RU2578090C1

RU2578090C1 - Method of developing oil deposits

Info

Publication number: RU2578090C1
Application number: RU2015104949/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Владимир Николаевич Петров; Любовь Михайловна Миронова; Илгиз Мисбахович Салихов; Марат Ахметзиевич Сайфутдинов; Илгам Гарифзянович Газизов; Марс Талгатович Ханнанов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2015-02-13
Filing date: 2015-02-13
Publication date: 2016-03-20

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry, namely to development of oil deposit in carbonate and terrigenous reservoirs by drilling vertical and multi-branch wells with horizontal ends. Method involves drilling in the deposit of vertical and horizontal multi-branch wells using an engineering grid with formation of development elements. Working reagent is cyclically pumped into every injection and production well through injection wells. Product is extracted through production wells. Oil output, as well as water and pumped fluid consumption are measured. There is also conducted a hydrodynamic research and maintaining of the formation pressure in the extraction area at the level of the initial value. Before drilling of the deposit with areal development system there are selected sites with two or more producing formations and/or interlayers in the section. Elements are formed on sites by penetrating these formations and/or interlayers with vertical injection wells. Production well is drilled in elements with horizontal arrangement of sites in every formation and/or interlayer in the direction of injection wells until reaching the corresponding injection wells in the corresponding formation and/or interlayer. Area of every horizontal borehole has a bridge plug ensuring insulation and separating the horizontal borehole from the injection well borehole for a distance of not more than 40-60 m. Production well head is isolated in such a way, that the extraction zone constitutes 5-24 % of the total length of the horizontal area from the point of entry into the formation. Injection well is equipped with devices for simultaneous-separate pumping of working agent into every penetrated formation and/or interlayer corresponding wells with intervals and pressure ensuring maximum restoration of pressure in the extraction area during oil displacement and not leading to premature flooding of the extracted product.

EFFECT: technical result is increased oil recovery.

1 cl, 1 ex, 2 dwg

Description

Предлагаемый способ разработки относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием (МЗГС).The proposed development method relates to the oil industry, namely to the development of oil deposits in carbonate and terrigenous reservoirs by vertical and multilateral wells with horizontal completion (MZGS).

Известен способ разработки нефтяного месторождения (см. патент США 4718485, кл. E21B 43/24, 43/30 от 21.01.1988 г.), включающий бурение горизонтальных добывающих и вертикальных добывающих и нагнетательных скважин по схеме, предусматривающей размещение горизонтальных добывающих скважин между вертикальными добывающими скважинами.A known method of developing an oil field (see US patent 4718485, class E21B 43/24, 43/30 of 01/21/1988), including drilling horizontal production and vertical production and injection wells according to the scheme, providing for the placement of horizontal production wells between vertical producing wells.

Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за быстрого обводнения скважин в условиях залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа.The disadvantage of this method is the low coefficient of oil recovery due to the rapid flooding of wells in a multi-layer oil field with water-oil zones and / or massive type.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2439299, МПК E21B 43/20, опубл. в Бюл. №1 от 10.01.2012), включающий разбуривание залежи горизонтальными и вертикальными скважинами по квадратной сетке и формирование элементов бурением в центре элемента вертикальной и/или наклонно направленной нагнетательной скважины, бурением многозабойных добывающих горизонтальных скважин по сторонам элементов, закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины циклически и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального, отличающийся тем, что перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 13 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м в нефтяной зоне-НЗ и не менее 5 м в водонефтяной зоне - ВНЗ в терригенных коллекторах, бурят вертикальную и/или наклонно направленную нагнетательную скважину в центре каждого элемента, стороны каждого элемента закрывают многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием в виде полукругов, каждая из которых охватывает половину элемента, с одним восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта, заменяющую в элементе две горизонтальные или три вертикальные и/или наклонно направленные скважины по сторонам и углам элементов, закачку вытесняющего рабочего реагента осуществляют через нагнетательную скважину в нижнюю часть продуктивного интервала циклически, определяют оптимальный период закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и вытеснение нефти из матрицы.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir (patent RU No. 2439299, IPC E21B 43/20, published in Bul. No. 1 of 01/10/2012), including drilling a horizontal and vertical wells along a square grid and forming elements by drilling in the center of the element of a vertical and / or directionally directed injection well, drilling multilateral wells producing horizontal wells on the sides of the elements, pumping the working reagent through the injection wells cyclically and selecting production through production wells, measurements of oil, water and injected fluid production, conducting hydrodynamic studies and maintaining reservoir pressure in the extraction zone at the initial level, characterized in that sections with total oil-saturated thicknesses of more than 13 m in carbonate reservoirs and / or areas with effective oil-saturated thicknesses of not less than 3 m in the oil zone –ND and not less than 5 m in the oil-water zone –HOL in terrigenous reservoirs, drill vertical and / or obliquely directed th injection well in the center of each element, the sides of each element are closed with multilateral wells with a horizontal end in the form of semicircles, each of which covers half of the element, with one ascending branch in the middle of the semicircle, directed to the corner of the element to generate oil reserves in the underwater part of the reservoir, replacing two horizontal or three vertical and / or directional wells in the element along the sides and corners of the elements, injection of the wasp displacing working reagent estvlyayut through the injection well into the bottom of the producing interval cyclically determine the optimum injection period at which the maximum pressure recovery in the screening zone and the displacement of oil from the matrix.

