RU2610485C1 - Method of developing oil and gas deposits - Google Patents

Method of developing oil and gas deposits Download PDF

Info

Publication number
RU2610485C1
RU2610485C1 RU2015149530A RU2015149530A RU2610485C1 RU 2610485 C1 RU2610485 C1 RU 2610485C1 RU 2015149530 A RU2015149530 A RU 2015149530A RU 2015149530 A RU2015149530 A RU 2015149530A RU 2610485 C1 RU2610485 C1 RU 2610485C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
gas
wells
production
horizontal
Prior art date
Application number
RU2015149530A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Николай Николаевич Иванцов
Константин Георгиевич Лапин
Леонид Андреевич Гайдуков
Евгений Рафаилович Волгин
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" filed Critical Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть"
Priority to RU2015149530A priority Critical patent/RU2610485C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2610485C1 publication Critical patent/RU2610485C1/en

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/30Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas industry and may find application in the development of oil and gas deposits where oil production is associated with a high risk of a breakthrough of gas from the gas cap. Method involves drilling of horizontal wells. In a horizontal section of oil wells set casing packers and autonomous or adjustable inflow control devices with the creation in the oil-saturated range of not less than 3 sections isolated from each other. Additionally, in the oil rim drill horizontal injection wells. Through them prior to the beginning of operation of oil wells perform pumping of pressure agent to create in the field of oil production of pressure above the initial reservoir one. Through this form the main fluid flow in oil wells in the lateral direction. Gas is produced through one or more horizontal wells in the gas cap angled or perpendicularly to oil producing wells. Extraction is carried out in volumes that allow to create in the gas cap of funnel of depression over the area of extraction of liquid fluids in the oil portion in the area of oil wells. This helps to maintain the stability of the gas-oil contact with a delay of time of formation of the gas cone. Design of the gas wells provides blind inserts located above the injection wells, with a length of at least one of the distance between oil-producing and injection wells preventing production of fluids in those intervals.
EFFECT: technical result is the intensification of oil production and possibility of control over the movement of gas-oil contact to reduce the intensity of gas coning out of the gas cap in the development of oil rims below the gas cap.
3 cl, 4 dwg, 2 tbl

Description

Настоящее изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки. В первую очередь изобретение может найти применение при разработке маломощных подгазовых оторочек высоковязкой нефти в случаях, когда между нефтяным и газонасыщенным интервалами пласта отсутствует надежная непроницаемая перемычка.The present invention relates to the field of the oil and gas industry and may find application in the development of gas and oil deposits, where oil production is associated with a high risk of gas breakthrough from the gas cap. First of all, the invention can find application in the development of low-power sub-gas rims of high-viscosity oil in cases where there is no reliable impermeable bridge between the oil and gas-saturated intervals of the reservoir.

Известен способ разработки газонефтяных залежей, в которых газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены пластами непроницаемых пород, включающий бурение горизонтального ствола скважин в нефтяной части пласта и обсаженные ответвления с герметизацией затрубного пространства, направленные на пересечение непроницаемой перемычки, и вскрытие, в зависимости от типа скважины, газовой шапки или высоконапорного водоносного горизонта (патент РФ №2260681, МПК Е21В 43/12, опубл. 20.09.2005).A known method for the development of gas-oil deposits in which gas, oil and aquifers are separated by impermeable rock formations, including drilling a horizontal wellbore in the oil part of the reservoir and cased branches with sealing the annulus aimed at crossing the impermeable bridge, and opening, depending on the type of well , gas cap or high-pressure aquifer (RF patent No. 2260681, IPC ЕВВ 43/12, publ. September 20, 2005).

Способ позволяет сократить затраты на подъем пластовых флюидов на поверхность и продлить период фонтанной эксплуатации с помощью ответвления в газонасыщенную часть и создания естественного газлифта, тогда как ответвление в водоносный горизонт используется для вытеснения нефти из нефтеносного пласта и для повышения давления в нем. Недостатком способа является то, что он может применяться только в пластах с наличием непроницаемых перемычек, разделяющих газонасыщенную, нефтяную и водоносную части. При этом объемы добычи газа устанавливаются в зависимости от оптимального режима газлифтной эксплуатации. Данный способ не решает задачу по контролю за перемещением газонефтяного контакта (ГНК) и ограничению конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых залежей нефти, в которых газонасыщенная и нефтяная части гидродинамически связаны.The method allows to reduce the cost of raising formation fluids to the surface and extend the period of fountain operation by means of a branch to the gas-saturated part and the creation of a natural gas lift, while a branch into the aquifer is used to displace oil from the oil-bearing formation and to increase the pressure in it. The disadvantage of this method is that it can only be used in formations with impermeable bridges separating gas-saturated, oil and aquifer parts. At the same time, gas production volumes are set depending on the optimal mode of gas lift operation. This method does not solve the problem of controlling the movement of the gas-oil contact (GOC) and limiting the cone formation of gas from the gas cap during the development of sub-gas deposits of oil in which the gas-saturated and oil parts are hydrodynamically connected.

Известен способ разработки газонефтяных месторождений, включающий бурение горизонтального ствола добывающей скважины в нефтяной части пласта и горизонтально-восходящего ствола, пересекающего ГНК, перфорацию эксплуатационной колонны с вскрытием нефтяной части и газовой шапки, подъем пластовых флюидов на поверхность, при этом перфорацию эксплуатационной колонны в газовой шапке осуществляют в двух противоположных частях скважины, а управление перетоками газообразных и жидких флюидов в скважине между различными интервалами перфораций выполняют с помощью регулируемых с поверхности перепускных устройств (патент РФ №2547530, опубл. 10.04.2015). Добычу газа осуществляют для создания газлифтного режима подъема жидкости на поверхность, при этом решают задачу контроля перемещения газонефтяного контакта, когда добыча газа создает в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части, тем самым поддерживая стабильность ГНК с отсрочкой времени формирования конуса газа.A known method of developing oil and gas fields, including drilling a horizontal wellbore of an producing well in the oil part of the formation and a horizontally ascending well that intersects the oil well, perforation of the production string with the opening of the oil part and gas cap, raising the formation fluid to the surface, while perforating the production string in the gas cap carried out in two opposite parts of the well, and the control of the flow of gaseous and liquid fluids in the well between different intervals of perforation th perform using the surface-controlled bypass devices (RF patent No. 2547530, publ. 04/10/2015). Gas production is carried out to create a gas-lift mode of lifting the liquid to the surface, while solving the problem of controlling the movement of the gas-oil contact, when gas production creates a depression funnel in the gas cap over the region of liquid fluid production in the oil part, thereby maintaining the stability of the gas station with a delay in the formation of the gas cone .

Недостатком способа является то, что интервалы перфораций в скважине в интервале газовой шапки находятся в начале и конце горизонтального ствола, т.е. на существенном расстоянии от основной нефтедобывающей части скважины, зависящем от длины горизонтального участка. Поэтому для минимизации рисков прорыва газа из газовой шапки по данному способу длина скважины должна быть небольшой, что значительно снижает ее рентабельность. Кроме того, существуют технологические сложности обеспечения качественной изоляции друг от друга интервалов газовой шапки и нефтяной оторочки и добычи нефти и газа отдельными потоками в предлагаемой конструкции скважины.The disadvantage of this method is that the intervals of perforations in the well in the interval of the gas cap are at the beginning and end of the horizontal well, i.e. at a significant distance from the main oil producing part of the well, depending on the length of the horizontal section. Therefore, to minimize the risks of gas breakthrough from the gas cap by this method, the length of the well should be small, which significantly reduces its profitability. In addition, there are technological difficulties in ensuring high-quality isolation from each other of the intervals of the gas cap and the oil rim and oil and gas production by separate flows in the proposed well design.

