RU2569514C1

RU2569514C1 - Method of oil reservoir development by wells with horizontal end

Info

Publication number: RU2569514C1
Application number: RU2014134554/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Марс Талгатович Ханнанов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date: 2014-08-25
Filing date: 2014-08-25
Publication date: 2015-11-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: 3D seismic surveys are performed at the oil reservoir section. Cracks model is developed. Wells with horizontal end are designed and drilled considering cracks. Work agent is injected via the injection wells. Product is extracted via the production wells. At that cracks with length at least 10 m in horizontal and at least 2 m in vertical planes are separated. Horizontal wellbore is conventionally divided to sections, maximum 10. Each wellbore section is made with each crack crossing at angle 30-60°. In horizontal plane each section crosses maximum three cracks, distance between them is at least 10 m, and in vertical plane limitations are absent. The horizontal wellbore direction is made such that conditional middle lines of the wells made in horizontal and vertical planes will have square of correlation index at least 0.7 in relation to transition points of the well trajectory from one section to the other. At that conditional middle lines of bores of the production and injection wells are parallel.

EFFECT: increased oil recovery of the reservoir.

1 ex, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами продуктивных пластов с естественной трещиноватостью.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of horizontal wells of productive formations with natural fracturing.

Известен способ разработки нефтяной залежи, в котором проводят определение направления трещиноватости коллектора по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины под различными азимутальными углами. По стволу скважины регистрируют сейсмические волны. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну - Р-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. Определяют интенсивность Р-волны. В интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны. Находят отношение амплитуд PS/P-волн. Строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам. По направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости. По отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. После определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора (патент РФ №2206725, опубл. 10.03 2003).There is a method of developing an oil reservoir, in which the direction of the fracture of the reservoir is determined by the excitation of the seismic wave from the excitation sources located at a distance from the well at various azimuthal angles. Seismic waves are recorded along the wellbore. A direct longitudinal seismic wave — the P wave and an exchange reflected or transmitted seismic wave — the PS wave, are isolated. The intensity of the P-wave is determined. In the range of 300-500 m above the reservoir, the intensity of the PS-wave is determined. Find the ratio of the amplitudes of the PS / P waves. An ellipse is constructed from the vectors of the ratio of the amplitudes of the PS / P waves at different azimuthal angles. The direction of the dominant fracture is determined in the direction of the minor axis of the ellipse. The ratio of the lengths of the major axis to the minor axis of the ellipse determines the anisotropy coefficient of the rocks in the reservoir under study. After determining the direction of fracture of the reservoir, the boundaries of the site of the reservoir with a certain fracture of the reservoir are determined. The formation of the rows of producing wells is carried out at an angle to the identified direction of fracture within the boundaries of the site of the reservoir with a certain fracture of the reservoir. Injection wells are placed beyond the boundaries of the reservoir with a certain fracture of the reservoir (RF patent No. 2206725, publ. 10.03 2003).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение преимущественного направления трещин, разбуривание залежей добывающими и нагнетательными скважинами с учетом направления естественной трещиноватости залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. В известном способе в качестве скважин используют горизонтальные скважины, из скважин формируют элементы квадратной сетки, одну из сторон квадратной сетки располагают вдоль направления трещин, горизонтальные стволы добывающих скважин размещают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта, в каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части, горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта, причем добывающие скважины выполняют длиной горизонтального ствола «a», а нагнетательные скважины выполняют длиной горизонтального ствола b=a/2, причем a=1,41·L, где L - длина стороны элемента квадратной сетки (патент РФ №2513390, опубл. 20.04.2014 - прототип).Closest to the technical nature of the proposed method is a method of developing an oil reservoir, including determining the preferred direction of the fractures, drilling the deposits with producing and injection wells, taking into account the direction of the natural fracturing of the reservoir, pumping the working agent into the injection wells and selecting products from the producing wells. In the known method, horizontal wells are used as wells, square grid elements are formed from the wells, one of the sides of the square grid is placed along the direction of the cracks, horizontal trunks of production wells are staggered parallel to each other from the center of one square grid element to the center of the adjacent square grid element located diagonally and carried out at the top of the oil-saturated formation, two water-swellable packers are placed in each production well in the producing formation , which divide the horizontal wellbore into three equal parts, the horizontal injection wellbores are placed in the center of the elements between two parallel adjacent producing wells and carried out at the oil-water contact or the bottom of the oil-saturated formation, and the producing wells are made with the length of the horizontal well “a”, and the injection wells are made the length of the horizontal trunk b = a / 2, with a = 1.41 · L, where L is the side length of the square mesh element (RF patent No. 2513390, publ. 04/20/2014 - prototype).