Недостатками способа являются неполный охват разреза пласта вытеснением закачиваемым агентом в вертикальную и/или наклонно направленную нагнетательную скважину и сечение разреза в добывающей скважине с горизонтальным окончанием в виде полукруга без учета фильтрационно-емкостных свойств неоднородного по разрезу объекта.The disadvantages of the method are the incomplete coverage of the section of the formation by displacement by the injected agent into a vertical and / or directional injection well and the section of the section in the production well with a horizontal end in the form of a semicircle without taking into account the filtration-capacitive properties of an object that is not uniform along the section.

Важным фактором, позволяющим достигнуть и/или удержать высокие дебиты нефти на залежах с разной историей разработки, является максимальное сохранение во времени первоначального пластового давления, особенно на залежах с высокой неоднородностью по разрезу, для чего осуществляется увеличение охвата дренированием залежи по разрезу, экономия капитальных вложений за счет совершенствования площадной системы разработки и организации системы поддержания пластового давления и вытеснения нефти по каждому из пластов и/или пропластков по разрезу с дифференциацией давления нагнетания по каждому из них, соответственно фильтрационно-емкостным свойствам конкретного пласта и/или пропластка.An important factor that allows one to achieve and / or maintain high oil production rates in reservoirs with a different development history is the maximum preservation of the initial reservoir pressure over time, especially in reservoirs with high heterogeneity in the section, which increases the drainage coverage of the reservoir along the section, and saves capital investment due to the improvement of the on-site development system and the organization of a system for maintaining reservoir pressure and oil displacement for each of the layers and / or interlayers by fracture I drive with differentiation of the discharge pressure for each of them, respectively, the reservoir properties of a particular formation and / or interlayer.

Техническими задачами предлагаемого способа разработки нефтяной залежи являются увеличение нефтеизвлечения, ввод в активную разработку всех запасов залежи и предотвращение образования застойных зон при максимально корректном размещении добывающих и нагнетательных горизонтальных забоев в залежах с высокой неоднородностью по разрезу, позволяющем достигнуть и удержать высокие дебиты нефти путем максимального охвата разреза пласта вытеснением закачиваемым агентом с сохранением пластового давления в зоне отбора по каждому из пластов и/или пропластков разреза.The technical objectives of the proposed method for developing an oil deposit are to increase oil recovery, to enter into active development of all reserves of the deposit and to prevent the formation of stagnant zones with the most correct placement of production and injection horizontal faces in deposits with high heterogeneity in the section, which allows to achieve and maintain high oil production rates by maximizing coverage section of the reservoir by displacement by the injected agent while maintaining reservoir pressure in the selection zone for each of the reservoirs and / or interlayers cut.

Указанная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим разбуривание залежи вертикальными и горизонтальными многозабойными скважинами по технологической сетке с формированием элементов разработки, включающих в каждом нагнетательную и добывающие скважины, циклическую закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального.This problem is solved by the method of developing an oil deposit, including drilling the deposits with vertical and horizontal multilateral wells along the technological grid with the formation of development elements, including injection and production wells in each, cyclic injection of working reagent through injection wells and production selection through production wells, oil production measurements, water and injected fluid, conducting hydrodynamic studies and maintaining reservoir pressure in the sampling zone at uro out of the original.

Новым является то, что перед разбуриванием залежи с площадной системой разработки выделяют участки с двумя и более продуктивными пластами и/или пропластками в разрезе, на участках формируют элементы, вскрывая эти пласты и/или пропластки вертикальными нагнетательными скважинами, в каждом элементе бурят две многозабойные скважины с горизонтальным окончанием в каждом пласте и/или пропластке по двум противоположным сторонам элемента длиной, равной 80-96% от длины стороны элемента, в нагнетательных скважинах разделяют продуктивные пласты и/или пропластки управляемыми пакерами для дифференциации давления нагнетания по каждому из пластов и/или пропластков в зависимости от их фильтрационно-емкостных свойств, бурят дополнительную добывающую скважину в элементах, горизонтальные участки которой расположены в каждом из пластов и/или пропластков в сторону нагнетательных скважин до сообщения с соответствующей нагнетательной скважиной в соответствующем пласте и/или пропластке, участок каждого горизонтального ствола снабжают глухим пакером, обеспечивающим изоляцию и отделяющим забой с нагнетательной скважиной на расстоянии не более 40-60 м, а устье добывающей скважины изолируют так, чтобы зона отбора составляла 5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт, при этом нагнетательные скважины оборудуют устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента в каждый из вскрытых пластов и/или пропластков соответствующих скважин с периодами и давлением, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции.What is new is that before drilling a reservoir with an on-site development system, sections with two or more productive formations and / or interlayers are distinguished in the section, elements are formed in the sections by revealing these layers and / or interlayers with vertical injection wells, two multilateral wells are drilled in each element with a horizontal end in each formation and / or interlayer on two opposite sides of the element with a length equal to 80-96% of the length of the side of the element, productive formations are separated in the injection wells and / and whether the interlayers are controlled by packers to differentiate the injection pressure in each of the layers and / or interlayers depending on their filtration-capacitive properties, drill an additional production well in the elements, horizontal sections of which are located in each of the layers and / or interlayers towards the injection wells before communication with a corresponding injection well in the corresponding formation and / or interlayers, a section of each horizontal well is provided with a deaf packer that provides isolation and separates the bottom hole with the injection well at a distance of not more than 40-60 m, and the wellhead of the producing well is isolated so that the selection zone is 5-24% of the length of the entire horizontal section from the entry point into the formation, while the injection wells are equipped with devices for simultaneous and separate injection of the worker agent into each of the discovered formations and / or interlayers of the corresponding wells with periods and pressure that ensure maximum pressure recovery in the selection zone during oil displacement and do not lead to premature bypass NIJ produced products.