Задачей предлагаемого изобретения является интенсификация добычи нефти и возможность контроля за перемещением ГНК для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых оторочек нефти путем минимизации вертикальной составляющей вектора градиента давления в районе нефтедобывающих скважин за счет осуществления добычи газа из газовой шапки в заданных и контролируемых объемах отдельной скважиной, осуществления закачки в нагнетательные скважины системы ППД до начала работы нефтедобывающих скважин, применения небольших расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами, использования секционного заканчивания и автономных или регулируемых устройств контроля притока в конструкции нефтедобывающих скважин, а также применения ограниченной депрессии на пласт и гибкого режима управления скважинами всех типов (нагнетательными, нефте- и газодобывающими).The objective of the invention is the intensification of oil production and the ability to control the movement of GOC to reduce the rate of cone formation of gas from the gas cap when developing sub-gas rims of oil by minimizing the vertical component of the pressure gradient vector in the region of oil wells by producing gas from the gas cap in predetermined and controlled volumes a separate well, injection into the injection wells of the RPM system before the start of oil production wells azhin, the use of small distances between production and injection wells, the use of sectional completion and autonomous or adjustable inflow control devices in the construction of oil production wells, as well as the use of limited depression on the reservoir and a flexible control mode for wells of all types (injection, oil and gas production).

Решение поставленной задачи позволяет продлить срок стабильной работы нефтедобывающих скважин и существенно увеличить нефтеотдачу. Задача особенно актуальна для маломощных оторочек высоковязкой нефти под газовой шапкой, когда относительная подвижность газа существенно выше, чем у нефти, что создает условия для быстрых прорывов газа в нефтедобывающие скважины. Кроме того, способ предполагает добычу газа одновременно с нефтью, что позволяет осуществлять его монетизацию или использовать для нужд разработки месторождения.The solution of this problem allows you to extend the period of stable operation of oil wells and significantly increase oil recovery. The task is especially relevant for low-power rims of highly viscous oil under a gas cap, when the relative mobility of the gas is significantly higher than that of oil, which creates the conditions for rapid breakthroughs of gas into oil producing wells. In addition, the method involves the production of gas simultaneously with oil, which allows for its monetization or use for the needs of field development.

Поставленная техническая задача решается тем, что в заявленном способе разработки газонефтяных залежей, включающем бурение горизонтальных добывающих скважин, добычу газа из газовой шапки в заданных и контролируемых объемах одновременно с добычей нефти из нефтяной оторочки, согласно изобретению в горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций, дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины, через которые до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового, что формирует основной приток флюидов в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению, добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных газовых скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин, тем самым поддерживая стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа, при этом в конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах. Причем нагнетательные горизонтальные скважины бурят на расстоянии не более 200 м от нефтедобывающих скважин, а в одном элементе разработки бурят не менее двух горизонтальных газовых скважин на расстоянии не более 20 м от ГНК и не ближе 100 м друг от друга.The stated technical problem is solved in that in the claimed method of developing gas and oil deposits, including drilling horizontal production wells, producing gas from a gas cap in predetermined and controlled volumes simultaneously with oil production from an oil rim, according to the invention, annular packers and stand-alone packers are installed in a horizontal section of oil producing wells or adjustable inflow control devices with the creation in the oil-saturated interval of at least 3 sections isolated from each other, additional horizontal injection wells are drilled in the oil rim, through which, before the start of the operation of the oil producing wells, the injection agent is injected to create pressure in the oil production area above the initial reservoir, which forms the main fluid flow into the oil producing wells in the lateral direction, gas is produced through one or several horizontal gas wells in a gas cap located at an angle or perpendicular to oil wells in volumes that allow you to create l in the gas cap, a depression funnel above the region of liquid fluid production in the oil part in the region of oil producing wells, thereby maintaining the stability of the gas-oil contact with a delay in the formation of the gas cone, while the design of gas wells include blank inserts located above the injection wells with a length of at least the same distance between oil and injection wells, preventing fluid production in these intervals. Moreover, horizontal injection wells are drilled at a distance of not more than 200 m from oil wells, and in one development element at least two horizontal gas wells are drilled at a distance of no more than 20 m from the GOC and no closer than 100 m from each other.

Одновременной добычей нефти и газа решают задачу интенсификации добычи нефти, а также контроля за перемещением газонефтяного контакта для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки путем уменьшения вертикальной составляющей вектора градиента давления в районе нефтедобывающих скважин за счет осуществления добычи газа из газовой шапки в заданных и контролируемых объемах отдельной скважиной, когда добыча газа создает в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части, тем самым поддерживая стабильность ГНК с отсрочкой времени формирования конуса газа.Simultaneous oil and gas production solves the problem of intensifying oil production, as well as controlling the movement of the gas-oil contact to reduce the rate of cone formation of gas from the gas cap by reducing the vertical component of the pressure gradient vector in the area of oil wells by producing gas from the gas cap in predetermined and controlled volumes as a separate well, when gas production creates a depression funnel in the gas cap above the area of liquid fluid production in the oil part, thereby odderzhivaya stability STC with delay time of formation gas cone.

Необходимое для элемента разработки количество газодобывающих горизонтальных скважин определяется из ожидаемых технико-экономических показателей эффективности индивидуально для каждого объекта разработки с учетом геологических характеристик пласта. Чем больше газодобывающих скважин приходится на один элемент разработки, тем с большей эффективностью осуществляется профилактика конусообразования газа из газовой шапки, однако тем больше требуется капитальных вложений (на строительство газодобывающих скважин).The number of horizontal gas wells required for a development element is determined from the expected technical and economic performance indicators individually for each development object, taking into account the geological characteristics of the formation. The more gas production wells account for one development element, the more effective is the prevention of cone formation of gas from the gas cap, however, the more capital investments are required (for the construction of gas production wells).

Длительность и объем предварительной закачки в нагнетательные скважины, а также длительность и объем добычи газа из газодобывающих скважин являются инструментами для управления эффективностью разработки элемента и определяются в процессе эксплуатации скважин, исходя из показателей текущего дебита нефти, газового фактора и обводненности продукции, забойного давления в скважинах всех типов, результатов гидродинамических исследований.The duration and volume of pre-injection into injection wells, as well as the duration and volume of gas production from gas production wells, are tools for controlling the efficiency of element development and are determined during the operation of wells based on indicators of current oil production, gas factor and water cut, bottom hole pressure in wells all types, results of hydrodynamic studies.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа. По способу осуществляется бурение горизонтальных нефтедобывающих скважин 2 и нагнетательных скважин 1, расположенных в нефтяной оторочке на расстоянии не более 200 м друг от друга, горизонтальных газовых скважин 3, расположенных в газовой шапке на расстоянии не более 20 м от ГНК и проходящих под углом или перпендикулярно к нефтедобывающим скважинам. В горизонтальном участке нефтедобывающих скважин 2 осуществляется установка заколонных пакеров 4 и автономных или регулируемых устройств контроля притока 5 из расчета создания в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций. В конструкции газовых скважин 3 предусматривают глухие вставки 6, расположенные над нагнетательными скважинами 1, исключающие добычу флюидов в этих интервалах.In FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the method. The method involves drilling horizontal oil wells 2 and injection wells 1 located in the oil rim at a distance of not more than 200 m from each other, horizontal gas wells 3 located in the gas cap at a distance of no more than 20 m from the GOC and passing at an angle or perpendicular to oil wells. In the horizontal section of oil producing wells 2, casing packers 4 and autonomous or adjustable inflow control devices 5 are installed in order to create at least 3 sections isolated from each other in the oil-saturated interval. In the design of gas wells 3, blank inserts 6 are provided located above the injection wells 1, which exclude the production of fluids in these intervals.