Общим недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача, т.к. в реальных условиях трещины в пласте имеют хаотичное направление. Выделение преимущественного направления трещиноватости и, соответственно, учет лишь части трещин не позволяет достигать высоких значений коэффициента нефтеизвлечения (КИН).A common disadvantage of the known methods is the low oil recovery, because under real conditions, fractures in the formation have a chaotic direction. The identification of the predominant direction of fracturing and, accordingly, taking into account only part of the cracks does not allow to achieve high values of the oil recovery factor (CIF).

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи продуктивного нефтяного пласта.In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery productive oil reservoir.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием, включающем проведение на участке нефтяного пласта 3Д-сейсмики, построение модели трещин, проектирование и бурение скважин с горизонтальным окончанием с учетом трещин, отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, трещины выделяют протяженностью не менее 10 м в горизонтальной и не менее 2 м в вертикальной плоскостях, горизонтальный ствол скважины условно разбивают на участки в количестве не более 10, каждый участок ствола выполняют с пересечением под меньшим углом 30-60° каждой трещины, причем в горизонтальной плоскости каждый участок пересекает не более трех трещин, расстояние между которыми не менее 10 м, а в вертикальной - без ограничения, в целом направление горизонтального ствола выполняют таким образом, чтобы условные средние линии скважин, проведенные в горизонтальной и вертикальных плоскостях, имели квадрат коэффициента корреляции не менее 0,7 по отношению к точкам перехода траектории скважины от одного участка к другому, при этом условные средние линии стволов добывающих и нагнетательных скважин выполняют параллельными.The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir with horizontal completion wells, including conducting 3D seismic in a section of the oil formation, constructing a fracture model, designing and drilling wells with horizontal completion taking into account the cracks, selecting produced products through production wells, injecting a working agent through injection wells, according to the invention, cracks are distinguished with a length of at least 10 m in the horizontal and at least 2 m in the vertical planes, the horizontal wellbore is provided but they are divided into sections in an amount of not more than 10, each section of the trunk is intersected at a smaller angle of 30-60 ° of each crack, and in the horizontal plane, each section intersects no more than three cracks, the distance between which is at least 10 m, and in the vertical - without limitation, in general, the direction of the horizontal wellbore is performed in such a way that the conditional middle lines of the wells drawn in horizontal and vertical planes have a square of the correlation coefficient of at least 0.7 with respect to the transition points of the path wells from one section to another, while the conditional middle lines of the shafts of production and injection wells are parallel.