RU2616016C9

RU2616016C9 - Recovery method for solid carbonate reservoirs

Info

Publication number: RU2616016C9
Application number: RU2016117970A
Authority: RU
Inventors: Наиль Ульфатович Маганов; Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Венера Гильмеахметовна Базаревская
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date: 2016-05-10
Filing date: 2016-05-10
Publication date: 2017-07-26
Also published as: RU2616016C1

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method includes drilling of horizontal wells, cementing of the annular space between the production casing and the reservoir in the horizontal shaft, the secondary penetration of the field with the orientation direction of perforation holes, conduction of multistage hydraulic fracturing, application of packers for separation of horizontal shaft to the sections, and product selection from the horizontal wells. According to the invention, the oil-saturated reservoir is selected with the average thickness H≥50 m and the average absolute permeability of less than 2 mD, the collector is drilled with parallel horizontal wells, the horizontal shafts of which are directed perpendicular to the main maximum collector voltage vector. Horizontal shafts are arranged vertically in three rows at the equal distances from one another h = (0.25-0.45) H. The horizontal shafts of the middle row are disposed in the plane between horizontal shafts of the upper and lower rows at the distance x = (1-5) h along the horizontal line. The length of each horizontal shaft is performed to be equal to 1 ≥ 8 h. In the wells of the upper row along the horizontal shaft the casing string and the cement stone lower half of the circumference is perforated, in the wells of the lower row - the upper, in the middle row wells the horizontal shafts are perforated along the whole area. All wells are subjected to the acid multistage hydraulic fracturing with the distance between the stages of not more than 50 m. Moreover, the location of each corresponding stage of the fracturing in the neighboring wells is performed in the staggered order. The rate and the volume of the pumped acid are determined according to the conditions, firstly, the formation of the carbonate dissolving structure, representing the branched hollows; secondly, the half-length of the fractures a = (0.5-1.0)·x and the half-height of the fractures c = (0.5-1.0)·h. After the multistage hydraulic fracturing, the wells of upper and lower rows - the production wells are completed and commissioned into production. At each reduction of the oil production rate of the production wells to the values lower than economically reasonable, such wells are stopped, and the middle row wells - injection wells are pumped by gas until the injection pressure increases at least in three times, and then the stopped production wells are allowed to work.

EFFECT: oil recovery of thick solid carbonate oil reservoirs increase.

3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).The invention relates to the oil industry and may find application in the development of powerful dense carbonate oil reservoirs using multi-stage hydraulic fracturing (MHF).

Известен способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение скважины, цементирование горизонтального ствола скважины, перфорацию и формирование трещин с помощью гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающих горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва каждый перфорированный участок, через который производят гидроразрыв пласта, изолируют от остальной части колонны пакерами. Согласно изобретению, бурение горизонтального ствола скважины осуществляют в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой горизонтального ствола скважины, а перфорацию, азимутально сориентированную интервалами, производят с помощью гидромеханического щелевого перфоратора за одну спускоподъемную операцию, после чего спускают пакеры, отсекая каждый интервал, равный длине сформировавшейся щели, от остальной части колонны, а гидроразрыв пласта в горизонтальной части ствола скважины производят последовательно, начиная с дальнего от оси вертикального ствола скважины перфорированного участка горизонтального ствола скважины, причем гидромеханическую щелевую перфорацию выполняют двухстороннюю по формированию щелей, которые расположены относительно друг друга на 180° в вертикальной плоскости напротив друг друга, относительно оси горизонтального ствола скважины в одном интервале, либо выполняют одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию с поворотом на 180° в вертикальной плоскости относительно оси горизонтального ствола скважины, поочередно через каждый последующий интервал - в шахматном порядке, равный длине сформированной щели, либо при малой толщине продуктивного пласта и при наличии активной подошвенной воды производят одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию в направлении кровли пласта. Дополнительно проводят водоизоляционные работы на каждом из интервалов в отдельности через трещину разрыва (патент РФ №2401942, кл. Е21В 43/26, опубл. 20.10 2010). A known method of hydraulic fracturing in a horizontal wellbore, including drilling a well, cementing a horizontal wellbore, perforating and forming cracks using hydraulic fracturing in a horizontal wellbore sequentially, starting from the end farthest from the axis of the vertical wellbore communicating the horizontal wellbore with the producing formation at the same time, during the next hydraulic fracturing, each perforated section through which hydraulic fracturing is performed is isolated from the rest of the column by packers. According to the invention, the drilling of a horizontal wellbore is carried out in the oil-saturated part of the reservoir with cementing the annular space between the casing and rock of the horizontal wellbore, and the perforation, azimuthally oriented by the intervals, is performed using a hydromechanical slotted perforator in one round-trip operation, after which the packers are lowered, cutting off each interval equal to the length of the formed gap from the rest of the column, and hydraulic fracturing in the horizon the entire part of the wellbore is performed sequentially, starting from the perforated section of the horizontal wellbore farthest from the axis of the vertical wellbore, and the hydromechanical slotted perforation is double-sided to form slots, which are 180 ° relative to each other in the vertical plane opposite each other, relative to the axis of the horizontal wellbore wells in one interval, or perform one-sided hydromechanical slotted perforation with a rotation of 180 ° in a vertical plane relative to the axis of the horizontal wellbore, alternately after each subsequent interval - in a checkerboard pattern equal to the length of the formed gap, or with a small thickness of the productive formation and in the presence of active bottom water, produce one-way hydromechanical slotted perforation in the direction of the formation roof. Additionally, waterproofing works are carried out at each of the intervals separately through the fracture gap (RF patent No. 2401942, class E21B 43/26, publ. 20.10 2010).