На фиг. 1 показана схема размещения скважин, вид сверху.In FIG. 1 shows a layout of wells, a top view.

На фиг. 2 показана схема разреза многопластовой залежи.In FIG. 2 shows a sectional diagram of a multilayer reservoir.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи вертикальными 1-9 (фиг. 1) и горизонтальными многозабойными 10-27 скважинами по любой известной технологической сетке с формированием элементов разработки 28, включающих в каждом нагнетательную и добывающие скважины, циклическую закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины 1-9 и отбор продукции через добывающие скважины 10-27, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального. Элементом системы разработки 28 является конкретная ячейка, в данном случае площадной системы разработки, сформированная из группы добывающих скважин в углах правильной геометрической фигуры и нагнетательной скважины 1-9 в ее центре. На фиг. 1 представлен участок залежи с девятью элементами, номера которых соответствуют номерам нагнетательных скважин (1-9). Рассмотрим на фиг. 2 один элемент 28 с нагнетательной скважиной 6. Перед разбуриванием залежи с площадной системой разработки выделяют участки с двумя и более продуктивными пластами 29 (фиг. 2), 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластками 29, 29′, 29′′ и 29′′′ в разрезе, на участках формируют элементы 28 (фиг. 1), вскрывая эти пласты 29, 29′, 29′′ и 29′′′ (фиг. 2) и/или пропластки 29, 29′, 29′′ и 29′′′ вертикальными нагнетательными скважинами 6, производят моделирование, в каждом элементе 28 бурят две многозабойные скважины 19-27 с горизонтальным окончанием в каждом пласте и/или пропластке по двум противоположным сторонам элемента 28 длиной, равной 80-96% от длины стороны элемента 28, в нагнетательных скважинах 1-9 разделяют продуктивные пласты 29, 29′ и 29′′ и/или пропластки 29, 29′ и 29′′ управляемыми пакерами 35 для дифференциации давления нагнетания по каждому из пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′ в зависимости от их фильтрационно-емкостных свойств, бурят дополнительную добывающую скважину 13 в элементах 28, горизонтальные участки которой 30, 31 и 32 расположены в каждом из пластов 29, 29′, 29′′ и/или пропластков 29, 29′, 29′′ в сторону нагнетательной скважины 6 до сообщения с ней в соответствующем пласте 29, 29′, 29′′ и/или пропластке 29, 29′, 29′′. Участок каждого горизонтального ствола снабжают глухим пакером 33, обеспечивающим изоляцию и отделяющим забой с нагнетательной скважиной 6 на расстоянии от 40 до 60 м, а устье добывающей скважины 13 так, чтобы зона отбора 34 составляла 5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт 29, 29′, 29′′ и/или пропласток 29, 29′, 29′′. При этом нагнетательную скважину 6 оборудуют устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента (на фиг. 1 и 2 не показаны) в каждый из вскрытых пластов 29, 29′, 29′′ и/или пропластков 29, 29′, 29′′ соответствующих скважин с периодами и давлением, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции.A method of developing an oil deposit, including drilling a reservoir with vertical 1-9 (Fig. 1) and horizontal multilateral 10-27 wells along any known technological grid with the formation of development elements 28, including injection and production wells in each, cyclic injection of working reagent through injection wells 1-9 and selection of products through production wells 10-27, measurements of oil, water and injected fluid, conducting hydrodynamic studies and maintaining reservoir pressure in the selection zone at the original level. An element of the development system 28 is a specific cell, in this case an areal development system, formed from a group of production wells in the corners of a regular geometric shape and an injection well 1-9 in its center. In FIG. Figure 1 shows a section of a reservoir with nine elements, the numbers of which correspond to the numbers of injection wells (1-9). Consider in FIG. 2 one element 28 with injection well 6. Before drilling a reservoir with an on-site development system, areas with two or more productive formations 29 (Fig. 2), 29 ′, 29 ′ ′ and 29 ′ ″ and / or interlayers 29, 29 ′ are distinguished , 29 ″ and 29 ″ ″ in section, elements 28 are formed in the sections (Fig. 1), revealing these layers 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ (Fig. 2) and / or interlayers 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ ″ vertical injection wells 6, simulate, in each element 28 drill two multilateral wells 19-27 with a horizontal end in each formation and / or melt on two opposite sides of the element 28 with a length equal to 80-96% of the length of the side of the element 28, in the injection wells 1-9, productive formations 29, 29 ′ and 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″ are separated by controlled packers 35 for differentiating the injection pressure for each of the layers 29, 29 ′ and 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″ depending on their filtration-capacitive properties, drill an additional production well 13 in elements 28, horizontal sections which 30, 31 and 32 are located in each of the layers 29, 29 ′, 29 ′ ′ and / or interlayers 29, 29 ′, 29 'Toward the injection well to the posts 6 with it in the corresponding reservoir 29, 29', 29 '' and / or interlayers 29, 29 ', 29' '. A section of each horizontal well is provided with a blind packer 33, which provides isolation and separates the bottom with the injection well 6 at a distance of 40 to 60 m, and the mouth of the producing well 13 so that the selection zone 34 is 5-24% of the length of the entire horizontal section from the entry point formation 29, 29 ′, 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′, 29 ″. In this case, the injection well 6 is equipped with devices for simultaneous and separate injection of the working agent (not shown in FIGS. 1 and 2) into each of the opened formations 29, 29 ′, 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′, 29 ″ corresponding wells with periods and pressure, providing maximum pressure recovery in the selection zone during oil displacement and not leading to premature watering of the produced products.