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На нефтеотдачу продуктивного пласта с естественной трещиноватостью, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает ориентация стволов относительно трещин. Исследования большинства карбонатных залежей нефти 3Д-сейсмикой отбором ориентированного керна и геофизическими исследованиями (скважинными микросканерами) показывают хаотичное расположение трещин как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях. Выделение какого-либо преимущественного направления трещиноватости и размещение горизонтальных стволов под определенным углом к направлению трещиноватости приводит к тому, что остальные трещины оказываются перпендикулярны или параллельны стволам. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать такие коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a productive formation with natural fracturing developed by horizontal wells is significantly affected by the orientation of the shafts relative to the fractures. Investigations of the majority of oil carbonate deposits by 3D seismic by oriented core sampling and geophysical surveys (borehole micro scanners) show a random arrangement of fractures both in horizontal and vertical planes. The allocation of any preferred direction of fracturing and the placement of horizontal trunks at a certain angle to the direction of fracture leads to the fact that the remaining cracks are perpendicular or parallel to the trunks. Existing technical solutions do not fully allow the efficient development of such collectors. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of the reservoir. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта в плане с размещением горизонтальных стволов относительно трещин. Обозначения: 1 - участок продуктивного пласта, 2 - трещины, 3 - добывающая скважина с горизонтальным окончанием, 4 - нагнетательная скважина с горизонтальным окончанием, 5 - участки горизонтальных стволов скважин в горизонтальной плоскости, 6 - участки горизонтальных стволов скважин в вертикальной плоскости, 7 - условная средняя линия добывающей скважины 3, проведенная в горизонтальной плоскости, 8 - точки перехода траектории скважин 3 и 4 от одного участка 5 к другому в горизонтальной плоскости, 9 - условная средняя линия нагнетательной скважины 4, проведенная в горизонтальной плоскости, 10 - условная средняя линия скважин 3 и 4, проведенная в вертикальной плоскости, 11 - точки перехода траектории скважин 3 и 4 от одного участка 6 к другому в вертикальной плоскости, α - угол пересечения участками горизонтальных стволов трещин 2 в горизонтальной плоскости, β - угол пересечения участками горизонтальных стволов трещин 2 в вертикальной плоскости.In FIG. 1 is a schematic representation of a section of an oil reservoir in plan with the placement of horizontal shafts relative to cracks. Designations: 1 - section of the reservoir, 2 - fractures, 3 - production well with a horizontal end, 4 - injection well with a horizontal end, 5 - sections of horizontal wellbores in a horizontal plane, 6 - sections of horizontal wellbores in a vertical plane, 7 - the conditional midline of the producing well 3, drawn in the horizontal plane, 8 - the transition points of the trajectory of wells 3 and 4 from one section 5 to the other in the horizontal plane, 9 - the conditional midline of the injection well 4, drawn in the horizontal plane, 10 is the conditional midline of wells 3 and 4 drawn in the vertical plane, 11 are the transition points of the paths of wells 3 and 4 from one section 6 to another in the vertical plane, α is the angle of intersection of the sections of the horizontal cracks 2 in the horizontal plane, β is the angle of intersection of the horizontal trunks of cracks 2 in the vertical plane.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