Заявленный способ разработки подгазовых оторочек высоковязкой нефти заключается в осуществлении предварительной закачки в нагнетательные скважины 1 для создания давления выше начального пластового в нефтяной оторочке между скважинами 1 и 2, одновременно с последующей добычей нефти из скважин 2 осуществляют добычу газа из скважин 3. При необходимости с помощью устройств контроля притока 5 осуществляют ограничение добычи в определенной секции, если происходит прорыв нежелательного флюида (газа или, на поздних этапах разработки, воды). Добычу газа из газовых скважин 3 осуществляют в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин 2, тем самым поддерживая стабильность ГНК с отсрочкой времени формирования конуса газа, а предварительная закачка в нагнетательные скважины 1 формирует основной приток флюидов в нефтедобывающие скважины 2 по латеральному направлению.The claimed method for developing sub-gas rims of highly viscous oil is to pre-inject into injection wells 1 to create pressure above the initial reservoir in the oil rim between wells 1 and 2, simultaneously with subsequent oil production from wells 2, gas is produced from wells 3. If necessary, using inflow control devices 5 restrict production in a certain section if an unwanted fluid (gas or, in the later stages of development, water) breakthrough occurs. Gas production from gas wells 3 is carried out in volumes that make it possible to create a depression funnel in the gas cap above the region of liquid fluid production in the oil part in the region of oil production wells 2, thereby maintaining the stability of the gas pump with a delay in the formation of the gas cone, and preliminary injection into injection wells 1 forms the main fluid influx into oil wells 2 in the lateral direction.

Необходимый технический результат заявленного способа заключается в том, что одновременная добыча нефти из нефтяной части пласта и газа из газовой шапки в том же районе уменьшает развитие градиента давления в вертикальном направлении. При этом подбирается такой режим добычи газа, зависящий от геолого-физических характеристик пласта и флюидов, чтобы в газовой шапке непосредственно над скважиной создавалась область пониженного давления, сопоставимая с величиной депрессии в нефтяной части. Кроме того, предварительная закачка в нагнетательные скважины позволяет создать к моменту ввода в работу нефтедобывающих скважин область повышенного давления между нагнетательными и нефтедобывающими скважинами, что способствует формированию основного притока флюидов в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению.The necessary technical result of the claimed method is that the simultaneous production of oil from the oil part of the reservoir and gas from the gas cap in the same area reduces the development of a pressure gradient in the vertical direction. At the same time, such a mode of gas production is selected that depends on the geological and physical characteristics of the formation and fluids so that a reduced pressure region is created in the gas cap directly above the well, comparable to the magnitude of the depression in the oil part. In addition, preliminary injection into injection wells allows the creation of an area of increased pressure between injection and oil wells by the time the oil production wells are put into operation, which contributes to the formation of the main fluid flow into the oil production wells in the lateral direction.

Объемы добычи газа из газовых скважин, объемы закачки в нагнетательные скважины и депрессия на пласт в нефтедобывающих скважинах являются инструментами гибкого контроля над эффективностью вытеснения и позволяют быстро реагировать и оптимизировать работу скважин при изменении основных параметров работы, таких как дебит нефти, обводненность, газовый фактор, забойное и пластовое давление. В идеальном случае в районе ГНК наблюдается граница с близким к нулевому вертикальным градиентом давления, в результате чего перемещения ГНК и, как результат, формирования конуса газа не происходит. В реальной ситуации ввиду неоднородности свойств пласта, неравномерности сетки скважин или нестабильности режима их работы прорыв газа может происходить, но с задержкой в сравнении с вариантом без предварительной закачки и добычи газа из газовой шапки. Если конус газа прорвался, то автономные или регулируемые устройства контроля притока по способу позволяют ограничить добычу флюидов из соответствующей секции и продлить время работы нефтедобывающих скважин.Gas production volumes from gas wells, injection volumes into injection wells and reservoir depression in oil producing wells are flexible control tools for displacement efficiency and allow quick response and optimization of well operation when changing basic operating parameters, such as oil production rate, water cut, gas factor, bottomhole and reservoir pressure. In the ideal case, in the GOC region, a boundary is observed with a vertical pressure gradient close to zero, resulting in the displacement of the GOC and, as a result, the formation of a gas cone does not occur. In a real situation, due to the heterogeneity of the properties of the formation, the unevenness of the grid of wells or the instability of their operating mode, gas breakthrough can occur, but with a delay compared to the option without preliminary injection and gas production from the gas cap. If the gas cone burst, then autonomous or adjustable inflow control devices by the method can limit the production of fluids from the corresponding section and extend the operating time of oil producing wells.

Для каждого набора характеристик пласта, количества, длины и расположения скважин режим работы скважин всех типов подбирается индивидуально с использованием гидродинамического моделирования. Развитие конуса газа можно контролировать по параметру газожидкостного фактора добываемой продукции, забойных давлений скважин всех типов, а также результатов гидродинамических исследований. Основные параметры, влияющие на эффективность способа:For each set of reservoir characteristics, number, length and location of wells, the operating mode of wells of all types is selected individually using hydrodynamic modeling. The development of the gas cone can be controlled by the parameter of the gas-liquid factor of the produced products, bottomhole pressures of wells of all types, as well as the results of hydrodynamic studies. The main parameters affecting the effectiveness of the method:

• геологические - фазовая проницаемость по газу, величина критической газонасыщенности, анизотропия проницаемости, наличие глинистых перемычек перед ГНК, геологическая связанность коллектора;• geological — gas phase permeability, critical gas saturation, permeability anisotropy, the presence of clay bridges in front of the SOC, reservoir geological connectivity;

• технологические - количество секций и отступ от ГНК горизонтального ствола нефтедобывающей скважины, депрессия в нефтедобывающих скважинах, длительность и объем предварительной закачки в рамках системы ППД, длительность и объем добычи газа из газодобывающей скважины.• technological - the number of sections and the offset from the GOC of the horizontal well of an oil producing well, depression in oil producing wells, the duration and volume of pre-injection as part of the RPM system, the duration and volume of gas production from a gas producing well.

Результаты вычислительных экспериментов Results of computational experiments

Количественному анализу проблемы прорыва газа из газовой шапки в нефтяную добывающую скважину, а также применению горизонтальных скважин в подгазовых оторочках посвящен ряд работ (Chaperon, I. Theoretical Study of Coning Toward Horizontal and Vertical Wells in Anisotropic Formations: Subcritical and Critical Rates. // SPE 15377. - 1986; Dikken, B.J. Pressure Drop in Horizontal Wells and its Effect on Production Performance. // Journal of Petroleum Technology, pp. 1426-1433. - 1990; Butler, R.M. Gravity Drainage to Horizontal Wells. // Journal of Canadian Petroleum Technology, 31. - 1992). Точное математическое решение не было получено, однако в настоящее время существует понимание основных принципов процесса фильтрации флюида в пластах с газовой шапкой. Наиболее полноценным способом оценить эффективность заявленного способа разработки до опытно-промышленных работ на месторождении является его гидродинамическое моделирование.A number of papers have been devoted to a quantitative analysis of the problem of gas breakthrough from a gas cap into an oil producing well, as well as the use of horizontal wells in subgas rims (Chaperon, I. Theoretical Study of Coning Toward Horizontal and Vertical Wells in Anisotropic Formations: Subcritical and Critical Rates. // SPE 15377. - 1986; Dikken, BJ Pressure Drop in Horizontal Wells and its Effect on Production Performance. // Journal of Petroleum Technology, pp. 1426-1433. - 1990; Butler, RM Gravity Drainage to Horizontal Wells. // Journal of Canadian Petroleum Technology, 31. - 1992). An exact mathematical solution was not obtained, however, at present there is an understanding of the basic principles of the process of fluid filtration in reservoirs with a gas cap. The most complete way to evaluate the effectiveness of the claimed development method before pilot production at the field is its hydrodynamic modeling.

Вычислительные эксперименты по обоснованию заявленного способа разработки подгазовых оторочек высоковязкой нефти выполнены на примере Ван-Еганского месторождения. В композиционном неизотермическом симуляторе CMG STARS подготовлены секторные модели предварительно выделенных характерных зон пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения. Учтены основные требования к моделям в соответствии с ожидаемыми эффектами, которые необходимо воспроизвести (Иванцов Н.Н., Стрекалов А.В. Особенности численного моделирования разработки месторождений высоковязкой нефти. // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №5. - С. 69-73). Для оценки эффекта от внедрения способа при полномасштабной разработке выполнена экстраполяция результатов на все месторождение, экономические расчеты, анализ рисков.Computational experiments to substantiate the claimed method for developing sub-gas rims of highly viscous oil are performed using the example of the Van Yegansky field. In the non-isothermal compositional simulator CMG STARS, sector models of pre-allocated characteristic zones of reservoirs 1-2 of Van-Yegansky field are prepared. The basic requirements for the models are taken into account in accordance with the expected effects that need to be reproduced (Ivantsov N.N., Strekalov A.V. Features of numerical modeling of the development of high-viscosity oil fields. // Oil industry. - 2013. - No. 5. - P. 69 -73). To evaluate the effect of the implementation of the method in full-scale development, the results were extrapolated to the entire field, economic calculations, risk analysis.