Размещают проектный фонд скважин 1-18 на имеющихся картах в соответствии с текущей степенью разведанности по проектной сетке скважин. На фиг. 1 представлена схема размещения скважин на участке залежи по площадной пятиточечной системе разработки, где скважины 1-3, 4-6, 7-9 - проектные нагнетательные вертикальные скважины, 10-12, 13-15, 16-18 многозабойные добывающие-нагнетательные; 19-21, 22-24, 25-27-многозабойные добывающие с горизонтальным окончанием в каждом пласте 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластке 29, 29′, 29′′ и 29′′′. Элементом системы разработки является конкретная ячейка, в данном случае площадной системы разработки, сформированная из группы добывающих скважин в углах правильной геометрической фигуры и нагнетательной скважины в ее центре. На фиг. 1 представлен участок залежи с девятью элементами, номера которых соответствуют номерам нагнетательных скважин (1-9). Начинают разбуривание с вертикальных нагнетательных скважин 1-3, 4-6, 7-9 в центре каждого элемента, в каждой из которых производят ГИС, выделяют пористо-проницаемые пласты 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластки 29, 29′, 29′′ и 29′′′, производят освоение и пускают в эксплуатацию. По результатам бурения, имеющимся сейсмическим исследованиям уточняют геологическое строение участка залежи, емкостно-фильтрационные характеристики свойства пластов пластов 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластков 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и величину запасов нефти, производят гидродинамические исследования, определяют пластовые давления. С учетом всей имеющейся геолого-физической и промысловой информации производят геологическое и гидродинамическое моделирование залежи, на основании моделирования по геологическим разрезам выбирают участки с наличием в разрезе двух и более пластов 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластков 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и приступают к разбуриванию элементов по проектной сетке. В элементах 28 бурят как минимум две многозабойные скважины 19, 24 с горизонтальным окончанием (не показан). В каждом пласте 29, 29′ и 29′′ и/или пропластке 29, 29′ и 29′′ по двум противоположным сторонам элемента длиной, равной 80-96% от длины стороны элемента, в нагнетательной скважине 6 разделяют продуктивные пласты 29, 29' и 29" и/или пропластки 29, 29′ и 29′′ управляемыми пакерами 35 для дифференциации давления нагнетания по каждому из пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′ в зависимости от их фильтрационно-емкостных свойств, затем бурят многозабойную скважину 13 с входом в пласт в середине правой стороны элемента, прошивают описанную вертикальную нагнетательную скважину 6 с расположением горизонтальных участков с открытым забоем или обсаживают фильтром с глухим пакером 33 в середине элемента и по направлению бурения, параллельно сторонам, на которых расположены многозабойные добывающие скважины с горизонтальным окончаниям 19, 24 длиной от 40 до 60 м в каждом продуктивном пласте 29, 29′ и 29′′ и/или пропластке 29, 29′ и 29′′, причем в каждом продуктивном пласте 29, 29′ и 29′′ и/или пропластке 29, 29′ и 29′′ горизонтальные интервалы для нагнетания отделяются от добывающих глухим пакером 33 в каждом пласте 29, 29′ и 29′′ и/или пропластке 29, 29′ и 29′′ длиной 50-75% от общей длины каждого ствола многозабойной скважины 13 от нагнетательного интервала и непосредственно до добывающего интервала, а длина добывающих интервалов многозабойной скважины - 5-24% длины всего горизонтальных участков стволов многозабойной добывающей горизонтальной скважины 13 от точки входа в пласт 29, 29' и 29" и/или пропласток 29, 29′ и 29′′ до забоя - глухого пакера 33, циклическую закачку вытесняющего агента осуществляют в каждый из продуктивных пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′ с определением оптимального давления и периода закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и не происходит преждевременного обводнения добываемой продукции (фиг. 1, 2).Place the project fund of wells 1-18 on the available maps in accordance with the current degree of exploration for the design grid of wells. In FIG. Figure 1 shows the layout of wells in the reservoir area according