На участке 1 нефтяного пласта (фиг. 1, 2), представленного карбонатным типом коллектора с естественной трещиноватостью проводят 3Д-сейсморазведку. Трещины 2 выделяют протяженностью не менее 10 м в горизонтальной и не менее 2 м в вертикальной плоскостях. Согласно исследованиям, трещины меньшей протяженности в большинстве случаев практически не оказывают влияния на нефтеотдачу.In section 1 of the oil reservoir (Fig. 1, 2), represented by the carbonate type of the reservoir with natural fracturing, 3D seismic exploration is carried out. Cracks 2 emit a length of at least 10 m in the horizontal and at least 2 m in the vertical planes. According to studies, cracks of lesser length in most cases have practically no effect on oil recovery.

По результатам сейсмики, а также данным скважин, пробуренных ранее на соседних участках, строят трехмерную геологическую и гидродинамическую модели с учетом трещин. Проектируют расположение скважин 3 и 4. Горизонтальные стволы скважин условно разбивают на участки 5 и 6 (соответственно в горизонтальной и вертикальной плоскостях) в количестве не более 10, каждый участок 5 и 6 ствола выполняют с пересечением трещин 2 под меньшим углом 30-60° к каждой, причем в горизонтальной плоскости каждый участок 5 пересекает не более трех трещин, расстояние между которыми не менее 10 м, а в вертикальной - без ограничения. Согласно исследованиям, угол 30-60° оптимален для достижения максимального коэффициента нефтеизвлечения (КИН) при максимальных темпах отбора. Так, если ствол пересекает трещину 2 под углом менее 30°, то достигается максимальный конечный КИН при минимальных темпах отбора. Сроки разработки сильно затягиваются во времени, что значительно снижает экономическую эффективность. Если ствол пересекает трещину 2 под углом более 60°, то достигаются максимальные темпы отбора при низком конечном КИН, т.к. скважины быстро обводняются. Количество условных участков более 10 технологически не оправдано, т.к. в скважине возникает много участков с напряженным состоянием колонны, что значительно снижает межремонтный период скважины. Также, согласно исследованиям, практически невозможно ввиду хаотичности трещин 2 в горизонтальной плоскости подобрать условный участок, который бы пересекал более трех трещин под указанными значениями углов. Целесообразно выделить новый условный участок. Однако если выделяются трещины с расстоянием между собой менее 10 м, то их принимают за одну трещину, т.к. технические возможности не позволяют набрать угол для изменения траектории ствола на таком коротком расстоянии. В вертикальной плоскости многие трещины 2 часто идут параллельно, поэтому количество пересекаемых участком трещин принимается без ограничения.According to seismic results, as well as data from wells drilled earlier in neighboring areas, three-dimensional geological and hydrodynamic models are constructed taking into account cracks. Design the location of wells 3 and 4. Horizontal wellbores are conventionally divided into sections 5 and 6 (respectively in horizontal and vertical planes) in an amount of not more than 10, each section 5 and 6 of the wellbore is performed with intersection of cracks 2 at a smaller angle of 30-60 ° to each, and in the horizontal plane, each section 5 intersects no more than three cracks, the distance between which is at least 10 m, and in the vertical - without restriction. According to studies, an angle of 30-60 ° is optimal for achieving a maximum oil recovery factor (CIN) at maximum extraction rates. So, if the trunk crosses crack 2 at an angle of less than 30 °, then the maximum final oil recovery factor is reached at the minimum sampling rates. The development time is very time-consuming, which significantly reduces economic efficiency. If the trunk crosses crack 2 at an angle of more than 60 °, then the maximum rates of selection are achieved with a low final recovery factor, since wells are quickly flooded. The number of conditional sites over 10 is not technologically justified, because in the well there are many areas with a stressed state of the column, which significantly reduces the overhaul period of the well. Also, according to studies, it is practically impossible, due to the randomness of cracks 2 in the horizontal plane, to select a conditional section that would intersect more than three cracks at the indicated angles. It is advisable to highlight a new conditional plot. However, if cracks with a distance of less than 10 m are distinguished, then they are taken for one crack, because technical capabilities do not allow you to dial an angle to change the trunk path at such a short distance. In the vertical plane, many cracks 2 often run in parallel, so the number of cracks intersected by the site is accepted without restriction.

В целом направление горизонтальных стволов скважин 3 и 4 выполняют таким образом, чтобы условные средние линии 7, 9 и 10 скважин 3 и 4, проведенные в соответствующих горизонтальной и вертикальных плоскостях, имели квадрат коэффициента корреляции не менее 0,7 по отношению к точкам 8 и 11 перехода траектории скважины от одного участка 5 и 6 к другому. Подобный подход позволяет сохранить относительную прямолинейность стволов и соответственно исключить варианты, когда стволы сильно изгибаются, создавая негативную напряженность колонны.In general, the direction of the horizontal wells 3 and 4 is performed so that the conditional midlines 7, 9 and 10 of wells 3 and 4, drawn in the corresponding horizontal and vertical planes, have a square of the correlation coefficient of at least 0.7 with respect to points 8 and 11 transition of the trajectory of the well from one section 5 and 6 to another. This approach allows you to maintain the relative straightness of the trunks and, accordingly, to exclude options when the trunks are very bent, creating a negative tension of the column.