Недостатком известного способа является неконтролируемое развитие трещины в высоту, что при последующей эксплуатации скважины приводит к ее быстрому обводнению. Разработка нефтяных залежей таким способом характеризуется невысокой нефтеотдачей. The disadvantage of this method is the uncontrolled development of a fracture in height, which during subsequent operation of the well leads to its rapid flooding. The development of oil deposits in this way is characterized by low oil recovery.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой, включающий бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. В известном способе, горизонтальный ствол скважины в продуктивном пласте бурят параллельно направлению максимального напряжения горных пород, затем в горизонтальный ствол скважины на колонне гибких труб - ГТ - спускают перфоратор и выполняют перфорационные отверстия в горизонтальном стволе скважины в один ряд, извлекают колонну ГТ с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ надувным пакером, спускают колонну ГТ до забоя осевым перемещением колонны ГТ от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля с плотностью, большей плотности воды, в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра горизонтального ствола, сажают надувной пакер, производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором перфорационных отверстий и верхней части сечения горизонтального ствола скважины на 1/3 диаметра горизонтального ствола, производят распакеровку надувного пакера, далее производят ГРП в оставшейся части горизонтального ствола, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ от устья к забою до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором, по окончании выполнения поинтервального ГРП производят освоение скважины свабированием, при этом вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами и деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины и извлекается из скважины (патент РФ №2558058, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.07.2015 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of interval hydraulic fracturing of a carbonate formation in a horizontal wellbore with bottom water, comprising drilling a horizontal wellbore in a producing formation with cementing the annular space between the casing and rock, descent into the horizontal wellbore on a pipe string perforator and the implementation of perforations in the horizontal wellbore directed azimuthally upward, descent us tubing with a packer into the wellbore, the packer landing, injecting through the pipe string fracturing fluid and formation of cracks in hydraulic fracturing horizontal wellbore. In the known method, a horizontal wellbore in a producing formation is drilled parallel to the direction of maximum rock stress, then a perforator is lowered into a horizontal wellbore on a string of flexible pipes — GT — and holes are drilled in a horizontal wellbore in a row, a GT string with a perforator is removed from wells, dismantle the punch, then equip the bottom of the GT column with an inflatable packer, lower the GT column to the bottom by axial movement of the GT column from the mouth to the bottom at a distance of 50 m from with a speed of 0.5 m / min and simultaneous injection of a viscous gel with a density greater than the density of water, in a volume that ensures filling with the viscoelastic composition of the lower part of the horizontal wellbore section by 2/3 of the horizontal wellbore diameter, an inflatable packer is planted, hydraulic fracturing is performed by injection of a thickened acidic the composition, followed by filling with gelled liquid with a destructor of perforations and the upper part of the horizontal wellbore section by 1/3 of the horizontal wellbore diameter, unpack inflatable packer, then the hydraulic fracturing is carried out in the remaining part of the horizontal well; for this, the operations described above are repeated, starting from the axial displacement of the GT string from the mouth to the bottom to fill the treated interval with gelled liquid with a destructor; the gel liquefies upon contact with the formation fluids and releases the drained sections of the horizontal wellbore and is removed from the well (RF patent No. 2558058, cl. ЕВВ 43/27, publ. 07/27/2015 - prototype).

Известный способ позволяет управлять направлением роста трещины, однако не учитывает расположения соседних скважин, которые могут привести к отрицательному эффекту от гидроразрыва. Также не учитывается энергетическое состояние залежи при разработке данным способом. Гидроразрыв приводит к резкому повышению дебитов, но снижает конечную нефтеотдачу. The known method allows you to control the direction of growth of the fracture, but does not take into account the location of neighboring wells, which can lead to a negative effect from hydraulic fracturing. Also, the energy state of the deposit is not taken into account when developing this method. Hydraulic fracturing leads to a sharp increase in flow rates, but reduces the ultimate oil recovery.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов.In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery powerful dense carbonate oil reservoirs.