Тонкослоистый коллектор пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения представлен слабосцементированным песчаником с высокой латеральной и вертикальной неоднородностью. При выделении зон учитывались следующие основные параметры: нефтенасыщенная толщина, расчлененность пласта, угол напластования, соотношения нефтяных и газовых толщин. Данные параметры являются критичными для корректного отражения в расчетах рисков прорыва газа из газовой шапки и воды с водоносного горизонта (в том числе по напластованию), а также продуктивности скважин и энергетики пласта в процессе разработки. Для каждой из характерных зон построены секторные модели. В базовом варианте закладываются нефтяные горизонтальные скважины длиной 500 м, расстояние до границ секторной модели составляет 200 м в каждую сторону. Таким образом, имитируется вариант с работой скважин на истощении с расстоянием между рядами 400 м. В рамках расчетов с ППД на границах модели также используются нагнетательные скважины, что имитирует рядную лобовую сетку горизонтальных скважин. Далее по тексту приводятся результаты на примере расчетов для 1-й характерной зоны.The thin-layered reservoir collector of reservoirs 1-2 of the Van-Yegansky field is represented by weakly cemented sandstone with high lateral and vertical heterogeneity. When identifying the zones, the following main parameters were taken into account: oil-saturated thickness, layered formation, bedding angle, oil and gas thickness ratios. These parameters are critical for the correct reflection in the calculation of the risks of gas breakthrough from the gas cap and water from the aquifer (including reservoir formation), as well as well productivity and reservoir energy during development. For each of the characteristic zones, sector models are constructed. In the basic version, horizontal oil wells are laid with a length of 500 m, the distance to the borders of the sector model is 200 m in each direction. Thus, the option of running wells on depletion with a distance between the rows of 400 m is simulated. In the framework of calculations with reservoir pressure at the boundaries of the model, injection wells are also used, which simulates a row frontal grid of horizontal wells. Further on, the results are presented on the example of calculations for the 1st characteristic zone.

Во всех расчетах ствол скважины располагается в середине нефтенасыщенного интервала, т.е. расстояние до ГНК вдвое меньше мощности нефтяной оторочки. Это является справедливым допущением, поскольку в реальности попытка провести ствол скважины не в середине пласта (например, ближе к ВНК) может привести к выходу за пределы целевого интервала, поскольку в процессе бурения скважина практически всегда несколько отклоняется от своей траектории. Чем длиннее скважина, тем сильнее выражается эта «синусоидальность» траектории. Например, в условиях оторочки мощностью около 10 м отклонение всего в 2-3 метра приводит к уменьшению расстояния до контакта в 2 раза с кратным ростом рисков прорыва.In all calculations, the wellbore is located in the middle of the oil saturated interval, i.e. the distance to the GOC is half the power of the oil rim. This is a fair assumption, since in reality, an attempt to draw a wellbore not in the middle of the formation (for example, closer to the oil hole) can lead to overstepping the target interval, since the well almost always deviates slightly from its trajectory during drilling. The longer the well, the more pronounced this "sinusoidality" of the trajectory. For example, in conditions of a rim with a thickness of about 10 m, a deviation of only 2-3 meters leads to a decrease in the distance to the contact by 2 times with a multiple increase in the risks of a breakthrough.

На фиг. 2 представлены показатели работы нефтедобывающей скважины на истощении при забойном давлении Рзаб=55 атм. Динамика добычи нефти, время прорыва газа соответствуют ожиданиям для данных геологических условий и схожи с фактическими результатами эксплуатации скважин ОПР.In FIG. 2 shows the performance of an oil well at depletion at bottomhole pressure Rzab = 55 atm. The dynamics of oil production, the time of gas breakthrough correspond to expectations for these geological conditions and are similar to the actual results of the operation of ODA wells.

Обоснование величины депрессии на пластJustification of the magnitude of depression per layer

При работе нефтедобывающих скважин на истощении можно наблюдать особенности формирования конуса газа из газовой шапки. В расчетных вариантах с малой депрессией на пласт (Рзаб=77 атм.) длительное время наблюдается сохранение стабильной поверхности ГНК, которая несущественно двигается вниз в процессе снижения пластового давления и расширения газовой шапки. Однако при больших депрессиях контакт становится нестабильным в самом начале эксплуатации, происходит быстрое формирование языка газа. Отмечается склонность к образованию одного основного языка вместо нескольких мелких, двигающихся параллельно.When oil production wells are exhausted, one can observe the features of the formation of a gas cone from a gas cap. In design options with a small depression on the formation (Rzab = 77 atm.), A stable surface of the GOC is observed for a long time, which moves insignificantly in the process of lowering the reservoir pressure and expanding the gas cap. However, with major depressions, contact becomes unstable at the very beginning of operation, and a rapid formation of gas tongue occurs. There is a tendency to form one main language instead of several small ones moving in parallel.

Кроме того, работа скважин на большой депрессии в условиях пластов ПК характеризуется повышенными геолого-технологическими рисками:In addition, the work of wells on a major depression in the conditions of PC strata is characterized by increased geological and technological risks:

• возрастает вероятность разрушения коллектора по геомеханическим причинам (коллектор пластов ПК является слабосцементированным), поскольку минимально допустимое забойное давление не является четко зафиксированным значением, но обладает вариативностью;• the likelihood of collapse of the reservoir increases due to geomechanical reasons (the reservoir reservoir PC is poorly cemented), since the minimum allowable bottomhole pressure is not a clearly fixed value, but it has variability;

• поскольку работа ведется в условиях ниже давления насыщения, происходит выделение газа из нефти, постепенное накопление газа до уровня газонасыщенности выше критической (Sgcr), что приводит к образованию подвижной газовой фазы в нефтяной оторочке и увеличению фазовой проницаемости по газу. Распространение области с повышенной ОФП по газу до уровня ГНК значительно повышает риск развития конуса газа;• since the work is carried out under conditions below the saturation pressure, gas is released from the oil, gas gradually accumulates to a gas saturation level higher than critical (Sgcr), which leads to the formation of a mobile gas phase in the oil rim and an increase in gas phase permeability. The spread of the area with increased RPP in gas to the level of GNA significantly increases the risk of developing a gas cone;

• чем больше депрессия, тем быстрее происходит прорыв газа, что ограничивает возможности (с точки зрения времени) для применения тех или иных способов профилактики конусообразования.• the greater the depression, the faster the gas breakthrough occurs, which limits the possibilities (in terms of time) for the application of certain methods of cone formation prevention.

В свою очередь, при эксплуатации скважин с забойным давлением Рзаб=62 атм (депрессия 20 атм) образование конусов происходит заметно медленнее в сравнении с Рзаб=55 атм, что позволяет применить компоненты предлагаемого способа. Преимущества и недостатки эксплуатации скважин с разными забойными давлениями сведены в таблице 1.In turn, during the operation of wells with a bottomhole pressure of Rzab = 62 atm (depression of 20 atm), the formation of cones is noticeably slower compared to Rzab = 55 atm, which allows the application of the components of the proposed method. The advantages and disadvantages of operating wells with different bottomhole pressures are summarized in table 1.

Figure 00000001
Figure 00000001

Таким образом, оптимальное Рзаб по совокупности факторов (таблица 1) вне зависимости от длины скважин для пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения составляет 62 атм. В случае малопродуктивной скважины из-за низких ФЕС риск прорыва снижен, поэтому допустимо увеличение депрессии до Рзаб=55 атм.Thus, the optimal Rzab in terms of the combination of factors (table 1), regardless of the length of the wells for the reservoirs 1-2, of the Van-Yeganskoye field is 62 atm. In the case of an unproductive well due to low reservoir properties, the risk of a breakthrough is reduced; therefore, an increase in depression to Rzab = 55 atm is permissible.