Если бурятся горизонтальные скважины, то условные средние линии 7 и 9 добывающих и нагнетательных скважин выполняют параллельными. Если бурятся многозабойные скважины с горизонтальными стволами, то каждый ствол добывающей и нагнетательной скважин чередуют, сохраняя параллельность. Также в скважинах с достаточно хорошей естественной энергией пласта возможно бурение только добывающих скважин. If horizontal wells are drilled, then the conditional middle lines 7 and 9 of the production and injection wells are parallel. If multilateral wells with horizontal shafts are drilled, then each well of production and injection wells is alternated, maintaining parallelism. Also, in wells with sufficiently good natural energy of the formation, only production wells can be drilled.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.The development is carried out until the full economically viable development of the site.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи продуктивного пластаThe result of the implementation of this method is to increase oil recovery of the reservoir

Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.

Участок нефтяного пласта 1, представленный карбонатным трещинно-поровым типом коллектора, имеет следующие параметры: глубина залегания 850 м, средняя нефтенасышенная толщина h=10 м, проницаемость матрицы 75 мД, пористость матрицы 16%, начальное пластовое давление 9 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 35 мПа·с.The section of oil reservoir 1, represented by the carbonate fracture-pore type of the reservoir, has the following parameters: depth 850 m, average oil saturated thickness h = 10 m, matrix permeability 75 mD, matrix porosity 16%, initial reservoir pressure 9 MPa, oil viscosity in the reservoir conditions of 35 MPa · s.

На участке 1 проводят 3Д-сейсморазведку. Трещины 2 выделяют протяженностью не менее 10 м в горизонтальной и не менее 2 м в вертикальной плоскостях. Расстояние между трещинами составляет 10 м и более. По результатам сейсмики, а также данным скважин, пробуренных ранее на соседних участках, строят трехмерную геологическую и гидродинамическую модели с учетом трещин. Проектируют расположение добывающей 3 и нагнетательной 4 скважин.At section 1, 3D seismic exploration is carried out. Cracks 2 emit a length of at least 10 m in the horizontal and at least 2 m in the vertical planes. The distance between the cracks is 10 m or more. According to seismic results, as well as data from wells drilled earlier in neighboring areas, three-dimensional geological and hydrodynamic models are constructed taking into account cracks. Design the location of the producing 3 and injection 4 wells.

Горизонтальные стволы скважин 3 и 4 условно разбивают соответственно на восемь и семь участков 5 в горизонтальной плоскости и по пять участков 6 в вертикальной плоскости. Каждый участок 5 и 6 стволов скважин 3 и 4 выполняют с пересечением под меньшим углом α=30-60° к каждой трещине в горизонтальной плоскости и под меньшим углом β=30-60° к каждой трещине в вертикальной плоскости. Каждый участок 5 в горизонтальной плоскости пересекает от одной до двух трещин. Каждый участок 6 в вертикальной плоскости пересекает от одной до четырех трещин.Horizontal boreholes 3 and 4 are conventionally divided into eight and seven sections 5 in the horizontal plane and five sections 6 in the vertical plane, respectively. Each section 5 and 6 of wellbores 3 and 4 is performed with intersection at a smaller angle α = 30-60 ° to each crack in the horizontal plane and at a smaller angle β = 30-60 ° to each crack in the vertical plane. Each section 5 in the horizontal plane intersects from one to two cracks. Each section 6 in a vertical plane intersects from one to four cracks.

Условная средняя линия 7 добывающей скважины 3, проведенная в горизонтальной плоскости, имеет квадрат коэффициента корреляции 0,8 по отношению к точкам 8 перехода траектории скважины 3 от одного участка 5 к другому. Условная средняя линия 9 нагнетательной скважины 4, проведенная в горизонтальной плоскости, имеет квадрат коэффициента корреляции 0,7 по отношению к точкам 8 перехода траектории скважины 4 от одного участка 5 к другому.The conditional midline 7 of the producing well 3, drawn in the horizontal plane, has a square of a correlation coefficient of 0.8 with respect to points 8 of the transition of the path of the well 3 from one section 5 to another. The conditional midline 9 of injection well 4, drawn in a horizontal plane, has a square of a correlation coefficient of 0.7 with respect to points 8 of the transition of the path of the well 4 from one section 5 to another.