Задача решается тем, что в способе разработки плотных карбонатных коллекторов, включающем бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин, согласно изобретению, выбирают нефтенасыщенный коллектор со средней толщиной H ≥ 50 м и средней абсолютной проницаемостью не более 2 мД, коллектор разбуривают параллельными горизонтальными скважинами, горизонтальные стволы которых направлены перпендикулярно вектору главного максимального напряжения коллектора, горизонтальные стволы размещают по вертикали в три ряда на равном расстоянии друг от друга h = (0,25-0,45)·Н, горизонтальные стволы среднего ряда располагают в плане между горизонтальными стволами верхнего и нижнего рядов на расстоянии x = (1-5)·h по горизонтали, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 8·h, в скважинах верхнего ряда вдоль по горизонтальному стволу перфорируют нижнюю половину окружности эксплуатационной колонны и цементного камня, в скважинах нижнего ряда – верхнюю, в скважинах среднего ряда горизонтальные стволы перфорируют по всей площади, во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем в плане местоположение каждой ступени МГРП в соседних скважинах выполняют в шахматном порядке, скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей собой разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,5-1,0)·х и полувысотой трещин с = (0,5-1,0)·h, после МГРП скважины верхнего и нижнего рядов - добывающие скважины - осваивают и пускают в добычу, при каждом снижении дебита нефти добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения данные скважины останавливают, в скважины среднего ряда - нагнетательные скважины - закачивают газ до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в три раза, после чего остановленные добывающие скважины пускают в работу.The problem is solved in that in a method for developing dense carbonate reservoirs, including drilling horizontal wells, cementing an annular space between the casing and the reservoir in the horizontal wellbore, re-opening the deposit with the oriented direction of the perforations, conducting multi-stage hydraulic fracturing - hydraulic fracturing, the use of packers for separation horizontal trunks to sites, the selection of products from horizontal wells, according to the invention, choose oil-saturated to a collector with an average thickness of H ≥ 50 m and an average absolute permeability of not more than 2 mD, the collector is drilled by parallel horizontal wells, the horizontal trunks of which are directed perpendicular to the main maximum stress vector of the collector, horizontal trunks are placed vertically in three rows at an equal distance from each other h = (0.25-0.45) · N, horizontal trunks of the middle row are located in the plan between the horizontal trunks of the upper and lower rows at a distance x = (1-5) · h horizontally, the length of each horizon the borehole is equal to l ≥ 8 · h, the lower half of the circumference of the production string and cement stone is perforated along the horizontal well in the wells of the upper row, in the wells of the lower row - the upper half, in the wells of the middle row, horizontal bores are perforated over the entire area, in all wells acid multi-stage hydraulic fracturing with a distance between steps of no more than 50 m, moreover, in terms of the location of each multi-stage hydraulic fracturing in neighboring wells is staggered, the speed and volume of injected acid is determined from the conditions first, the formation of a carbonate dissolution structure, which is a branched cavity, and secondly, the half-length of cracks a = (0.5-1.0) · x and half-height of cracks c = (0.5-1.0) · h, after multi-stage hydraulic fracturing, the wells of the upper and lower rows — production wells — are mastered and put into production, with each decrease in the oil production rate of the production wells below an economically viable value, these wells are stopped, and the wells of the middle row — injection wells — pump gas until the pressure downloads will not grow at least three times after of stopped production wells allowed to work.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Под плотными здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые нефтенасыщенные коллекторы с проницаемостью, варьирующейся в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10^-6 мкм²). Небольшие пропластки или зоны также могут составлять несколько единиц мД (10^-3 мкм²). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.Dense here refers to heterogeneous low-permeable oil-saturated reservoirs with permeability varying from a few units to several hundred mcD (10 ^-6 μm ² ). Small interlayers or zones can also be several units of MD (10 ^-3 μm ² ). An example of such collectors is domanic deposits on the territory of the Republic of Tatarstan.

На нефтеотдачу мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки. Основным объектом воздействия для повышения нефтеотдачи является скелет породы – повышение его проницаемости. Для этого широкое применение нашли технологии гидроразрыва пласта (ГРП), для карбонатных пород – кислотные гидроразрывы пласта. Однако гидроразрыв в таких коллекторах приводит к кратковременному эффекту ввиду достаточно быстрого падения пластового давления. При этом ввиду преимущественной гидрофобности породы и низкой его проницаемости закачать в нее воду для целей поддержания пластового давления достаточно сложно. Увеличение давления нагнетания приводит лишь к авто-ГРП. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные коллекторы. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов. Задача решается следующим образом.The oil recovery of powerful dense carbonate oil reservoirs is significantly affected by the efficiency of the development system being created. The main object of influence to increase oil recovery is the skeleton of the rock - increasing its permeability. For this, hydraulic fracturing (Fracturing) technologies have found widespread use; for carbonate rocks, acid hydraulic fracturing has been used. However, hydraulic fracturing in such reservoirs leads to a short-term effect due to a rather rapid drop in reservoir pressure. Moreover, due to the predominant hydrophobicity of the rock and its low permeability, it is rather difficult to pump water into it to maintain reservoir pressure. An increase in discharge pressure leads only to hydraulic fracturing. Thus, existing technical solutions do not fully allow the efficient development of these collectors. In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery powerful dense carbonate oil reservoirs. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка нефтяного коллектора в фас с размещением в шахматном порядке горизонтальных стволов. На фиг. 2 приведено схематическое изображение в плане нефтяного коллектора с размещением горизонтальных скважин. На фиг. 3 представлено схематическое изображение участка нефтяного коллектора с профилем горизонтальных скважин. Обозначения: 1 – участок нефтенасыщенного коллектора, 2 – горизонтальные добывающие скважины верхнего ряда, 3 – горизонтальные добывающие скважины нижнего ряда, 4 – горизонтальные нагнетательные скважины среднего ряда, 5 – перфорационные отверстия добывающих скважин 2 верхнего ряда, 6 – перфорационные отверстия добывающих скважин 3 верхнего ряда, 7 – перфорационные отверстия нагнетательных скважин 4 среднего ряда, 8 – колонны труб, 9 – фильтры, 10 – пакеры в горизонтальных стволах между ступенями МГРП, 11 – пакеры в месте соединения колонны труб 8 с фильтром 9, H – средняя толщина коллектора, h – расстояние между горизонтальными стволами соседних скважин в вертикальной плоскости, х – расстояние между горизонтальными стволами соседних скважин в горизонтальной плоскости, l – длина горизонтальных стволов скважин 2-4, b – расстояние между ступенями МГРП, w^д – трещина МГРП в добывающих скважинах 2, 3, w^н – трещина МГРП в нагнетательных скважинах 4, с – полувысота трещины МГРП, a – полудлина трещины МГРП.In FIG. 1 is a schematic representation of a vertical section of a section of an oil reservoir in a face with staggered horizontal trunks. In FIG. 2 is a schematic plan view of an oil reservoir with horizontal wells. In FIG. 3 is a schematic representation of a section of an oil reservoir with a profile of horizontal wells. Designations: 1 - section of oil-saturated reservoir, 2 - horizontal production wells of the upper row, 3 - horizontal production wells of the lower row, 4 - horizontal injection wells of the middle row, 5 - perforation holes of production wells 2 of the upper row, 6 - perforation holes of production wells 3 of the upper rows, 7 - perforations of injection wells 4 of the middle row, 8 - pipe strings, 9 - filters, 10 - packers in horizontal shafts between the stages of hydraulic fracturing, 11 - packers at the junction of the column pipes 8 with a filter 9, H is the average thickness of the reservoir, h is the distance between the horizontal wells of adjacent wells in the vertical plane, x is the distance between the horizontal wells of neighboring wells in the horizontal plane, l is the length of the horizontal wells 2-4, b is the distance between by stages of hydraulic fracturing, w ^d - hydraulic fracturing in production wells 2, 3, w ⁿ - hydraulic fracturing in injection wells 4, c - half-height of hydraulic fracturing, a - half-length of hydraulic fracturing.

