When conducting hydraulic fracturing with the creation of transverse cracks 4 ″ ″ in the lateral shaft 3 ″ ″, as described above, the production string of pipes equipped with a hydraulic monitor nozzle from the bottom is lowered into the lateral shaft 3 ″ ″ (in Figs. 1, 2, 3 , 4 not shown). Interval hydraulic fracturing of the formation is carried out by supplying a fracturing fluid along the pipe production string through the hydraulic nozzle under pressure above the minimum stress value (σ min = 24.0 MPa), for example, under a pressure of 22 MPa. Thus, transverse cracks 4 ″ ″ in the sidetrack 3 ″ ″ are performed at intervals by moving the process pipe string. A process string of pipes with a hydraulic nozzle is removed from the well and a packer 5 ″ ″ is drilled in pilot barrel 1. To do this, a cutter is lowered on the process string of a pipe (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4) and the packer 5 ″ ″ is drilled (see Fig. 2) in the pilot barrel 1.

Так перед забуриванием бокового ствола 3″ в пилотном стволе 1 (см. фиг. 2) скважины ниже пласта 2″ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′.So before drilling the sidetrack 3 ″ in the pilot shaft 1 (see Fig. 2) the wells below the formation 2 ″ set drillable packer 5 ″ ″.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин 4″ в боковом стволе 3″, как описано выше, в боковой ствол 3″ спускают технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана). Производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта подачей жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=18,0 МПа), например, под давлением 22 МПа. Таким образом, поинтервальным перемещением технологической колонны труб выполняют поперечные трещины 6″ в боковом стволе 3″. Извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер 5″ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу и разбуривают пакер 5″ (на фиг. 1, 2, 3,4 не показано) в пилотном стволе 1.When conducting hydraulic fracturing with the creation of transverse cracks 4 ″ in the sidetrack 3 ″, as described above, a process string of pipes equipped with a hydraulic nozzle from below is lowered into the sidetrack 3 ″ (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4). -Wise produce a hydraulic fracturing liquid supply gap in the technological pipe string through jetting nozzle at a pressure above the minimum voltage value (σ min = 18,0 MPa), e.g., pressure 22 MPa. Thus, transverse cracks 6 ″ in the sidetrack 3 ″ are performed at intervals by moving the process pipe string. A process string of pipes with a hydraulic nozzle is removed from the well and a packer 5 ″ is drilled in pilot barrel 1. To do this, a cutter is lowered on a process string of pipes and drill packer 5 ″ (not shown in FIGS. 1, 2, 3.4) in pilot barrel 1 .

Так перед забуриванием бокового ствола 3′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1 скважины ниже пласта 2′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′.So before drilling the sidetrack 3 ′ (see FIG. 1), a drillable packer 5 ′ is installed in the pilot shaft 1 of the well below the formation 2 ′.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин 4′ в боковом стволе 3′, как описано выше, в боковой ствол 3′ спускают технологическую колонну труб с фильтром и технологическим пакером 6. Производят посадку технологического пакера 6 на входе в боковой ствол 3′ и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=22,0 МПа), например, 24 МПа с образованием продольных трещин 4′ в боковом стволе 3′. Распакеровывают технологический пакер 6 и извлекают технологическую колонну труб с технологическим пакером 6 и фильтром из скважины. Затем разбуривают пакер 5′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу и разбуривают пакер 5′ (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано) в пилотном стволе 1 (см. фиг. 3 и 4).When conducting hydraulic fracturing with the creation of longitudinal cracks 4 ′ in the sidetrack 3 ′, as described above, the process pipe string with filter and process packer 6 is lowered into the side trunk 3 ′ and the process packer 6 is planted at the entrance to the side trunk 3 ′ and hydraulic fracturing of the formation is carried out by pumping a fracturing fluid through the process pipe string through a filter under pressure above the minimum stress value (σ min = 22.0 MPa), for example, 24 MPa with the formation of longitudinal cracks 4 ′ in the sidetrack 3 ′. Unpack process packer 6 and remove the process pipe string with process packer 6 and a filter from the well. Then packer 5 ′ is drilled in pilot barrel 1. To do this, a mill is lowered on the pipe casing and drill packer 5 ′ (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4) in pilot barrel 1 (see FIGS. 3 and 4) .