Условные средние линии 10 добывающей 3 и нагнетательной 4 скважин, проведенные в вертикальной плоскости, имеет квадрат коэффициента корреляции 0,7 по отношению к точкам 11 перехода траектории скважин 3 и 4 от одного участка 6 к другому.Conventional middle lines 10 of producing 3 and injection 4 wells, drawn in a vertical plane, has a square of a correlation coefficient of 0.7 with respect to points 11 of the transition of the paths of wells 3 and 4 from one section 6 to another.

В целом условные средние линии 7 и 9 горизонтальных стволов скважин 3 и 4 в горизонтальной плоскости выполняют параллельными. Так же, как и условные, средние линии 10 горизонтальных стволов в вертикальной плоскости выполняют параллельными.In general, the conditional middle lines 7 and 9 of horizontal wells 3 and 4 in the horizontal plane are parallel. As well as conditional, the middle lines of 10 horizontal trunks in the vertical plane are parallel.

Далее на модели рассчитывают показатели разработки пласта с данным расположением стволов. Пересчитывают другие варианты пересечения участками стволов трещин 2. Выбирают вариант с наибольшим конечным КИН. Затем осуществляют бурение скважин 3 и 4 с длинами горизонтальных стволов по 400 м и расстоянием между стволами (между условными средними линиями 7 и 9) 300 м.Next, the model calculates the indicators of reservoir development with a given location of the trunks. Recalculate other options for intersecting sections of the trunk of cracks 2. Choose the option with the highest final recovery factor. Then, wells 3 and 4 are drilled with horizontal shafts of 400 m in length and a distance between shafts (between conditional midlines 7 and 9) of 300 m.

Пласт 1 разрабатывают заводнением. Закачивают пластовую воду через нагнетательную скважину 4 и отбирают добываемую продукцию через добывающую скважину 3.Plast 1 is developed by water flooding. Formation water is pumped through injection well 4 and produced products are taken through production well 3.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины 3 до 98%, было добыто с участка 147,3 тыс т нефти, КИН составил 0,378. По прототипу при прочих равных условиях, скважина обводнилась раньше, было добыто 124,8 тыс т нефти, КИН составил 0,320. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,058.As a result of development, which was limited by watering the production well from 3 to 98%, 147.3 thousand tons of oil were produced from the site, the oil recovery factor was 0.378. According to the prototype, ceteris paribus, the well was watered earlier, 124.8 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor was 0.320. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.058.

Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта с естественной трещиноватостью за счет оптимальной траектории горизонтальных стволов скважин относительно трещин.The proposed method allows to increase oil recovery of a productive formation with natural fracturing due to the optimal trajectory of horizontal wellbores relative to the fractures.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery in the reservoir.

Claims

A method of developing an oil reservoir with horizontal completion wells, including conducting 3D seismic in a section of the oil formation, constructing a model of fractures, designing and drilling wells with horizontal completion taking into account the fractures, selecting production from production wells, injecting a working agent through injection wells, characterized in that the cracks are distinguished with a length of at least 10 m in the horizontal and at least 2 m in the vertical planes, the horizontal wellbore is conventionally divided into sections in no more than 10, each section of the trunk is performed with the intersection of each crack at an angle of 30-60 °, and in the horizontal plane, each section intersects no more than three cracks, the distance between which is at least 10 m, and in the vertical - without restriction, in general, the direction horizontal wellbore is performed in such a way that the conditional middle lines of the wells drawn in horizontal and vertical planes have a square of the correlation coefficient of at least 0.7 with respect to the points of transition of the well path from one section to another At the same time, the conditional middle lines of the shafts of production and injection wells are parallel.