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

Участок 1 плотного карбонатного нефтенасыщенного коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет не более 2 мД, а средняя толщина H ≥ 50 м, разбуривают горизонтальными добывающими скважинами 2, 3 и горизонтальными нагнетательными скважинами 4 (фиг. 1, 2, 3). Горизонтальные стволы скважин 2, 3 и 4 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем располагают по вертикали в три ряда на равном расстоянии друг от друга h = (0,25-0,45)·Н. Горизонтальные стволы среднего ряда (нагнетательных скважин 4) размещают в плане между горизонтальными стволами верхнего и нижнего рядов (соответственно добывающих скважин 2 и 3) на расстоянии x = (1-5)·h. Таким образом, горизонтальные стволы располагают в шахматном порядке при рассмотрении в фас (фиг. 1). Горизонтальные стволы размещают перпендикулярно вектору главного максимального напряжения σ_max коллектора, т.е. выбирают из соображений максимального охвата последующего МГРП. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2-4 выполняют равной l ≥ 8·h. Section 1 of a dense carbonate oil-saturated reservoir, the average absolute permeability of which is not more than 2 mD, and the average thickness H ≥ 50 m, are drilled by horizontal producing wells 2, 3 and horizontal injection wells 4 (Fig. 1, 2, 3). Horizontal wellbores 2, 3, and 4 are placed parallel to each other in a vertical plane, and are arranged vertically in three rows at an equal distance from each other h = (0.25-0.45) · N. Horizontal trunks of the middle row (injection wells 4) are placed in plan between the horizontal trunks of the upper and lower rows (production wells 2 and 3, respectively) at a distance x = (1-5) · h. Thus, the horizontal trunks are staggered when viewed in front (Fig. 1). Horizontal trunks are placed perpendicular to the vector of the main maximum stress σ _{max of the} reservoir, i.e. chosen for reasons of maximum coverage of subsequent multistage fracturing. The length of each horizontal wellbore 2-4 is equal to l ≥ 8 · h.

Далее скважины 2, 3 и 4 обсаживают, цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной и коллектором. Горизонтальные стволы вторично вскрывают с ориентированным направлением перфорационных отверстий. В скважинах 2 верхнего ряда вдоль по горизонтальному стволу перфорируют нижнюю половину окружности эксплуатационной колонны и цементного камня, получая перфорационные отверстия 5, в скважинах 3 нижнего ряда – верхнюю, получая перфорационные отверстия 6, что позволяет исключить развитие трещин выше и ниже продуктивной толщины пласта. В скважинах 4 среднего ряда горизонтальные стволы перфорируют по всей площади, получая перфорационные отверстия 7. Для проведения данных операций применяют перфораторы, спускаемые в горизонтальные стволы на колоннах гибких труб.Next, wells 2, 3 and 4 are cased, the annulus between the casing and the reservoir is cemented. Horizontal trunks are re-opened with the oriented direction of the perforations. In the wells 2 of the upper row along the horizontal well, the lower half of the circumference of the production string and cement stone is perforated, obtaining perforations 5, in the wells 3 of the lower row - the upper, receiving perforations 6, which eliminates the development of cracks above and below the reservoir thickness. In wells 4 of the middle row, horizontal trunks are perforated over the entire area, receiving perforations 7. For conducting these operations, perforators are used that are lowered into horizontal trunks on strings of flexible pipes.

Во всех скважинах 2-4 проводят кислотный МГРП по любой из известных технологий от «носка» горизонтального ствола к его «пятке». Расстояние b между ступенями устанавливают не более 50 м. Причем в плане местоположение каждой ступени МГРП в соседних скважинах выполняют в шахматном порядке, т.е. ступни МГРП соседних в плане добывающих и нагнетательных скважин 2-4 и 3-4 не совпадают, но совпадают в соседних добывающих 2 и 3, а также в соседних нагнетательных 4 (фиг. 2). Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий:In all wells 2-4, acid multistage fracturing is carried out according to any of the known technologies from the “toe” of the horizontal trunk to its “heel”. The distance b between the steps is set to not more than 50 m. Moreover, in terms of the location of each stage of multi-stage hydraulic fracturing in neighboring wells, they are staggered, i.e. the feet of the multistage hydraulic fracturing of production and injection wells 2-4 and 3-4 adjacent in terms of planes do not coincide, but they coincide in neighboring production 2 and 3, as well as in neighboring injection 4 (Fig. 2). The speed and volume of injected acid is determined from the conditions:

- образования структуры растворения карбонатов, представляющей собой разветвленные полости, - the formation of the structure of the dissolution of carbonates, which is a branched cavity,

- полудлиной трещин a = (0,5-1,0)·х,- half-length of cracks a = (0.5-1.0) · x,

- полувысотой трещин с = (0,5-1,0)·h.- half-height of cracks with = (0.5-1.0) · h.