Проведение гидравлического разрыва пласта из бокового ствола позволяет усовершенствовать вскрытие пластов за счет увеличения охвата зоны отбора из добывающих скважин и зоны закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, что позволяет полностью выработать запасы нефти из многопластовой залежи нефти.Hydraulic fracturing of the sidetrack allows to improve the opening of reservoirs by increasing the coverage of the extraction zone from production wells and the injection zone of the displacing agent in injection wells, which allows to fully develop oil reserves from a multilayer oil reservoir.

Аналогичным образом на многопластовой нефтяной залежи строят сеть добывающих и нагнетательных скважин, после чего оснащают добывающие и нагнетательные скважины эксплуатационным оборудованием, разрабатывают многопластовую нефтяную залежь закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбором пластовых флюидов (продукции) через добывающие скважины.Similarly, a network of production and injection wells is built on a multilayer oil reservoir, after which the production and injection wells are equipped with operational equipment, a multilayer oil reservoir is developed by injection of a displacing agent through injection wells and selection of formation fluids (production) through production wells.

Предлагаемый способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта позволяет повысить эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи, повысить дебит продукции добывающих скважин и вытесняющую эффективность нагнетательных скважин, усовершенствовать вскрытие пластов, повысить количество информации о пластах при проведении комплекса геофизических исследований в скважинах.The proposed method for the development of a multilayer oil reservoir using hydraulic fracturing can increase the efficiency of hydraulic fracturing in a multilayer oil reservoir, increase the production rate of production wells and the displacing efficiency of injection wells, improve reservoir penetration, increase the amount of reservoir information during a complex of geophysical surveys in wells .

Claims (1)

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва, отличающийся тем, что из каждой скважины производят бурение пилотного ствола, в процессе которого производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи, при этом на каждом этапе геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту, а проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения, после бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу, причем бурение боковых стволов в пластах с вязкостью до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола продольных трещин, а бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин, при этом перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер, причем при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером, производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения, после чего извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины, разбуривают пакер в пилотном стволе, производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте, при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой, и в боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб, после чего извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе. A method for developing a multilayer oil reservoir using hydraulic fracturing, including pumping a displacing agent through injection wells, selecting reservoir fluids through production wells, performing hydraulic fracturing to produce an effective fracturing fracture, characterized in that a pilot well is drilled from each well in the process which produce a phased opening of a multilayer oil reservoir by a pilot shaft from top to bottom, while at each stage the geophysical using methods, we determine the viscosity of the reservoir fluid and the direction of the minimum stress in the reservoir in azimuth, and by conducting a test injection, determine the minimum stress after drilling a pilot wellbore in the well, depending on the viscosity and direction of stress from the pilot wellbore in each reservoir in different directions from the bottom one sidetrack is drilled upward, and sidetracks are drilled in formations with a viscosity of up to 20 MPa · s in a direction perpendicular to the direction of the minimum strains in the reservoir, after which hydraulic fracturing is carried out with the formation of longitudinal cracks in the reservoir from the lateral wellbore, and sidetracks are drilled in formations with a viscosity of more than 20 MPa · s in the direction parallel to the direction of the minimum stress in the reservoir, after which hydraulic fracturing is performed with the creation of transverse cracks in the formation from the lateral wellbore, in this case, before drilling each lateral well in the pilot wellbore, a drillable packer is installed below the formation, and during fracturing of the formation with the creation of longitudinal cracks is lowered into the side of the technological pipe string with a filter and a packer, the packer is planted at the inlet of the side trunk and a hydraulic fracturing of the formation is made in the side trunk by pumping a fracturing fluid through the pipe string through the filter under pressure above the minimum voltage after which the process pipe string with the filter is removed from the well, the packer is drilled in the pilot shaft, the side shaft is drilled in the next overburden in the reservoir, when conducting hydraulic fracturing with the creation of transverse cracks, a technological string of pipes is lowered into the lateral barrel equipped with a hydraulic monitor nozzle from the bottom, and in the lateral trunk, the fracturing fluid is pumped through the technological string of pipes through the hydraulic nozzle into an interval hydraulic fracturing under pressure above the minimum voltage with the movement of the pipe string, after which the pipe string with the nozzle is removed from the well and drill the packer in the pilot barrel.
RU2014141255/03A 2014-10-13 2014-10-13 Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing RU2565617C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014141255/03A RU2565617C1 (en) 2014-10-13 2014-10-13 Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014141255/03A RU2565617C1 (en) 2014-10-13 2014-10-13 Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2565617C1 true RU2565617C1 (en) 2015-10-20