to the on-site five-point development system, where wells 1-3, 4-6, 7-9 are design vertical injection wells, 10-12, 13-15, 16-18 multilateral bottom-hole production-injection wells; 19-21, 22-24, 25-27-multilateral wells with horizontal endings in each layer 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ ″ and / or interlayers 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ . An element of the development system is a specific cell, in this case, an areal development system, formed from a group of production wells in the corners of a regular geometric shape and an injection well in its center. In FIG. Figure 1 shows a section of a reservoir with nine elements, the numbers of which correspond to the numbers of injection wells (1-9). Drilling begins with vertical injection wells 1-3, 4-6, 7-9 in the center of each element, in each of which they produce well logs, porous-permeable layers 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ ″ and / or interlayers 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ ″, carry out development and put into operation. According to the results of drilling, available seismic studies clarify the geological structure of the reservoir area, the capacitance-filtration characteristics of the properties of the strata of 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ ″ and / or interlayers 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ and the value of oil reserves, hydrodynamic studies are carried out, reservoir pressures are determined. Taking into account all the available geological, physical and field information, geological and hydrodynamic modeling of the deposit is carried out, based on the modeling by geological sections, areas with two or more layers 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ ″ and / or interlayers are selected 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ ″ and begin to drill elements along the design grid. At least two multilateral wells 19, 24 with horizontal completion (not shown) are drilled in elements 28. In each formation 29, 29 ′ and 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″ on two opposite sides of the element with a length equal to 80-96% of the length of the side of the element, productive formations 29, 29 are divided in the injection well 6 'and 29 "and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″ controlled packers 35 for differentiating the discharge pressure for each of the layers 29, 29 ′ and 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″ depending on their filtration-capacitive properties, then they drill a multilateral well 13 with an entrance to the formation in the middle of the right side of the element, flashing described vertically th injection well 6 with horizontal sections with open bottom face or casing with a filter with a blind packer 33 in the middle of the element and in the direction of drilling, parallel to the sides on which multilateral wells are located with horizontal ends 19, 24 with lengths from 40 to 60 m in each productive formation 29, 29 ′ and 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″, and in each producing formation 29, 29 ′ and 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″ horizontal intervals for the pressures are separated from the producers by the deaf packer 33 in each the formation 29, 29 ′ and 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″ with a length of 50-75% of the total length of each well of the multilateral well 13 from the injection interval and directly to the production interval, and the length of the production intervals of the multilateral well - 5-24% of the length of the entire horizontal sections of the shafts of the multilateral well producing horizontal well 13 from the point of entry into the formation 29, 29 'and 29 "and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ′’ to the bottom face - blank packer 33, cyclic injection of the displacing agent carried out in each of the productive formations 29, 29 ′ and 29 ′ ′ and / or plastkov 29, 29 'and 29' 'with the definition of the optimal pressure and injection period at which the maximum pressure recovery in the selection area and there is no premature water cut (FIG. 12).