В результате кислотного МГРП получают систему разветвленных трещин для добывающих скважин – w^д _n, для нагнетательных скважин – w^н _n, где n – номер ступени МГРП. As a result of acid multistage fracturing, a system of branched fractures is obtained for producing wells — w ^d _n , for injection wells — w ⁿ _n , where n is the number of the multistage fracturing stage.

Согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее, коллекторы относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по бурению горизонтальных скважин с проведением МГРП эффективно, с точки зрения экономики. Согласно расчетам, при толщине коллектора H менее 50 м, предлагаемый способ КГД значительно снижает нефтеотдачу ввиду уменьшения охвата залежи. Расстояние h между горизонтальными стволами по вертикали определено из условий максимального охвата по толщине трещинами МГРП с учетом последующей эффективной разработки. Согласно расчетам, при величине h < 0,25·Н участки пласта выше нагнетательной скважины и ниже добывающей не охвачены воздействием, а при h > 0,45·Н появляется большой риск вскрытия зон не коллектора. According to the Decree of the Government of the Russian Federation No. 700-R, with permeability values of 2 mD or less, reservoirs are classified as hard to recover reserves and they are subject to reduced mineral extraction tax (MET), which allows for horizontal drilling with multi-stage fracturing , in terms of economics. According to calculations, with a collector thickness H less than 50 m, the proposed QGD method significantly reduces oil recovery due to a decrease in reservoir coverage. The vertical distance h between the horizontal shafts is determined from the conditions of maximum coverage over the thickness by multi-fracturing fractures, taking into account the subsequent effective development. According to calculations, at a value of h <0.25 · N, sections of the formation above the injection well and below the production are not affected, and at h> 0.45 · N, there is a great risk of opening zones of the non-reservoir.

Расстояние х между соседними горизонтальными стволами верхнего и нижнего рядов в плане определено из условий максимального охвата пласта по площади трещинами МГРП с учетом последующей эффективной разработки. Согласно расчетам, при величине х < 1,0·h возникают сложности, связанные с тем, что длина трещин последующего МГРП оказывается меньше высоты, что значительно снижает охват по площади, а при x > 5,0·h возникает опасность соединения трещин МГРП соседних добывающих и нагнетательных скважин ввиду необходимости создания их достаточно протяженными по длине. Все это приводит к снижению нефтеотдачи. The distance x between the adjacent horizontal trunks of the upper and lower rows in the plan is determined from the conditions of maximum coverage of the reservoir over the area with multi-fracturing fractures, taking into account the subsequent effective development. According to the calculations, for x <1.0 · h, difficulties arise due to the fact that the length of the cracks of the subsequent multi-fracturing is less than the height, which significantly reduces the coverage over the area, and for x> 5.0 · h there is a danger of joining adjacent multi-fracture fractures production and injection wells due to the need to create them quite long in length. All this leads to a decrease in oil recovery.

Аналогично, с целью достижения большего охвата, определено значение длин l горизонтальных стволов. Плотные коллекторы характеризуются высокой зональной неоднородностью. Согласно расчетам, при l < 8·h, ввиду вскрытия значительного количества зон не коллектора, эффективная длина скважины сильно снижается, что приводит к низкому охвату и невысокой нефтеотдаче.Similarly, in order to achieve greater coverage, the lengths l of horizontal trunks are determined. Dense reservoirs are characterized by high zonal heterogeneity. According to calculations, for l <8 · h, due to the opening of a significant number of non-reservoir zones, the effective length of the well is greatly reduced, which leads to low coverage and low oil recovery.

Согласно исследованиям, для коллекторов с проницаемостью менее 2 мД, при расстоянии между ступенями МГРП более 50 м, охват пласта значительно снижается, что также уменьшает нефтеотдачу. Структура трещин кислотного МГРП, представляющая собой разветвленные полости, наиболее подходит для слабопроницаемых карбонатных коллекторов и характеризуется максимальным охватом залежи. According to studies, for reservoirs with a permeability of less than 2 mD, with a distance between hydraulic fracturing steps of more than 50 m, formation coverage is significantly reduced, which also reduces oil recovery. The fracture structure of acid multi-fracturing, which is a branched cavity, is most suitable for low-permeability carbonate reservoirs and is characterized by the maximum coverage of the reservoir.

Ввиду того что местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в соседних в плане добывающей и нагнетательной скважинах не совпадает в структурном плане, согласно расчетам, полудлина а трещин МГРП каждой ступени не должна превышать расстояния х между соседними горизонтальными стволами по горизонтали, т.к. при a > 1,0·х возникает опасность соединения трещин МГРП соседних скважин. При a < 0,5·х охват по площади снижается, что приводит к низкой нефтеотдаче. Аналогично подбиралась, согласно расчетам, оптимальная полувысота с трещин ступеней МГРП, которая должна покрывать расстояние h между скважинами по вертикали, но не быть больше неё, т.к. при с > 1,0·h возникает опасность выхода трещин за пределы пласта, что может привести к обводнению скважины. При этом если с < 0,5·h, то охват по толщине снижается, что приводит к низкой нефтеотдаче.Due to the fact that the location of each respective hydraulic fracturing stage in the production and injection wells adjacent in terms of planes does not coincide in the structural plan, it is estimated that the half-length and fractures of the hydraulic fracturing of each stage should not exceed the horizontal distance x between adjacent horizontal shafts, since at a> 1.0 · x, there is a danger of connecting fractures of the multi-fracturing of adjacent wells. When a <0.5 · x, coverage over area decreases, which leads to low oil recovery. According to the calculations, the optimal half-height from the fractures of the multi-stage fracturing steps was selected that should cover the vertical distance h between the wells, but not be greater than it, because at c> 1.0 · h, there is a danger of fractures leaving the formation, which can lead to watering the well. Moreover, if c <0.5 · h, then the thickness coverage decreases, which leads to low oil recovery.