Обоснование целесообразности устройств контроля притокаJustification of the feasibility of inflow control devices

Наиболее существенным недостатком горизонтальных скважин является риск ее утраты (и соответствующих запасов пласта) в результате прорыва газа или воды с контактов, или кинжального прорыва агента закачки. Однако эта проблема может успешно решаться с помощью устройств контроля притока (УКП). Для этого горизонтальный ствол разделяется на несколько секций с использованием заколонных пакеров, в каждой из которых устанавливаются УКП. «Пассивные» УКП могут быть использованы для выравнивания фронта и задержки прорыва воды и газа. Однако эффективность их применения сильно зависит от правильности представления о параметрах пласта, которые могут обладать высокой степенью неопределенности, особенно на первых стадиях разработки. В настоящее время появились автономные устройства, которые могут не только выровнять фронт, но и ограничить приток нежелательной фазы уже после прорыва. Испытания на ряде месторождений показали их преимущества перед «пассивными» УКП, особенно на месторождениях с высокой вязкостью нефти (Brandon Least, et al., Inflow Control Devices Improve Production in Heavy Oil Wells, SPE-167414-MS. 2013, Society of Petroleum Engineers; Matei Negrescu and Ivan Landim Frota Leitao Junior, ICD/AICD for Heavy Oil - Technology Qualification at the Peregrino Field, OTC-24503-MS. 2013, Offshore Technology Conference).The most significant drawback of horizontal wells is the risk of their loss (and the corresponding reservoir reserves) as a result of a breakthrough of gas or water from the contacts, or a dagger breakthrough of the injection agent. However, this problem can be successfully solved with the help of inflow control devices (UCP). To do this, the horizontal trunk is divided into several sections using casing packers, in each of which UKPs are installed. “Passive” UKP can be used to level the front and delay the breakthrough of water and gas. However, the effectiveness of their use greatly depends on the correct understanding of the parameters of the reservoir, which may have a high degree of uncertainty, especially in the early stages of development. Currently, autonomous devices have appeared that can not only align the front, but also limit the influx of an undesirable phase after a breakthrough. Tests in a number of fields have shown their advantages over “passive” gas treatment facilities, especially in high-viscosity oil fields (Brandon Least, et al., Inflow Control Devices Improve Production in Heavy Oil Wells, SPE-167414-MS. 2013, Society of Petroleum Engineers ; Matei Negrescu and Ivan Landim Frota Leitao Junior, ICD / AICD for Heavy Oil - Technology Qualification at the Peregrino Field, OTC-24503-MS. 2013, Offshore Technology Conference).

На фиг. 3 А представлен прогноз динамики добычи нефти на истощении с секционным заканчиванием из 3-х секций и автономными УКП. Необходимо отметить ключевые особенности работы скважины с УКП:In FIG. 3A presents a forecast of the dynamics of oil production at depletion with sectional completion of 3 sections and autonomous UKP. It is necessary to note the key features of the well operation with oil recovery:

• Прорыв газа происходит, как правило, в наиболее продуктивной секции. Поэтому после закрытия данной секции в результате срабатывания УКП дебит нефти по скважине может уменьшиться существенно. Чем более выражена латеральная неоднородность пласта по проницаемости и связности коллектора, тем существенней будет потеря добычи;• Gas breakthrough occurs, as a rule, in the most productive section. Therefore, after the closure of this section, as a result of the UCP operation, the oil production rate in the well may decrease significantly. The more pronounced the lateral heterogeneity of the formation in terms of permeability and connectivity of the reservoir, the more significant the loss of production will be;

• Закрытие УКП отсекает от остальной скважины всю секцию ствола с местом прорыва. Соответственно, чем больше количество секций, тем меньше потери нефти от закрытия отдельных секций;• The closure of the UCP cuts off the entire section of the well with the breakthrough from the rest of the well. Accordingly, the larger the number of sections, the less oil loss from the closure of individual sections;

• УКП позволяет ликвидировать прорыв газа, но лишь в малой степени является инструментом профилактики прорыва;• UKP allows eliminating a gas breakthrough, but only to a small extent is a breakthrough prevention tool;

• В зависимости от количества секций и степени латеральной неоднородности пласта вдоль ствола горизонтальной скважины срок работы скважины продлевается до нескольких раз.• Depending on the number of sections and the degree of lateral heterogeneity of the formation along the horizontal wellbore, the life of the well is extended up to several times.

Стоит отметить, что при комплексном применении всех компонентов заявленного способа разработки роль секционного заканчивания и УКП существенно возрастает.It is worth noting that with the integrated application of all components of the claimed development method, the role of sectional completion and UKP significantly increases.

Одновременная работа нефтедобывающих и газовых скважинSimultaneous operation of oil and gas wells

Одновременная добыча нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки по способу дает следующие положительные эффекты:The simultaneous production of oil from the oil rim and gas from the gas cap by the method gives the following positive effects:

1. Замедление процесса конусообразования. Добыча газа из газовой шапки в районе добычи нефти уменьшает развитие градиента давления в вертикальном направлении.1. Slowing the process of cone formation. Gas production from the gas cap in the oil production area reduces the development of the pressure gradient in the vertical direction.

В результате выполненных расчетов выявлено, что эффективность газовой скважины снижается при удалении от ГНК более 20 м;As a result of the calculations, it was revealed that the efficiency of a gas well decreases with a distance of more than 20 m from the GOC;

2. Синергия с системой ППД. Управление режимом работы скважин всех типов (нефтедобывающие, нагнетательные, газовые) может существенно влиять на распределение градиентов давления в призабойной зоне пласта, что дает возможность контролировать развитие конуса газа;2. Synergy with the PPD system. Control of the operation mode of all types of wells (oil producing, injection, gas) can significantly affect the distribution of pressure gradients in the bottom-hole formation zone, which makes it possible to control the development of the gas cone;

3. Добыча газа в необходимых объемах. Покрытие собственных нужд в газе, в том числе для энергоемких методов воздействия на пласты;3. Gas production in the required volumes. Coverage of own gas needs, including for energy-intensive methods of stimulating formations;

4. Интенсивная добыча газа из газовой шапки в течение длительного времени может существенно снизить давление в газовой шапке, тем самым уменьшив склонность нефтяных скважин к конусообразованию газа;4. Intensive gas production from the gas cap for a long time can significantly reduce the pressure in the gas cap, thereby reducing the tendency of oil wells to cone gas;

5. Монетизация добываемого газа. Возможность одновременной реализации нефтяного и газового проектов при сравнительно незначительном увеличении капитальных затрат на строительство скважин.5. Monetization of the produced gas. Possibility of simultaneous implementation of oil and gas projects with a relatively small increase in capital costs for well construction.

Применение нагнетательных скважин по способу позволит компенсировать снижение давления, возникающее из-за добычи газа в газовой шапке, и, таким образом, повысить дебиты нефти. Кроме того, предварительная закачка в нефтяную оторочку позволит переориентировать вектор депрессии в пласте с вертикальной составляющей на латеральную.The use of injection wells according to the method will compensate for the pressure drop that occurs due to gas production in the gas cap, and, thus, increase oil production. In addition, preliminary injection into the oil rim will allow you to reorient the depression vector in the reservoir with a vertical component to the lateral one.