Family

ID=54327265

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014141255/03A RU2565617C1 (en) 2014-10-13 2014-10-13 Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2565617C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2626492C1 (en) * 2016-04-26 2017-07-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir
RU2660702C1 (en) * 2017-08-08 2018-07-09 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Method for determining maximum horizontal stress of oil and gas formation
RU2666573C1 (en) * 2017-08-11 2018-09-11 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack
CN111734382A (en) * 2020-08-05 2020-10-02 西南石油大学 Method for explaining multiple parameters by testing fracturing through stepped displacement reduction
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

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4787449A (en) * 1987-04-30 1988-11-29 Mobil Oil Corporation Oil recovery process in subterranean formations
RU2292453C2 (en) * 2005-02-24 2007-01-27 Александр Сергеевич Трофимов Method for extracting a formation of hydrocarbons
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
WO2011150251A1 (en) * 2010-05-26 2011-12-01 Exxonmobil Upstream Research Company Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir autonomous tubular units
WO2013022627A2 (en) * 2011-08-05 2013-02-14 Schlumberger Canada Limited Method of fracturing multiple zones within a well
RU2513791C1 (en) * 2012-10-22 2014-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation
RU2528757C1 (en) * 2013-10-14 2014-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4787449A (en) * 1987-04-30 1988-11-29 Mobil Oil Corporation Oil recovery process in subterranean formations
RU2292453C2 (en) * 2005-02-24 2007-01-27 Александр Сергеевич Трофимов Method for extracting a formation of hydrocarbons
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
WO2011150251A1 (en) * 2010-05-26 2011-12-01 Exxonmobil Upstream Research Company Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir autonomous tubular units
WO2013022627A2 (en) * 2011-08-05 2013-02-14 Schlumberger Canada Limited Method of fracturing multiple zones within a well
RU2513791C1 (en) * 2012-10-22 2014-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation
RU2528757C1 (en) * 2013-10-14 2014-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2626492C1 (en) * 2016-04-26 2017-07-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir
RU2660702C1 (en) * 2017-08-08 2018-07-09 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Method for determining maximum horizontal stress of oil and gas formation
RU2666573C1 (en) * 2017-08-11 2018-09-11 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack
CN111734382A (en) * 2020-08-05 2020-10-02 西南石油大学 Method for explaining multiple parameters by testing fracturing through stepped displacement reduction
CN111734382B (en) * 2020-08-05 2021-06-01 西南石油大学 Method for explaining multiple parameters by testing fracturing through stepped displacement reduction
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

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2295030C1 (en) Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
US7559373B2 (en) Process for fracturing a subterranean formation
US10815761B2 (en) Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir
RU2526937C1 (en) Method of low-permeable oil deposit development
US9828840B2 (en) Producing hydrocarbons
RU2565617C1 (en) Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing
RU2667561C1 (en) Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole
US20180073341A1 (en) System For Inhibiting Flow Of Fracturing Fluid In An Offset Wellbore
RU2612061C1 (en) Recovery method of shale carbonate oil field
RU2561420C1 (en) Hydraulic fracturing technique in two parallel horizontal boreholes
US20160312594A1 (en) Method for orienting hydraulic fractures in multilateral horizontal wells
RU2567918C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2655309C1 (en) Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
Pandey et al. New fracture-stimulation designs and completion techniques result in better performance of shallow Chittim Ranch wells
RU2681796C1 (en) Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2418162C1 (en) Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil
RU2618542C1 (en) Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures
RU2627345C1 (en) Development method of high-viscosity oil or bitumen deposit with application of hydraulic fracture
RU2510456C2 (en) Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation
RU2743478C1 (en) Difficult turonian gas production method
RU2613403C1 (en) Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
RU2379492C2 (en) Development method at wells re-entry and oil field in general
RU2560763C1 (en) Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs
RU2726694C1 (en) Method for development of multi-layer oil deposit with application of hydraulic fracturing of formation
Jakobsen et al. Pinpoint hydrajet fracturing in multilayered sandstone formation completed with slotted liners