После МГРП в скважины 2-4 спускают колонны труб 8 с фильтрами 9 в горизонтальных стволах и установленными на фильтрах 9 пакерами 10 для герметизации пространства между эксплуатационной колонной и фильтром 9. Причем пакеры 10 устанавливают в точках горизонтальных стволов между ступенями МГРП. В месте соединения колонны труб 8 с фильтром 9 также устанавливают пакер 11 для герметизации межтрубного пространства. Таким образом, горизонтальные стволы разделяют на участки с возможностью отключения определенных участков ствола пакерами 10.After the multistage hydraulic fracturing, columns of pipes 8 with filters 9 in horizontal shafts and packers 10 installed on the filters 9 are lowered into wells 2-4 to seal the space between the production string and filter 9. Moreover, the packers 10 are installed at the points of horizontal trunks between the stages of the multistage fracturing. At the junction of the pipe string 8 with the filter 9, a packer 11 is also installed to seal the annulus. Thus, the horizontal trunks are divided into sections with the ability to disable certain sections of the barrel packers 10.

Далее добывающие скважины 2 и 3 промывают, осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти одной из добывающих скважин 2 и/или 3 ниже экономически рентабельного значения в соответствующие нагнетательные скважины 4 (одновременно в две нагнетательные скважины, расположенные по обе стороны от добывающей скважины) среднего ряда закачивают газ (CO₂, N₂ или углеводородный газ). При этом указанные добывающие скважины останавливают. Закачку ведут до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в три раза, т.к. при меньшем значении, согласно исследованиям, восстановление пластового давления в плотных коллекторах недостаточно. После этого остановленные добывающие скважины пускают в работу. Согласно исследованиям, применение газа наиболее эффективно для преимущественно гидрофобных коллекторов, кроме того, газ намного подвижнее воды, что позволяет ему проникать в глубь пласта, восстанавливая пластовое давление и частично растворяясь в нефти.Next, production wells 2 and 3 are washed, mastered and put into production. With each decrease in the oil production rate of one of the producing wells 2 and / or 3 below an economically viable value, the middle row injects gas (CO ₂ , N ₂ or hydrocarbon) into the corresponding injection wells 4 (simultaneously into two injection wells located on both sides of the production well) gas). At the same time, these production wells are stopped. The injection is carried out until the injection pressure rises at least three times, because at a lower value, according to studies, the restoration of reservoir pressure in dense reservoirs is not enough. After that, stopped production wells are put into operation. According to studies, the use of gas is most effective for predominantly hydrophobic reservoirs, in addition, the gas is much more mobile than water, which allows it to penetrate deep into the reservoir, restoring the reservoir pressure and partially dissolving in oil.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка плотного карбонатного коллектора.Development is carried out until the full economically viable development of a dense carbonate reservoir section.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов.The result of the implementation of this method is to increase oil recovery powerful dense carbonate oil reservoirs.

Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.

Пример 1. Участок 1 плотного карбонатного нефтенасыщенного коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет 2 мД, а средняя толщина H = 50 м, разбуривают четырьмя горизонтальными добывающими скважинами 2, 3 и тремя горизонтальными нагнетательными скважинами 4 (фиг. 1, 2, 3). Горизонтальные стволы скважин 2, 3 и 4 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем располагают по вертикали в три ряда на равном расстоянии друг от друга h = 0,45·Н = 0,45·50 = 22,5 м. Горизонтальные стволы среднего ряда (нагнетательных скважин 4) размещают в плане между горизонтальными стволами верхнего и нижнего рядов (соответственно добывающих скважин 2 и 3) на расстоянии x = 5·h = 5·22,5 = 112,5 м. Горизонтальные стволы размещают перпендикулярно вектору главного максимального напряжения σ_max коллектора. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2-4 выполняют равной l = 8·h = 8·22,5 = 180 м. Example 1. Section 1 of a dense carbonate oil-saturated reservoir, the average absolute permeability of which is 2 mD and the average thickness H = 50 m, are drilled with four horizontal producing wells 2, 3 and three horizontal injection wells 4 (Fig. 1, 2, 3). Horizontal boreholes 2, 3 and 4 are placed parallel to each other in a vertical plane, and vertically arranged in three rows at an equal distance from each other h = 0.45 · N = 0.45 · 50 = 22.5 m. Horizontal boreholes the middle row (injection wells 4) is placed in plan between the horizontal trunks of the upper and lower rows (respectively, production wells 2 and 3) at a distance of x = 5 · h = 5 · 22.5 = 112.5 m. Horizontal trunks are placed perpendicular to the main vector maximum stress σ _{max of the} collector. The length of each horizontal wellbore 2-4 is equal to l = 8 · h = 8 · 22.5 = 180 m.