В процессе бурения многозабойных горизонтальных скважин корректируют траекторию прохождения горизонтальных стволов по проницаемым пластам и/или пропласткам с условием соблюдения руководящего документа РД 153-39.0-778-12.In the process of drilling multilateral horizontal wells, the path of horizontal shafts through permeable formations and / or interlayers is corrected, subject to the observance of the guidance document RD 153-39.0-778-12.

Скважины пускают в эксплуатацию, производят замеры добычи нефти и расхода нагнетаемого агента, осуществляют корректировку гидродинамической модели.Wells are put into operation, oil production and injection rate are measured, and the hydrodynamic model is adjusted.

При этом значительно увеличивается фильтрационная поверхность, необходимая для поступления добываемой продукции в каждую скважину, которая до двух порядков больше фильтрационной поверхности забоя обычной вертикальной и/или наклонно направленной скважины и гасит бурение двух вертикальных скважин, что позволяет кратно увеличить дебиты скважин. Повышается степень сообщаемости ствола скважины с пластом и/или пропластком, вероятность более совершенного вскрытия пласта и/или пропластка скважины. Циклическое воздействие на пласт и/или пропласток позволяет выравнивать фронт вытеснения, а небольшие депрессии в добывающем фонде способствуют снижению добычи попутной воды и повышению суммарной добычи нефти. Результатом внедрения данного способа являются интенсификация добычи нефти и повышение степени нефтеизвлечения.At the same time, the filtration surface required for the input of produced products to each well significantly increases, which is up to two orders of magnitude larger than the filtration surface of the bottom of a conventional vertical and / or directional well and quenches the drilling of two vertical wells, which allows a multiple increase in well production. The degree of connectivity of the wellbore with the formation and / or interlayers, the likelihood of a more perfect opening of the formation and / or interlayers of the well increases. The cyclic effect on the reservoir and / or interlayers makes it possible to even out the displacement front, and small depressions in the production fund help to reduce the production of associated water and increase the total oil production. The result of the implementation of this method is the intensification of oil production and increase the degree of oil recovery.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка в отложениях башкирского яруса среднего карбона с глубиной залегания 870 м, характерного для массивных и пластовых залежей. Участок разбурили редкой сеткой вертикальных нагнетательных скважин (фиг. 1) в середине каждого элемента 28 со стороной квадрата 400 м, осуществили их обустройство, ввели в эксплуатацию. В процессе бурения уточнили геологическое строение залежи, в скважине 6 произвели сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП), произвели геолого-гидродинамическое моделирование с учетом основного северного направления трещиноватости. Произвели расстановку добывающего проектного фонда скважин с ориентацией горизонтальных стволов ортогонально основному направлению трещиноватости, определенному НВСП. В разрезе участка залежи выделили четыре основных нефтенасыщенных пласта-коллектора 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластка 29, 29′, 29′′ и 29′′′, нижний из которых с водонефтяным контактом (ВНК). Освоение залежи начали с одного из элементов 28, определили по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) вертикальной нагнетательной скважины 6 коллекторскую характеристику каждого пласта 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластка 29, 29′, 29′′ и 29′′′ (сверху вниз: коэффициент пористости Кп=10%; 12%; 14,7% и нижний с ВНК - 16% и коэффициент проницаемости Кпр.=0,025 мкм²; 0,065 мкм²; 0,207 мкм² и нижний с ВНК - 0,504 мкм², выделили интервалы, разделяющие пласты 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластки 29, 29′, 29′′ и 29′′′ (толщина перемычек составила соответственно 2,8 и 3,0 м) для установки управляемых разделительных пакеров 35 с целью дифференциации давления нагнетания по каждому из пластов 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластков 29, 29′, 29′′ и 29′′′.The implementation of this method will be considered on the example of a site in the deposits of the Bashkirian stage of the Middle Carboniferous with a depth of 870 m, typical for massive and stratified deposits. The site was drilled with a rare grid of vertical injection wells (Fig. 1) in the middle of each element 28 with a side of a square of 400 m, they were equiped, put into operation. During the drilling process, the geological structure of the deposit was specified, in well 6, seismic surveys were performed using the non-longitudinal vertical seismic profiling method (NVSP), and geological and hydrodynamic modeling was carried out taking into account the main northern direction of fracturing. An arrangement of the production design fund of wells with the orientation of horizontal shafts orthogonal to the main direction of fracture, as determined by the NVSP, was made. In the context of the reservoir section, four main oil-saturated reservoirs 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ ″ and / or interlayers 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ ’were distinguished, the lower of which with an oil-water contact (VNK ) The development of the deposit began with one of the elements 28, determined by the geophysical exploration of wells (GIS) of the vertical injection well 6, the reservoir characteristics of each formation 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ ″ and / or interlayers 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ′ ′ ′ (from top to bottom: porosity coefficient Кп = 10%; 12%; 14.7% and lower with VNK - 16% and permeability coefficient Кпр. = 0.025 μm ² ; 0.065 μm ² ; 0.207 μm ² and lower s VNK - 0.504 μm ² , the intervals separating the strata 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″ ’and / or the interlayers 29, 29 ′, 29 ″ and 29 ″’ were identified (the thickness of the bridges was 2.8 and 3.0 m) d I install controlled packers 35 separating the discharge pressure for the purpose of differentiation for each of the layers 29, 29 ', 29''and29''' and / or interlayers 29, 29 ', 29''and29'''.