На фиг. 3 показаны результаты расчетов с добычей газа при одновременном применении ППД (фиг. 3 В) и без ППД (фиг. 3 Б), расстояние между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами составляет 200 м, применяются устройства контроля притока. Сравнивая результаты на фиг. 2 и 3, можно отметить следующее:In FIG. Figure 3 shows the results of calculations with gas production with the simultaneous use of pressure recovery (Fig. 3 B) and without pressure (Fig. 3 B), the distance between oil and injection wells is 200 m, inflow control devices are used. Comparing the results in FIG. 2 and 3, the following can be noted:

• Применение ППД существенно повышает добычу нефти в сравнении с вариантом на истощении;• The use of PPD significantly increases oil production compared to the depletion option;

• Основное падение добычи происходит при закрытии первой секции, поскольку прорыв газа происходит, как правило, в самом продуктивном интервале;• The main decline in production occurs when the first section is closed, since gas breakthrough occurs, as a rule, in the most productive interval;

• Применение предлагаемого способа разработки позволяет отсрочить прорыв газа;• Application of the proposed development method allows delaying gas breakthrough;

• После прорыва воды от нагнетательной скважины рост газового фактора в результате подтягивания конуса газа может быть не критичным, поскольку при высокой обводненности соблюдаются требования по доле свободного газа на приеме насоса. Такой же эффект можно предположить при прорыве конуса воды с ВНК, однако расчеты на моделях показывают, что ввиду кардинального различия в подвижностях газа и воды в первую очередь развивается газовый конус.• After a water breakthrough from an injection well, the growth of the gas factor as a result of pulling up the gas cone may not be critical, since with high water cut the requirements for the proportion of free gas at the pump intake are met. The same effect can be assumed during the breakthrough of the water cone with the OWC, however, calculations on models show that, in view of the cardinal difference in the mobilities of gas and water, the gas cone develops first.

Из вышесказанного можно заключить, что потенциал для оптимизации способа заключается в подборе таких режимов работы газовой и нагнетательной скважин, при которых прорывы газа в нефтедобывающих скважинах не происходят, но при этом сохраняется энергетика залежи.From the foregoing, it can be concluded that the potential for optimizing the method lies in the selection of such operating modes of gas and injection wells in which gas breakthroughs in oil producing wells do not occur, but the energy of the deposit is preserved.

Уплотнение сетки скважин и предварительная закачкаWell grid compaction and pre-injection

На основе полученного понимания роли ППД в предлагаемом способе внесены следующие оптимизирующие элементы.Based on the understanding of the role of PPD in the proposed method, the following optimizing elements are introduced.

Во-первых, выполним предварительную закачку с постоянным объемом. Это позволит еще до ввода в работу нефтедобывающих скважин добиться частичной переориентации вектора депрессии в нефтенасыщенной части в латеральное направление. Кроме того, отсутствие элемента стока во время предварительной закачки (т.е. отсутствие работающей добывающей скважины) позволяет избежать возникновения выраженных геомеханически обусловленных высокопроводящих разностей в направлении (будущей) добывающей скважины. Таким образом, заметно снижается вероятность развития кинжальных прорывов в будущем. Отметим, что в процессе предварительной закачки осуществляется контроль забойного давления - давление не должно превышать давления гидроразрыва пласта. В численных экспериментах проанализированы различные объемы предварительной закачки - выявлено, что для каждой из зон объемы должны подбираться индивидуально, с учетом продуктивности зоны, а также ориентируясь на показатели пьезопроводности.Firstly, we perform preliminary injection with a constant volume. This will make it possible even before putting oil production wells into operation to achieve a partial reorientation of the depression vector in the oil-saturated part to the lateral direction. In addition, the absence of a drain element during preliminary injection (i.e., the absence of a working production well) avoids the occurrence of pronounced geomechanically determined highly conductive differences in the direction of the (future) production well. Thus, the likelihood of developing dagger breaks in the future is markedly reduced. Note that in the process of preliminary injection bottomhole pressure is monitored - the pressure should not exceed the hydraulic fracturing pressure. In numerical experiments, various volumes of preliminary injection were analyzed - it was revealed that for each of the zones the volumes should be selected individually, taking into account the productivity of the zone, and also focusing on the piezoelectric conductivity indices.

Во-вторых, уменьшим расстояние между нагнетательной и нефтедобывающей скважинами до 100-130 м, что позволит интенсифицировать позитивное влияние нагнетательных скважин на профилактику конусообразования. Необходимо отметить, что, в отличие от месторождений с обычной вязкостью нефти, уплотнение сетки не приводит к снижению дебитов, т.к. в условиях высоковязкой нефти и действия пенного режима фильтрации высоковязкой нефти (Maini В. Foamy oil flow in primary production of heavy oil under solution gas drive // SPE 56541, 1999) формируется крутая воронка депрессии без существенной интерференции между добывающими скважинами.Secondly, we will reduce the distance between injection and oil wells to 100-130 m, which will intensify the positive effect of injection wells on cone formation prevention. It should be noted that, unlike deposits with normal oil viscosity, mesh compaction does not lead to a decrease in flow rates, because under conditions of high viscosity oil and the action of the foamy mode of filtration of high viscosity oil (Maini B. Foamy oil flow in primary production of heavy oil under solution gas drive // SPE 56541, 1999), a steep depression funnel is formed without significant interference between production wells.

В-третьих, ограничим время работы газовой скважины. С учетом наличия предварительной закачки добыча газа постепенно теряет свое значение с точки зрения профилактики конусообразования, при этом продолжает снижать пластовое давление в районе добычи нефти. Показателем переориентации потоков и вектора депрессии является прорыв нагнетаемой воды в добывающей скважине. Примерно в это время можно снижать и постепенно прекращать добычу газа из газовой скважины. В расчетных вариантах проанализирована различная длительность работы газовой скважины. На практике решение принимается с учетом динамики газового фактора и обводненности на нефтедобывающей скважине и забойных давлений на нефтедобывающей, газовой и нагнетательной скважинах.Thirdly, we will limit the operating time of a gas well. Given the availability of pre-injection, gas production is gradually losing its significance in terms of preventing cone formation, while continuing to reduce reservoir pressure in the oil production area. An indicator of the reorientation of flows and the depression vector is the breakthrough of injected water in the producing well. Around this time, it is possible to reduce and gradually stop the production of gas from a gas well. In the design options, various durations of the gas well’s work are analyzed. In practice, the decision is made taking into account the dynamics of the gas factor and water cut in an oil well and bottomhole pressures in oil, gas and injection wells.

Кроме того, для улучшения приемистости, накопленной добычи нефти и экономических показателей, допускается краткосрочная (до 6 месяцев) отработка нагнетательных скважин на добычу нефти перед началом закачки.In addition, in order to improve injectivity, accumulated oil production and economic indicators, short-term (up to 6 months) development of injection wells for oil production is allowed before injection begins.

На фиг. 4 приведена динамика работы нефтедобывающей скважины по предлагаемому способу разработки. Накопленная добыча нефти за 10 лет превышает вариант с ППД и секционным заканчиванием скважин, катастрофических прорывов газа не происходит.In FIG. 4 shows the dynamics of the oil well by the proposed development method. Cumulative oil production over 10 years exceeds the option with production and completion wells and sectional completion; catastrophic gas breakthroughs do not occur.

В данном варианте, который в вычислительных экспериментах признан оптимальным, осуществляется предварительная закачка воды пластовой температуры с приемистостью 100 м3/сут в течение 1 года. Забойное давление при этом не превышает максимально допустимое и, поскольку нагнетательная скважина также является горизонтальной, даже имеется значительный запас, что позволяет быть уверенным, что в пласте не происходит интенсивных геомеханических процессов. Несмотря на то что целью предварительной закачки является повышение пластового давления и перенаправление вектора депрессии, необходимый объем нельзя закачать за короткий период времени на максимально допустимых репрессиях - это может вызвать разрушение коллектора.In this option, which is considered optimal in computational experiments, a preliminary injection of reservoir temperature water with an injection rate of 100 m 3 / day for 1 year is carried out. In this case, the bottomhole pressure does not exceed the maximum allowable and, since the injection well is also horizontal, there is even a significant reserve, which allows us to be sure that no intense geomechanical processes occur in the reservoir. Despite the fact that the purpose of the preliminary injection is to increase the reservoir pressure and redirect the depression vector, the required volume cannot be pumped for a short period of time at the maximum allowable repressions - this can cause the destruction of the reservoir.