Далее скважины 2, 3 и 4 обсаживают, цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной и коллектором. Горизонтальные стволы вторично вскрывают с ориентированным направлением перфорационных отверстий. В скважинах 2 верхнего ряда вдоль по горизонтальному стволу перфорируют нижнюю половину окружности эксплуатационной колонны и цементного камня, получая перфорационные отверстия 5, в скважинах 3 нижнего ряда – верхнюю, получая перфорационные отверстия 6, в скважинах 4 среднего ряда горизонтальные стволы перфорируют по всей площади, получая перфорационные отверстия 7. Для проведения данных операций применяют перфораторы, спускаемые в горизонтальные стволы на колоннах гибких труб. В качестве перфоратора применяют перфорационную систему ПК114КЛ ORION (ЗАО «Взрывгеосервис», Республика Башкортостан, г. Нефтекамск, ул. Магистральная, 19).Next, wells 2, 3 and 4 are cased, the annulus between the casing and the reservoir is cemented. Horizontal trunks are re-opened with the oriented direction of the perforations. In the wells 2 of the upper row, the lower half of the circumference of the production string and cement stone is perforated along the horizontal well, receiving perforations 5, in the wells 3 of the lower row, the upper one, receiving perforations 6, in the wells 4 of the middle row, horizontal shafts are perforated over the entire area, obtaining perforations 7. For carrying out these operations, perforators are used that are lowered into horizontal trunks on the columns of flexible pipes. The perforating system PK114KL ORION is used as a perforator (CJSC Vzryvgeoservis, Republic of Bashkortostan, Neftekamsk, 19 Magistralnaya St.).

Во всех скважинах 2-4 проектируют кислотный МГРП по технологии со сдвоенными пакерами, спускаемыми на гибких трубах, с проведением разрывов от «носка» горизонтального ствола к его «пятке». Расстояние b между ступенями МГРП определяют расчетами оптимального охвата на гидродинамической модели, b=45 м. Причем в плане местоположение каждой ступени МГРП в соседних скважинах выполняют в шахматном порядке, т.е. ступни МГРП соседних в плане добывающих и нагнетательных скважин 2-4 и 3-4 не совпадают, но совпадают в соседних добывающих 2 и 3, а также в соседних нагнетательных 4 (фиг. 2). Таким образом, получают по четыре ступени МГРП в каждой скважине 2-4.Acid multi-stage hydraulic fracturing is designed in all wells 2-4 according to the technology with twin packers launched on flexible pipes, with breaks from the “toe” of the horizontal trunk to its “heel”. The distance b between the hydraulic fracturing steps is determined by calculating the optimal coverage on the hydrodynamic model, b = 45 m. Moreover, in terms of location, each hydraulic fracturing step in neighboring wells is performed in a checkerboard pattern, i.e. the feet of the multistage hydraulic fracturing of production and injection wells 2-4 and 3-4 adjacent in terms of planes do not coincide, but they coincide in neighboring production 2 and 3, as well as in neighboring injection 4 (Fig. 2). Thus, four stages of multi-stage fracturing in each well 2-4 are obtained.

Лабораторными исследованиями определяют оптимальное давление (скорость) закачки кислоты для образования разветвленных полостей. В качестве кислоты используют 22%-ную соляную кислоту. Моделированием определяют оптимальную полудлину a = 0,5·х = 0,5·112,5 ≈ 56 м и полувысоту трещин с = 1,0·h = 1,0·22,5 = 22,5 м. Laboratory studies determine the optimal pressure (speed) of acid injection for the formation of branched cavities. As the acid using 22% hydrochloric acid. Modeling determines the optimal half-length a = 0.5 · x = 0.5 · 112.5 ≈ 56 m and half-height of cracks with = 1.0 · h = 1.0 · 22.5 = 22.5 m.

Далее осуществляют кислотный МГРП, в результате которого получают систему разветвленных трещин для добывающих скважин – w^д _n, для нагнетательных скважин – w^н _n, где n – номер ступени МГРП. Next, acid multistage fracturing is carried out, as a result of which a branched crack system is obtained for producing wells — w ^d _n , for injection wells — w ⁿ _n , where n is the number of the multistage fracturing stage.

После МГРП в скважины 2-4 спускают колонны труб 8 с фильтрами 9 в горизонтальных стволах и установленными на фильтрах 9 пакерами 10 для герметизации пространства между эксплуатационной колонной и фильтром 9. Причем пакеры 10 устанавливают в точках горизонтальных стволов между ступенями МГРП. В месте соединения колонны труб 8 с фильтром 9 также устанавливают механический пакер 11 для герметизации межтрубного пространства. Таким образом, горизонтальные стволы разделяют на участки с возможностью отключения определенных участков ствола пакерами 10.After the multistage hydraulic fracturing, columns of pipes 8 with filters 9 in horizontal shafts and packers 10 installed on the filters 9 are lowered into wells 2-4 to seal the space between the production string and filter 9. Moreover, the packers 10 are installed at the points of horizontal trunks between the stages of the multistage fracturing. At the junction of the pipe string 8 with the filter 9, a mechanical packer 11 is also installed to seal the annulus. Thus, the horizontal trunks are divided into sections with the ability to disable certain sections of the barrel packers 10.