Произвели бурение многозабойных скважин с горизонтальным окончанием 19, 24 в пластах-коллекторах 29, 29' и 29" и/или пропластках 29, 29′ и 29′′ по дополнительному плану работ по двум параллельным сторонам элемента 28 из числа проектных (10-27). В процессе бурения проводку стволов корректировали по показаниям датчиков гамма-каротажа ГК и инклинометра с наддолотного модуля (НДМ) и в конце бурения произвели окончательные ГИС по скважинам (10-27), уточнили коллекторскую характеристику каждого из вскрытых продуктивных пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′ (сверху вниз): коэффициент пористости Кп=10,3%; 13%; 15,2% и коэффициент проницаемости Кпр.=0,025 мкм²; 0,081 мкм²; 0,214 мкм². Освоили скважины 19, 24 и пустили в эксплуатацию. Дебит составил 21 и 20 т/сут при обводненности 4 и 5% соответственно. Затем произвели бурение многозабойной скважины 13 с точкой входа в породы башкирского яруса на третьей стороне квадрата и с горизонтальным окончанием в каждом из пластов, прошив вертикальную нагнетательную 6 скважину в интервале подошвенной части каждого из пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′ и на 43 м дальше забоя нагнетательной скважины. В ходе бурения траекторий навигацию производили по данным НДМ, соблюдая требования руководящего документа РД 153-39.0-778-12. В интервале каждого горизонтального ствола произвели установку глухого пакера 33 длиной 133 м, обеспечивающего изоляцию и отделяющего забой с нагнетательной скважиной 6 на расстоянии 50 м от горизонтального забоя для нагнетания агента, а добывающие интервалы 34 оставили длиной, равной 60 м от точки входа в башкирский объект в каждом пласте 29, 29′ и 29′′ и/или пропластке 29, 29′ и 29′′ (5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт) - зону отбора нефти по третьей стороне элемента 28, с предварительной закачкой в них вязкоупругих систем (ВУС) на период операции установки глухого пакера 33 для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны, освоили скважину 13 и запустили в эксплуатацию (фиг. 2). В интервале установленных по ГИС перемычек между первым 29 и вторым 29′, вторым 29′ и третьим 29′′ пластами (фиг. 2) в нагнетательной вертикальной скважине 6 установили разделительные управляемые пакеры 35 (фиг. 2). Нагнетательную скважину 6 оборудовали устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента (на фиг. 1 и 2 не показаны) в каждый из вскрытых пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции (6,0; 6,5 и 7,0 МПа соответственно) по результатам гидродинамических исследований. Отбор продукции из скважины 13 производится через добывающие интервалы открытых стволов (по 60 м) от точки входа в пласты 29, 29′ и 29′′ и/или пропластки 29, 29′ и 29′′. Текущее пластовое давление по участку составило 8,8 МПа, что на 0,1 МПа ниже начального в результате работы залежи в течение полугода, разбуренной нагнетательными скважинами, запущенными вначале в качестве добывающих. Нагнетательная скважина 6 работает циклически с периодом 10/20 сут и объемом закачки 36 м³/сут. Дебит добывающих интервалов третьей многозабойной скважины составил 9,0 т/сут при обводненности 5%.Drilled multilateral wells with a horizontal end of 19, 24 in reservoirs 29, 29 'and 29 "and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″ according to the additional work plan on two parallel sides of element 28 from the design number (10-27 ). During the drilling process, the trunking was corrected according to the readings of the Gamma-ray gamma-ray sensors and inclinometer from the over-bit module (NDM) and at the end of the drilling, the final well logging was performed for the wells (10-27), the reservoir characteristics of each of the opened productive formations 29, 29 ′ were clarified and 29 ′ ′ and / or interlayers 29 , 29 ′ and 29 ′ ′ (top to bottom): porosity coefficient Kp = 10.3%; 13%; 15.2% and permeability coefficient Kp. = 0.025 μm ² ; 0.081 μm ² ; 0.214 μm ^2. Wells 19, 24 and put into operation. The flow rate was 21 and 20 tons / day with a water cut of 4 and 5%, respectively. Then we drilled a multilateral well 13 with an entry point in the Bashkirian rocks on the third side of the square and with a horizontal end in each of the layers, piercing the vertical injection 6 well in the interval of the plantar of each of the layers 29, 29 ′ and 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″ and 43 m further than the bottom of the injection well. During the drilling of trajectories, navigation was performed according to the NDM, observing the requirements of the guidance document RD 153-39.0-778-12. In the interval of each horizontal well, a blind packer 33 with a length of 133 m was installed, providing isolation and separating the bottom with injection well 6 at a distance of 50 m from the horizontal bottom for pumping the agent, and the production intervals 34 were left with a length of 60 m from the entry point to the Bashkir object in each formation 29, 29 ′ and 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″ (5-24% of the length of the entire horizontal section from the entry point into the formation) - the oil extraction zone along the third side of element 28, with preliminary injection of viscoelastic systems into them (VUS) for the period of the installation operation of the deaf packer 33 to preserve the reservoir properties of the bottomhole zone, mastered the well 13 and put into operation (Fig. 2). In the interval of the GIS-installed jumpers between the first 29 and second 29 ′, second 29 ′ and third 29 ″ layers (Fig. 2), dividing controlled packers 35 were installed in the vertical injection well 6 (Fig. 2). The injection well 6 was equipped with devices for simultaneous and separate injection of the working agent (not shown in FIGS. 1 and 2) into each of the exposed formations 29, 29 ′ and 29 ″ and / or interlayers 29, 29 ′ and 29 ″ providing the maximum restoration of pressure in the extraction zone during oil displacement and not leading to premature flooding of produced products (6.0, 6.5 and 7.0 MPa, respectively) according to the results of hydrodynamic studies. The selection of products from the well 13 is carried out through the producing intervals of open shafts (60 m each) from the point of entry into the strata 29, 29 ′ and 29 ″ and / or the interlayers 29, 29 ′ and 29 ″. The current reservoir pressure in the area amounted to 8.8 MPa, which is 0.1 MPa lower than the initial one as a result of the work of the reservoir for six months, drilled by injection wells, which were initially launched as production wells. Injection well 6 operates cyclically with a period of 10/20 days and an injection volume of 36 m ³ / day. The production rate of the third multilateral well was 9.0 tons / day with a water cut of 5%.

