RU2504649C1

RU2504649C1 - Method of oil pool development using branched horizontal wells

Info

Publication number: RU2504649C1
Application number: RU2012132515/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Зарина Салаватовна Идиятуллина; Марат Ахметзиевич Сайфутдинов; Александр Владиславович Федоров; Лилия Рафагатовна Оснос; Любовь Михайловна Миронова
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2012-07-27
Filing date: 2012-07-27
Publication date: 2014-01-20

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: injection wells and horizontal extracting wells are drilled, displacing agent is injected via injection wells and oil is extracted through horizontal producing wells. Producing wells are composed of branched horizontal wells drilled above water-oil surface (WOS) while vertical wells are drilled at last 50 m from branched horizontal well bottoms, completion of vertical well pool and under appropriate bottom of horizontal well. Note here that vertical well completion above appropriate bottom is effected with larger density of exposed holes than exposing under appropriate bottom to create more uniform flooding front.

EFFECT: higher reservoir recovery, oil extraction rate, maximum coverage of residual oil reserves to be developed.

1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением разветвленных горизонтальных скважин.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits using branched horizontal wells.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. бюл. №32 от 20.11.2011 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину - с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукции температуры 80-90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой к температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.There is a method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2434127, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bulletin No. 32 of November 20, 2011), including drilling vertical injection and producing horizontal wells, pumping coolant through injection wells, and selecting products through producing horizontal wells. A two-mouth horizontal production well is drilled using one diverter near the bottom of the productive formation, and a vertical injection well is installed with a bottom located above the middle part of the horizontal section of the production well at a distance that excludes coolant breakthrough, while the productive formation is conventionally divided into several zones with different temperature conditions, when the coolant is injected as the reservoir warms up and when the maximum water cut of the well production is reached, the selection begins with a lower, more f heated zone, after reaching a production temperature of 80-90% of the breakthrough temperature, selection is transferred to lower temperature zones, isolating zones with a high temperature close to the breakthrough temperature by deaf packers, when the temperature rises in new selection zones, the selection zones are moved to colder zones with high-temperature zones being cut off by deaf packers, and when the temperature drops to a decrease in yield below the required value, the selection zones are transferred to zones with higher temperatures, which are below 70% of the breakthrough temperature and the packers are retrieving.

Недостатками способа являются сложность в строительстве двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия.The disadvantages of the method are the difficulty in building a double-well horizontal well, an increase in the cost of building wells for organizing heat exposure.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2334095, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 26 dated 09/20/2008), including drilling vertical injection wells and horizontal production wells, the injection of the working agent through injection wells and the selection of oil through production wells. The horizontal wellbore of the production well is carried out 1.5-2.5 m above the bottom of the productive formation, the horizontal well is perforated, the bottom of the vertical injection well, perforated in the interval 0.5- above, is placed 3.5-4.5 m above the horizontal well of the well, 1.5 m from the bottom, the vertical injection well is placed from the vertical wellbore of the producing well at a distance greater than 2/3 of the length of the horizontal section of the producing well, up to the end of the horizontal wellbore. ar in alternation with air.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия.The main disadvantage of this method is the low efficiency of the oil displacement process due to uneven heating of the formation throughout the horizontal bore interval by the exposure agent.

Техническими задачами настоящего изобретения являются повышение нефтеотдачи, повышение эффективности процесса вытеснения нефти за счет нагнетания рабочего агента выше и ниже гипсометрического положения траектории низа горизонтального ответвления добывающей скважины, увеличение охвата пласта воздействием за счет бурения разветвленных горизонтальных скважин, вовлечение в разработку остаточных запасов нефти.The technical objectives of the present invention are to increase oil recovery, increase the efficiency of the oil displacement process by injecting the working agent above and below the hypsometric position of the trajectory of the bottom of the horizontal branch of the producing well, increasing the coverage of the formation due to drilling of branched horizontal wells, involving residual oil reserves in the development.

Техническая задача решается способом разработки залежей нефти с применением разветвленных горизонтальных скважин, включающим бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины.The technical problem is solved by the method of developing oil deposits using branched horizontal wells, including the drilling of vertical injection and producing horizontal wells, injection of a displacing agent through injection wells, and production selection through producing horizontal wells.

Новым является то, что добывающие скважины строят в виде горизонтально-разветвленных скважин, которые бурят выше уровня водонефтяного контакта (ВНК), а вертикальные - на расстоянии не менее 50 м от забоев разветвленных горизонтальных скважин, производят вторичное вскрытие залежи вертикальных скважин выше и ниже соответствующего забоя горизонтальной скважины, причем вторичное вскрытие вертикальной скважины выше соответствующего забоя производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже соответствующего забоя для создания более равномерного фронта заводнения.New is that producing wells are built in the form of horizontally-branched wells, which are drilled above the level of water-oil contact (VOC), and vertical ones - at a distance of not less than 50 m from the bottom of branched horizontal wells, produce a secondary opening of a vertical well deposit above and below the corresponding bottom hole of a horizontal well, moreover, the secondary opening of a vertical well above the corresponding bottom hole is performed with a higher density of holes being opened than opening below the corresponding bottom for s building a more uniform front flooding.

Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности вытеснения нефти, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора, увеличения охвата воздействием по площади и вертикали.The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of oil displacement, increasing oil recovery, increasing the rate of selection, increasing coverage by the effect of area and vertical.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей нефти с применением разветвленных горизонтальных скважин, гдеThe drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method for the development of oil deposits using branched horizontal wells, where

1 - участок залежи нефти; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3, 4, 5 - вертикальные нагнетательные скважины; 6 - водонефтяной контакт (ВНК); 7, 7¹ - интервалы перфорации.1 - plot of oil deposits; 2 - horizontal production well; 3, 4, 5 - vertical injection wells; 6 - water-oil contact (WOC); 7, 7 ¹ - perforation intervals.

Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.

На залежи нефти 1 в продуктивном пласте выше уровня ВНК 6 бурят как минимум одну разветвленную горизонтальную добывающую скважину 2, через которую в дальнейшем производится отбор продукции. На расстоянии не менее 50 м от соответствующих забоев (I, II, III) горизонтальной скважины 2 осуществляют строительство вертикальных нагнетательных скважин 3, 4, 5. В нагнетательных скважинах 3. 4, 5 цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие залежи с образованием перфорационных отверстий 7, 7¹ выше и ниже гипсометрического положения траектории соответствующего горизонтального ствола добывающей скважины 2, причем вторичное вскрытие 7 вертикальных скважин 3, 4, 5 выше горизонтальных ответвлений (I, II, III) производят с большей плотностью вскрываемых отверстий 7 как минимум в два раза, чем вскрытие 7¹ ниже горизонтальных ответвлений (I, II, III) для создания более равномерного фронта заводнения.At least one branched horizontal production well 2 is drilled in oil reservoir 1 in the reservoir above the level of WOC 6, through which production is subsequently selected. At a distance of not less than 50 m from the corresponding faces (I, II, III) of the horizontal well 2, vertical injection wells 3, 4, 5 are constructed. In the injection wells 3. 4, 5, the annulus is cemented, a second opening of the deposit is made with the formation of perforations 7, 7 ¹ above and below the hypsometric position of the trajectory of the corresponding horizontal wellbore of the producing well 2, and the secondary opening of 7 vertical wells 3, 4, 5 above the horizontal branches (I, II, III) is performed with a larger area with the openings 7 at least twice as large as opening 7 ¹ below the horizontal branches (I, II, III) to create a more uniform waterflooding front.

Далее для выравнивания профиля приемистости производят закачку водоизолирующего состава в нагнетательную скважину 3, задавливая в пласт в объеме, необходимом для частичной изоляции водопритока из водонасыщенной части продуктивного пласта залежи 1. Объем приравнивается объему ствола скважины при давлении в затрубье не более 2-3 МПа. Для этого используется или центробежный насос автоцистерны, обеспечивающий давление на выкиде 0,6-1,0 МПа, или передвижной насосный агрегат. Давление должно контролироваться двумя манометрами на 5-10 МПа, установленными на затрубье и на устье скважины.Next, to equalize the injectivity profile, the water insulating composition is injected into injection well 3, squeezing into the formation in the volume necessary for partial isolation of water inflow from the water-saturated part of the productive formation of reservoir 1. The volume is equal to the volume of the wellbore at a pressure in the annulus of no more than 2-3 MPa. To do this, either a centrifugal pump of the tank truck is used, which provides a pressure at the outlet of 0.6-1.0 MPa, or a mobile pump unit. The pressure should be controlled by two 5-10 MPa gauges installed on the annulus and at the wellhead.

Далее в нагнетательные скважины 3, 4, 5 подают вытесняющий агент в объеме, определяемом расчетным путем и составляющем 2 м³ на 1 т добываемой нефти. В качестве вытесняющего агента используют воду или подогретый реагент в зависимости от типа коллектора и интервалов вязкости продуктивного пласта. После чего осуществляют отбор продукции.Then, a displacement agent is supplied to injection wells 3, 4, and 5 in a volume determined by calculation and amounting to 2 m ³ per 1 ton of oil produced. As a displacing agent, water or a heated reagent is used depending on the type of collector and the viscosity intervals of the reservoir. Then carry out the selection of products.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Разрабатывают залежь нефти 1 с терригенным коллектором. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 50-60 м с температурой 25°C, давлением 13 МПа, нефтенасыщенностью 0,93 д.ед., пористостью 26%, проницаемостью 0,82 мкм², плотностью нефти 911 кг/м³ и вязкостью 56 мПа·с.An oil reservoir 1 with a terrigenous reservoir is being developed. The reservoir has a highly productive zone 50-60 m thick with a temperature of 25 ° C, a pressure of 13 MPa, an oil saturation of 0.93 units, a porosity of 26%, a permeability of 0.82 μm ² , an oil density of 911 kg / m ³ and a viscosity of 56 MPa · s.