Далее добывающие скважины 2 и 3 промывают, осваивают и пускают в добычу. При снижении через 10 месяцев дебита нефти одной из добывающих скважин 3 до 0,5 т/сут, т.е. ниже экономически рентабельного значения, данную добывающую скважину останавливают, в соответствующие нагнетательные скважины 4 (одновременно в две нагнетательные скважины, расположенные по обе стороны от добывающей скважины 3) среднего ряда закачивают углекислый газ CO₂ с расходом 400 м³/сут. Закачку ведут до тех пор, пока давление закачки не вырастет в три раза. Затем закачку СО₂ прекращают, а добывающую скважину 3 пускают в добычу.Next, production wells 2 and 3 are washed, mastered and put into production. If after 10 months the oil production rate of one of the producing wells decreases 3 to 0.5 t / day, i.e. below an economically viable value, this production well is stopped in the corresponding injection wells 4 (at the same time into two injection wells located on both sides of the production well 3) mid-range carbon dioxide is pumped with CO ₂ flow rate of 400 m ³ / day. The injection is carried out until the injection pressure increases three times. Then the injection of CO _{2 is} stopped, and the production well 3 is put into production.

Операции по повторной закачке СО₂ повторяют еще 10 раз в течение всего периода разработки участка 1 плотного карбонатного коллектора на каждой из добывающих скважин 2 и 3 при снижении дебита нефти до 0,5 т/сут.The re-injection of CO _{2 is} repeated 10 more times during the entire period of development of section 1 of the dense carbonate reservoir at each of the production wells 2 and 3 with a decrease in oil production to 0.5 t / day.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 плотного карбонатного коллектора.Development is carried out until the full economically viable development of section 1 of the dense carbonate reservoir.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Средняя толщина коллектора H = 200 м, горизонтальные стволы скважин 2 и 3 размещают на расстоянии по вертикали h = 0,25·Н = 0,25·200 = 50 м, по горизонтали х = 1,0·Н = 1,0·200 = 200 м. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2-4 выполняют равной l = 10·h = 10·50 = 500 м. Расстояние между ступенями МГРП b=50 м. Таким образом, получают по 10 ступеней МГРП на каждой скважине. Моделированием определяют оптимальную полудлину a = 1,0·х = 1,0·200 = 200 м и полувысоту трещин с = 0,5·h = 0,5·50 = 25 м. В качестве газа используют попутный нефтяной газ с вышележащих традиционных коллекторов.Example 2. Perform as example 1. The average thickness of the reservoir H = 200 m, horizontal boreholes 2 and 3 are placed at a vertical distance h = 0.25 · N = 0.25 · 200 = 50 m, horizontal x = 1, 0 · Н = 1,0 · 200 = 200 m. The length of each horizontal wellbore 2-4 is equal to l = 10 · h = 10 · 50 = 500 m. The distance between the hydraulic fracturing steps is b = 50 m. Thus, 10 stages of multi-stage fracturing at each well. By modeling, the optimal half-length a = 1.0 · x = 1.0 · 200 = 200 m and half-height of the cracks with = 0.5 · h = 0.5 · 50 = 25 m are determined. Associated petroleum gas from overlying traditional gas is used collectors.

В результате разработки участка 1, которые ограничили снижением дебита нефти добывающих скважин 2 и 3 менее 0,5 т/сут при невозможности его увеличения закачкой газа в нагнетательные скважины 2, было добыто 289,7 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,259 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 165,5 тыс.т нефти, КИН составил 0,148 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,111 д.ед.As a result of the development of section 1, which was limited by a decrease in the oil production rate of producing wells 2 and 3 to less than 0.5 t / day, while it was impossible to increase it by gas injection into injection wells 2, 289.7 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor (CIN) was 0.259 units According to the prototype, ceteris paribus, 165.5 thousand tons of oil were produced, oil recovery factor amounted to 0.148 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.111 units

Предлагаемый способ позволяет повысить охват и коэффициент нефтеизвлечения мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов за счет применения кислотного МГРП и последующей периодичной закачки газа.The proposed method allows to increase the coverage and oil recovery coefficient of powerful dense carbonate oil reservoirs through the use of acid multistage fracturing and subsequent periodic gas injection.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery powerful dense carbonate oil reservoirs.

Claims

A method of developing dense carbonate reservoirs, including drilling horizontal wells, cementing an annular space between the casing and the reservoir in the horizontal borehole, re-opening the reservoir with the oriented direction of the perforations, conducting multi-stage hydraulic fracturing — hydraulic fracturing, using packers to divide horizontal trunks into sections, selecting products from horizontal wells, characterized in that an oil-saturated reservoir with an average thickness is selected H ≥ 50 m and average absolute permeability of not more than 2 mD, the collector is drilled by parallel horizontal wells, the horizontal shafts of which are directed perpendicular to the main maximum stress vector of the collector, horizontal shafts are placed vertically in three rows at an equal distance from each other h = (0.25 -0.45) · N, horizontal trunks of the middle row are arranged horizontally between the horizontal trunks of the upper and lower rows at a distance x = (1-5) · h horizontally, the length of each horizontal trunk is performed by l ≥ 8 · h, in the wells of the upper row, the lower half of the circumference of the production string and cement stone is perforated along the horizontal wellbore, in the wells of the lower row, the upper half, in the wells of the middle row, horizontal bores are perforated over the entire area, acid fracturing is performed in all wells with the distance between the steps is not more than 50 m, and in terms of the location of each stage of multi-stage hydraulic fracturing in neighboring wells is performed in a checkerboard pattern, the speed and volume of injected acid is determined from the conditions, firstly, the formation of the dissolution of carbonates, which is a branched cavity, and secondly, the half-length of the cracks a = (0.5-1.0) · x and half-height of the cracks c = (0.5-1.0) · h, after the multi-fracturing of the upper well and the lower rows — production wells — are mastered and put into production, with each decrease in the oil production rate of production wells below an economically viable value, these wells are stopped, and middle wells — injection wells — pump gas until the injection pressure rises at least three times, after which they stopped mining e wells allowed to work.