Остальные элементы 28 со скважинами (1-5, 7-9) обустраивают аналогично. Применение предложенного способа с указанной разкустовкой 36 позволит интенсифицировать добычу, сократить время разработки месторождения и добиться повышения КИН неоднородного нефтяного объекта.The remaining elements 28 with wells (1-5, 7-9) equip similarly. The application of the proposed method with the specified sweep 36 will allow to intensify production, reduce the time of field development and achieve an increase in the oil recovery factor of a heterogeneous oil facility.

В такой же последовательности продолжили освоение следующих смежных элементов 28. Таким образом, получилось, что в каждом элементе 28 по четыре скважины 6, 13, 19, 24 и каждая четвертая скважина 14 с левой стороны элемента 28 работает на два элемента 28 и добыча ее только одной частью отнесена к рассматриваемому элементу 28, а две трети - к следующему, где расположены ее горизонтальные части стволов 34 (фиг. 2). По истечении 10 лет работы четырех добывающих скважин и одной вертикальной нагнетательной скважины, с циклической закачкой агента в небольшие горизонтальные интервалы по 36 м³/сут, пластовое давление упало на 0,89 МПа, накопленная добыча с учетом падения за 10 лет составила 143,9 тыс. т. Дебит нефти по горизонтальным добывающим интервалам многозабойной скважины на правой стороне элемента, отнесенный только к указанному элементу, составляет 5,0 т/сут при обводненности 3%.The development of the following adjacent elements 28 continued in the same sequence. Thus, it turned out that in each element 28 there are four wells 6, 13, 19, 24 and every fourth well 14 on the left side of the element 28 works on two elements 28 and its production only one part is assigned to the considered element 28, and two-thirds to the next, where its horizontal parts of the trunks 34 are located (Fig. 2). After 10 years of operation of four production wells and one vertical injection well, with cyclic injection of the agent at small horizontal intervals of 36 m ³ / day, reservoir pressure dropped by 0.89 MPa, cumulative production, taking into account the decline over 10 years, was 143.9 thousand tons. The oil production rate at horizontal production intervals of a multilateral well on the right side of the element, assigned only to the indicated element, is 5.0 tons / day with a water cut of 3%.

Таким образом, дополнительная годовая добыча относительно добычи по известному способу составит на 5,1 тыс. т больше.Thus, additional annual production relative to production by the known method will be 5.1 thousand tons more.

За счет большего охвата дренированием разреза в предлагаемом способе и больших дебитов скважин за 10 лет будет добыто нефти на 50,9 тыс. т больше. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому элементу участка составит по предлагаемому способу 0,16 д. ед. Текущий коэффициент извлечения нефти за 10 лет эксплуатации увеличился в 1,55 раза.Due to the greater coverage of the drainage section in the proposed method and large flow rates of wells for 10 years, oil will be produced at 50.9 thousand tons more. The current coefficient of oil recovery (CIN) for 10 years of operation for the considered element of the site will be 0.16 units according to the proposed method. The current oil recovery coefficient over 10 years of operation increased by 1.55 times.

Claims

A method for developing an oil reservoir, including drilling a reservoir with vertical and horizontal multilateral wells according to the technological grid with the formation of development elements, including injection and production wells in each, cyclic injection of working reagent through injection wells and selection of production through production wells, measurements of oil, water and injected fluid, conducting hydrodynamic studies and maintaining reservoir pressure in the selection zone at the initial level, I distinguish in that, prior to drilling a deposit with an areal development system, sections with two or more productive strata and / or interlayers are identified in the section, elements are formed in the sections by revealing these strata and / or interlayers with vertical injection wells, in each element two multilateral wells are drilled with with a horizontal end in each formation and / or interlayer on two opposite sides of the element with a length equal to 80-96% of the length of the side of the element, productive formations and / or float are separated in injection wells astringes by controlled packers for differentiating the injection pressure in each of the layers and / or interlayers depending on their filtration-capacitive properties, drill an additional production well in the elements, horizontal sections of which are located in each of the layers and / or interlayers towards the injection wells before communication with the corresponding injection well in the corresponding reservoir and / or layer, the section of each horizontal well is provided with a deaf packer, providing isolation and separating the bottom with the injection well at a distance of not more than 40-60 m, and the wellhead of the producing well is isolated so that the selection zone is 5-24% of the length of the entire horizontal section from the point of entry into the reservoir, while the injection wells are equipped with devices for simultaneously and separately injecting the working agent into each of the discovered formations and / or layers of the corresponding wells with periods and pressure that provide maximum pressure recovery in the selection zone during oil displacement and do not lead to premature flooding Vai products.