На залежи нефти 1 в продуктивном пласте выше уровня ВНК на 25 м пробурили одну разветвленную горизонтальную добывающую скважину 2 длиной основного ствола 400 м. На расстоянии 75 м от соответствующих забоев (I, II, III) горизонтальной скважины 2 осуществляют строительство трех вертикальных нагнетательных скважин 3, 4, 5. В нагнетательных скважинах 3, 4, 5 цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие залежи с образованием перфорационных отверстий 7, 7¹ выше и ниже гипсометрического положения траектории соответствующего горизонтального ствола (I, II, III) добывающей скважины 2, причем вторичное вскрытие 7 вертикальных скважин 3, 4, 5 выше горизонтальных ответвлениий (I, II, III) производят с большей плотностью вскрываемых отверстий 7 с частотой 1 м, чем вскрытие 7¹ ниже горизонтальных ответвлений (I, II, III) частотой 3 м для создания более равномерного фронта заводнения. Между интервалами вскрытия установили пакер 6.One branched horizontal production well 2, 400 m long, was drilled 25 m above the VOC level in oil reservoir 1 in the reservoir, at a distance of 75 m from the corresponding faces (I, II, III) of horizontal well 2; three vertical injection wells 3 are being constructed 4, 5. The injectors 3, 4, 5 are cemented annulus, produce secondary opening to form deposits perforation 7, 7 ¹ above and below hypsometric position trajectory corresponding HORIZONTAL Nogo trunk (I, II, III) extracting the borehole 2, wherein the secondary opening 7 vertical wells 3, 4, 5 above the horizontal offshoot (I, II, III) is carried out with a higher density unsealed openings 7 at 1 m than the opening 7 ¹ below horizontal branches (I, II, III) with a frequency of 3 m to create a more uniform waterflooding front. Between the autopsy intervals installed packer 6.

Далее для выравнивания профиля приемистости производят закачку водоизолирующего состава в нагнетательную скважину 3, например, полиакриламида, залавливая в пласт в объеме, равном 3 м³.Next, to equalize the injectivity profile, the water-insulating composition is injected into the injection well 3, for example, polyacrylamide, trapped in the reservoir in a volume equal to 3 m ³ .

Далее в нагнетательные скважины 3, 4, 5 подают вытесняющий агент в объеме, определяемом расчетным путем и составляющем 11 м³. После чего осуществляют отбор продукции.Next, in the injection wells 3, 4, 5, a displacing agent is supplied in an amount determined by calculation and amounting to 11 m ³ . Then carry out the selection of products.

Благодаря применению предложенного способа разработки залежей нефти с применением разветвленных горизонтальных скважин темп отбора нефти увеличивается до 11% от извлекаемых запасов.Thanks to the application of the proposed method for developing oil deposits using branched horizontal wells, the rate of oil extraction increases to 11% of recoverable reserves.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,5. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 16%, дополнительная добыча нефти за весь срок эксплуатации участка составила 246 тыс.т нефти.The operation of the site is designed to achieve a design oil recovery of 0.5. During the development of the entire interval, the coverage of the formation with the impact increases, oil recovery increased by 16%, additional oil production for the entire life of the site amounted to 246 thousand tons of oil.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, темп отбора нефти, увеличить охват пласта воздействием, максимально вовлечь в разработку остаточные запасы нефти.The application of the proposed method will increase oil recovery, the rate of oil recovery, increase the coverage of the reservoir by exposure, and maximize the involvement of residual oil reserves in the development.

Claims

A method of developing oil deposits using branched horizontal wells, including drilling vertical injection and producing horizontal wells, pumping a displacing agent through injection wells, selecting products through producing horizontal wells, characterized in that the producing wells are constructed in the form of branched horizontal wells that are drilled above a level water-oil contact - VNK, and vertical - at a distance of not less than 50 m from the faces of branched horizontal wells, producing t the secondary opening of the vertical well deposit above and below the corresponding bottom of the horizontal well, and the secondary opening of the vertical well above the corresponding bottom is performed with a higher density of holes being opened than the opening below the corresponding bottom to create a more uniform waterflood front.