Одновременно с добычей нефти начинается добыча газа в объеме 50 тыс. м3/сут. Потенциал газовой скважины при этом на порядок выше. Объем газа подобран для данных геологических условий, однако на промысле рекомендуется гибкое управление скважинами по показателям текущего газового фактора и обводненности, в том числе объемами добычи газа на газовой скважине. Длительность добычи газа подобрана на оптимальном уровне 2 года, после чего добывать газ нецелесообразно, так как риски образования конуса газа уже нивелированы, в то время как ограничение добычи газа позволяет поддержать пластовое давление.Simultaneously with oil production, gas production in the amount of 50 thousand m 3 / day begins. The gas well’s potential is an order of magnitude higher. The gas volume is selected for these geological conditions, however, flexible management of the wells is recommended in the field according to the current gas factor and water cut indicators, including gas production volumes at the gas well. The duration of gas production is selected at an optimal level of 2 years, after which it is impractical to produce gas, since the risks of gas cone formation are already mitigated, while the restriction of gas production allows maintaining reservoir pressure.

Добыча нефти осуществляется скважиной длиной 500 м, состоящей из 3 секций и оборудованной автономными УКП. В данном варианте не пришлось полностью перекрывать какую-либо секцию, однако УКП являются важным компонентом технологии, обеспечивающим ее надежность.Oil production is carried out by a well 500 m long, consisting of 3 sections and equipped with autonomous UKP. In this embodiment, it was not necessary to completely overlap any section, however, UKP are an important component of the technology that ensures its reliability.

Добыча нефти осуществляется с забойным давлением 62 атм. Предпочтительней применять более высокое забойное давление, поскольку это обеспечивает геомеханическую стабильность слабосцементированного коллектора, а также на первых порах сдерживает развитие конуса газа. В малопродуктивных зонах можно применять геомеханически обусловленное минимально допустимое забойное давление 55 атм, чтобы обеспечить приемлемый дебит по нефти.Oil is produced with a bottomhole pressure of 62 atm. It is preferable to use a higher bottomhole pressure, since this ensures the geomechanical stability of the weakly cemented reservoir, and also inhibits the development of the gas cone at first. In unproductive zones, a geomechanically determined minimum permissible bottomhole pressure of 55 atm can be used to ensure an acceptable oil flow rate.

Отличительными признаками заявленного изобретения являются:Distinctive features of the claimed invention are:

1. Взаимное расположение скважин и плотность сетки. Нагнетательные и нефтедобывающие скважины бурятся горизонтально в середине нефтенасыщенного интервала, расстояние между скважинами - не более 200 м. Газовая скважина бурится в газовой шапке не далее 20 м от ГНК, в плане пересекает все нефтедобывающие скважины под углом или перпендикулярно. В конструкции газовой скважины предусмотрены глухие вставки над нагнетательными скважинами длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах, - таким образом, добыча газа ведется только над нефтедобывающими скважинами. Для повышения надежности способа для одного элемента разработки могут быть построены несколько газовых скважин.1. The relative position of the wells and the density of the grid. Injection and oil producing wells are drilled horizontally in the middle of the oil saturated interval, the distance between the wells is not more than 200 m.The gas well is drilled in the gas cap no further than 20 m from the GOC, in plan it crosses all oil producing wells at an angle or perpendicularly. The gas well’s design provides blind inserts above injection wells with a length of at least one distance between oil producing and injection wells, which prevent fluid production in these intervals - thus, gas production is carried out only over oil producing wells. To increase the reliability of the method, several gas wells can be built for one development element.

2. Ограниченная депрессия в нефтедобывающих скважинах с целью контроля за развитием конуса, которая может составлять 2/3 от геомеханически обусловленной максимальной депрессии. Оптимальная депрессия зависит от свойств пласта и флюидов. Данное решение обеспечивает приемлемый дебит нефти и оставляет возможность для его наращивания, при этом образование конуса происходит медленнее в сравнении с максимально допустимой депрессией, что позволяет эффективно применять остальные компоненты заявленного способа.2. Limited depression in oil wells to control the development of the cone, which may be 2/3 of the geomechanically determined maximum depression. Optimal depression depends on reservoir properties and fluids. This solution provides an acceptable oil flow rate and leaves it possible to increase it, while the formation of the cone is slower in comparison with the maximum allowable depression, which allows the other components of the claimed method to be effectively applied.

3. Секционное заканчивание нефтедобывающих скважин с устройствами контроля притока, что позволяет нейтрализовать секцию в случае катастрофического прорыва газа или воды. Количество секций определяется техническими возможностями по установке в соответствии с фактическим разрезом по скважине, но не менее 3-х секций, при этом обеспечивается заколонная изоляция секций друг от друга. В каждую секцию устанавливаются автономные или регулируемые устройства контроля притока.3. Sectional completion of oil wells with inflow control devices, which allows to neutralize the section in the event of a catastrophic breakthrough of gas or water. The number of sections is determined by the technical capabilities for installation in accordance with the actual section of the well, but not less than 3 sections, while secured annular isolation of the sections from each other. In each section, autonomous or adjustable inflow control devices are installed.

4. Система ППД с предварительной закачкой способствует переориентации вектора депрессии в латеральное направление и расформированию конуса, снижает негативные последствия при возникновении технологических рисков, таких как неточность проводки скважин по пласту или негерметичность пакера в секционном заканчивании, повышает устойчивость способа к геологическим неопределенностям. Уплотнение сетки скважин до расстояния между скважинами менее 200 м ведет к дальнейшему повышению эффективности ППД в части профилактики конусообразования, поскольку повышение давление от закачки начинает раньше воздействовать на околоскважинное пространство нефтедобывающей скважины. Объем и длительность предварительной закачки рассчитывается в зависимости от свойств пласта и флюидов, а также текущих показателей работы скважин с помощью гидродинамического моделирования.4. The PPM system with preliminary injection promotes the reorientation of the depression vector in the lateral direction and deformation of the cone, reduces negative consequences when technological risks arise, such as inaccurate well drilling in the reservoir or leakage of the packer in section completion, increases the method's resistance to geological uncertainties. The densification of the grid of wells to a distance between the wells of less than 200 m leads to a further increase in the efficiency of pressure maintenance in terms of preventing cone formation, since the increase in injection pressure begins to affect the near-borehole space of an oil well earlier. The volume and duration of the preliminary injection is calculated depending on the properties of the reservoir and fluids, as well as the current performance of the wells using hydrodynamic modeling.

5. Одновременная добыча нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки в районе добычи нефти уменьшает развитие градиента давления в вертикальном направлении и таким образом контролирует развитие конуса газа, эффективность повышается в комбинации с системой ППД по способу.5. The simultaneous production of oil from the oil rim and gas from the gas cap in the area of oil production reduces the development of the pressure gradient in the vertical direction and thus controls the development of the gas cone, the efficiency is improved in combination with the PPM system according to the method.

6. Гибкое управление режимом работы скважин (Рзаб, объемы добычи и закачки) в зависимости от показателей ГФ, обводненности и темпов падения дебита нефти, что обеспечивает оперативный контроль за вытеснением и надежность способа в условиях геологической неопределенности. Несколько точек контроля за вытеснением (нефтедобывающая, нагнетательная и газовая скважины, а также отдельные секции) позволяют значительно улучшить динамику добычи нефти без дополнительных капитальных затрат.6. Flexible control of the mode of operation of the wells (Rzab, production and injection volumes) depending on the GF indicators, water cut and the rate of decline in oil production, which provides operational control over the displacement and reliability of the method in conditions of geological uncertainty. Several control points for the displacement (oil, injection and gas wells, as well as individual sections) can significantly improve the dynamics of oil production without additional capital costs.

Способ предполагает одновременное применение всех компонентов. Результаты вычислительных экспериментов показывают, что применение технологии значительно повышает перспективы коммерчески успешной эксплуатации маломощных подгазовых оторочек высоковязкой нефти в условиях высокой геологической неоднородности. Выполнена приблизительная оценка накопленного эффекта от применения способа (таблица 2).The method involves the simultaneous use of all components. The results of computational experiments show that the application of the technology significantly increases the prospects for the commercially successful operation of low-power sub-gas rims of high-viscosity oil in conditions of high geological heterogeneity. A rough estimate of the cumulative effect of the application of the method (table 2).

Figure 00000002
Figure 00000002

Использованная в способе совокупность существенных признаков позволяет решить поставленную задачу повышения нефтеотдачи и контроля перемещения ГНК для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки.The combination of essential features used in the method allows us to solve the problem of increasing oil recovery and controlling the movement of GOC to reduce the rate of cone formation of gas from the gas cap.

Заявленный способ позволяет осуществлять рентабельную разработку маломощных подгазовых оторочек высоковязкой нефти, в которых расстояние от ствола нефтедобывающей скважины до газовой шапки составляет 5-15 метров, в том числе при наличии частичных перемычек вблизи ГНК. Также он может применяться и в других характерных случаях: эксплуатация приконтактных запасов нефти в случае наличия двух и более нефтенасыщенных пропластков в разрезе; для нивелирования несовершенства проводки горизонтального ствола скважины, в результате чего одна его часть может быть существенно ближе к ГНК, чем остальная часть.The claimed method allows for the cost-effective development of low-power gas-filled rims of highly viscous oil, in which the distance from the trunk of the oil well to the gas cap is 5-15 meters, including in the presence of partial jumpers near the gas station. It can also be used in other typical cases: exploitation of near-oil reserves in the case of two or more oil-saturated interlayers in the section; to mitigate the imperfection of the horizontal wellbore wiring, as a result of which one part of it can be significantly closer to the GOC than the rest.

Способ позволяет осуществлять добычу газа в существенных объемах, которые могут использоваться для собственных нужд, например генерации электроэнергии, либо продаваться. Кроме того, добываемые объемы газа могут использоваться для внедрения энергоемких методов увеличения нефтеотдачи, например тепловых методов воздействия на пласт на месторождениях высоковязкой нефти, где газ используется для нагрева воды.The method allows for the production of gas in significant volumes that can be used for own needs, for example, electricity generation, or sold. In addition, the produced volumes of gas can be used to implement energy-intensive methods of increasing oil recovery, for example, thermal methods of stimulating the formation in high-viscosity oil fields, where gas is used to heat water.

Таким образом, в том или ином масштабе способ может быть применен как на этапе проектирования, так и на этапе оптимизации разработки большого числа подгазовых оторочек высоковязкой нефти.Thus, on one scale or another, the method can be applied both at the design stage and at the stage of optimizing the development of a large number of sub-gas rims of high-viscosity oil.

Claims (3)

1. Способ разработки газонефтяных залежей, включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, добычу газа из газовой шапки в заданных и контролируемых объемах одновременно с добычей нефти из нефтяной оторочки, отличающийся тем, что в горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций, дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины, через которые до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового, чем формируют основной приток флюида в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению, добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин, тем самым поддерживая стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа, при этом в конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах.1. A method of developing gas and oil deposits, including drilling horizontal production wells, producing gas from a gas cap in predetermined and controlled volumes simultaneously with oil production from an oil rim, characterized in that annular packers and autonomous or adjustable inflow control devices are installed in a horizontal section of oil producing wells with the creation in the oil-saturated interval of at least 3 sections isolated from each other, additionally horizontal injection wells are drilled in the oil rim the wells through which, before the start of the operation of oil producing wells, they inject an injection agent to create a pressure higher than the initial reservoir pressure in the field of oil production, which forms the main fluid flow into the oil wells in the lateral direction, gas is produced through one or several horizontal wells in the gas cap located at an angle or perpendicular to oil wells in volumes that allow you to create a depression funnel in the gas cap above the area of fluid production in of the oil part in the area of oil wells, thereby maintaining the stability of gas-oil contact with a delay in the formation of the gas cone, while gas wells include blank inserts located above the injection wells with a length of at least one distance between the oil and injection wells, preventing the production of fluids in these intervals. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нагнетательные горизонтальные скважины бурят на расстоянии не более 200 м от нефтедобывающих скважин.2. The method according to p. 1, characterized in that the horizontal injection wells are drilled at a distance of not more than 200 m from oil wells. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в одном элементе разработки бурят не менее двух горизонтальных газовых скважин на расстоянии не более 20 м от газонефтяного контакта и не ближе 100 м друг от друга.3. The method according to p. 1, characterized in that at least two horizontal gas wells are drilled in one development element at a distance of not more than 20 m from the gas-oil contact and not closer than 100 m from each other.
RU2015149530A 2015-11-19 2015-11-19 Method of developing oil and gas deposits RU2610485C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015149530A RU2610485C1 (en) 2015-11-19 2015-11-19 Method of developing oil and gas deposits

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015149530A RU2610485C1 (en) 2015-11-19 2015-11-19 Method of developing oil and gas deposits

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2610485C1 true RU2610485C1 (en) 2017-02-13

Family

ID=58458515

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015149530A RU2610485C1 (en) 2015-11-19 2015-11-19 Method of developing oil and gas deposits

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2610485C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2737437C1 (en) * 2019-10-29 2020-11-30 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Method of operating horizontal wells in weakly cemented manifold
RU2814676C1 (en) * 2023-07-25 2024-03-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина Oil deposit development method

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4445574A (en) * 1980-03-24 1984-05-01 Geo Vann, Inc. Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation
RU2154156C2 (en) * 1998-06-22 2000-08-10 Предприятие "Астраханьгазпром" РАО "Газпром" Method of oil-gas pool development
RU2260681C2 (en) * 2001-08-06 2005-09-20 Ухтинский государственный технический университет (УГТУ) Oil and gas deposit development method
RU2390625C1 (en) * 2009-01-16 2010-05-27 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method of developing oil rim of bottom oil-and-gas field
RU2547530C1 (en) * 2013-09-19 2015-04-10 Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") Method of development of gas-and-oil reservoirs

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4445574A (en) * 1980-03-24 1984-05-01 Geo Vann, Inc. Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation
RU2154156C2 (en) * 1998-06-22 2000-08-10 Предприятие "Астраханьгазпром" РАО "Газпром" Method of oil-gas pool development
RU2260681C2 (en) * 2001-08-06 2005-09-20 Ухтинский государственный технический университет (УГТУ) Oil and gas deposit development method
RU2390625C1 (en) * 2009-01-16 2010-05-27 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method of developing oil rim of bottom oil-and-gas field
RU2547530C1 (en) * 2013-09-19 2015-04-10 Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") Method of development of gas-and-oil reservoirs

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2737437C1 (en) * 2019-10-29 2020-11-30 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Method of operating horizontal wells in weakly cemented manifold
RU2814676C1 (en) * 2023-07-25 2024-03-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина Oil deposit development method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11808121B2 (en) Methods and systems to control flow and heat transfer between subsurface wellbores connected hydraulically by fractures
US9494025B2 (en) Control fracturing in unconventional reservoirs
EA001243B1 (en) Method for stimulating production from lenticular natural gas formations
CN112392472B (en) Method and device for determining integrated development mode of shale and adjacent oil layer
RU2382183C1 (en) Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method
Furui et al. A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application
Zanganeh et al. The role of hydraulic fracture geometry and conductivity profile, unpropped zone conductivity and fracturing fluid flowback on production performance of shale oil wells
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2515651C1 (en) Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
Zhang et al. Accounting for remaining injected fracturing fluid in shale gas wells
Anderson* et al. Maximizing productive stimulated reservoir volume in the eagle ford-an infill case study
US20210148211A1 (en) Methods and systems for ballooned hydraulic fractures and complex toe-to-heel flooding
Manchanda et al. Overcoming the impact of reservoir depletion to achieve effective parent well refracturing
RU2547530C1 (en) Method of development of gas-and-oil reservoirs
RU2550642C1 (en) Method of oil field development with horizontal wells
RU2610485C1 (en) Method of developing oil and gas deposits
RU2514046C1 (en) Method of oil pool development
RU2290498C1 (en) Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness
Jakobsen et al. Pinpoint hydrajet fracturing in multilayered sandstone formation completed with slotted liners
Sylvester et al. A method for stimulation candidate well selection
Amadi et al. Understanding water cut trends in Permian Basin unconventional reservoirs and their relationship to development and production strategies
Karacaer et al. Multi-well Modeling in the Eagle Ford: An Investigation of Redevelopment, Infill and Refrac Opportunities
RU2583471C1 (en) Method for development of multilayer oil reservoir
RU2242594C1 (en) Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well
Pirayesh et al. Enhancing volumetric sweep efficiency in waterfloods using in-situ non-conductive barrier fractures