RU2626492C1 - Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir - Google Patents

Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir Download PDF

Info

Publication number
RU2626492C1
RU2626492C1 RU2016116346A RU2016116346A RU2626492C1 RU 2626492 C1 RU2626492 C1 RU 2626492C1 RU 2016116346 A RU2016116346 A RU 2016116346A RU 2016116346 A RU2016116346 A RU 2016116346A RU 2626492 C1 RU2626492 C1 RU 2626492C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
proppant
permeability
formation
pay
reservoir
Prior art date
Application number
RU2016116346A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Арслан Валерьевич Насыбуллин
Олег Вячеславович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
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 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2016116346A priority Critical patent/RU2626492C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2626492C1 publication Critical patent/RU2626492C1/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
    • E21B43/14Obtaining from a multiple-zone well
    • 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
    • E21B43/18Repressuring or vacuum methods
    • 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
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping

Abstract

FIELD: mining engineering.
SUBSTANCE: method includes drilling of vertical injection wells and of a production well with a horizontal wellbore, identification of pay formations with different permeability separated by impermeable interlayers, fastening casing strings and their perforation, injection of displacement fluid and recovery of well products. One horizontal wellbore is drilled in the pay formation located in the middle of the oil reservoir perpendicular to the direction of the main stress σmax. Then two vertical wellbores are drilled in the horizontal wellbore on the right and left side, drilling in all pay formations. The permeability of each pay formation is determined. The horizontal wellbore of the production well and the vertical wellbores of the injection wells are lined with casing strings. The perforation is done in vertical injection wells opposite each pay formation, and the perforation in the horizontal wellbore of the production well is done depending on the number of pay formations, perforated by the injection wells. Next, in each interval of perforation of the horizontal wellbore of the production well, interval hydraulic fractures are produced with the formation of fractures and their subsequent fixation by a proppant of a fraction corresponding to the permeability of each pay formation. To make a hydraulic fracture, a fracturing fluid with light proppant is injected into the lower pay formation. In order to make a hydraulic fracture within the pay formation where the horizontal wellbore is drilled, a fracturing fluid is injected without proppant. And in order to make a hydraulic fracture in the upper pay formation, a fracturing fluid is injected with a heavy proppant. To maintain hydraulic fractures, a carrying fluid with a 12/18 mesh proppant is pumped into a pay formation with a permeability of 0.01 to 40 mD, and a carrying fluid with a 20/40 mesh proppant is pumped into a pay formation with a permeability of 40 to 100 mD. A carrying fluid with a 40/80 mesh proppant is pumped into a pay formation with a permeability of 100 to 500 mD. Then, a pump is lowered into the horizontal wellbore of the production well, a displacement fluid is pumped through vertical injection wells into pay formations, the pump is started and the products are taken from the horizontal wellbore of the production well.
EFFECT: improved reliability of the method implementation.
3 dwg

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами.The invention relates to the field of development of oil fields represented by multilayer reservoirs heterogeneous in permeability.

Известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения разветвленными горизонтальными скважинами (патент RU №2339801, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.11.2008 г., бюл. №33), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурение из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных, и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений с пересечением непроницаемых пропластков, крепление обсадной колонны, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины. Причем при бурении горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов определяют границы зон с различной проницаемостью, пересекаемых этими стволами. Количество разветвлений определяют в зависимости, прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон коллектора, и из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения. Затем в горизонтальных и/или субгоризонтальных скважинах устанавливают пакер на границе зон коллекторов, отличающихся проницаемостями в 1,5 и более раз в зоне непроницаемого пропластка, а отбор продукции осуществляют при поддержании забойного давления для каждой выбранной зоны.A known method of developing a multilayer heterogeneous oil field with branched horizontal wells (patent RU No. 23339801, IPC ЕВВ 43/20, published on November 27, 2008, bull. No. 33), including drilling injection and production wells with vertical and horizontal and / or subhorizontal trunks at a specific location in each reservoir, drilling from horizontal and / or subhorizontal trunks of horizontal, and / or subhorizontal, and / or vertical branches with the intersection of impermeable layers, cre casing stringing, injection fluid injection and well production. Moreover, when drilling horizontal and / or subhorizontal shafts, the boundaries of zones with different permeability intersected by these shafts are determined. The number of branches is determined in dependence directly proportional to oil reserves, inversely proportional to the permeability of reservoir zones, and from the condition of ensuring uniform development of field reserves. Then, in horizontal and / or subhorizontal wells, a packer is installed at the boundary of reservoir zones differing in permeability by 1.5 or more times in the zone of impermeable interlayers, and production is selected while maintaining bottom-hole pressure for each selected zone.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, сложный технологический цикл осуществления способа, связанный с зарезкой из одной зоны коллектора горизонтальной скважины нескольких разветвлений и ее проводкой ограниченной мощностью самого коллектора;- firstly, the complex technological cycle of the method, associated with the cutting out of one branch of a horizontal well of several branches and its wiring with limited power of the collector itself;

- во-вторых, дороговизна осуществления способа, что связано с большими финансовыми и материальными затратами, так как в коллекторах (зонах с различной проницаемостью) из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов бурят разветвления, причем количество разветвлений определяют в зависимости, прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон;- secondly, the high cost of implementing the method, which is associated with high financial and material costs, since in the reservoirs (zones with different permeability), branches are drilled from horizontal and / or horizontal boreholes, and the number of branches is determined in dependence directly proportional to oil reserves, inversely proportional to the permeability of the zones;

- в-третьих, в процессе длительной разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения происходят снижение продуктивности или обводнение одного или нескольких коллекторов с зонами различной проницаемости, при этом не предусмотрены работы по интенсификации, и/или водоизоляции, или отключению обводнившихся коллекторов.- thirdly, in the course of the long-term development of a multilayer heterogeneous oil field, productivity or watering of one or several reservoirs with zones of different permeability decreases or there is no work to intensify and / or water isolation or shut off waterlogged reservoirs.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения (патент RU №2459934, МПК Е21В 43/14, опубл. 27.08.12 г., бюл. №24), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, а также установку пакеров на границе продуктивных пластов, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважин, при этом стволы добывающих скважин выполняют наклонно направленными под углом 45-87°. Напротив всех продуктивных пластов с различной проницаемостью производят разнонаправленное вскрытие суммарным сечением перфорационных каналов не менее 3⋅104 мм2. После чего определяют проницаемость в каждом вскрытом продуктивном пласте, при различиях в проницаемости в 1,8-2 раза и более производят технологические операции по выравниванию проницаемости в каждом продуктивном пласте с целью равномерной выработки запасов месторождения, каждую технологическую операцию в каждом из продуктивных пластов производят герметичным отсечением ее от остальных продуктивных пластов. После этого в ствол скважины спускают лифтовую колонну труб, оснащенную водонабухающими пакерами, с размещенными между ними перфорированными отверстиями и устанавливают эти пакеры на границах продуктивных пластов с различной проницаемостью. Затем оснащают лифтовую колонну труб насосным оборудованием и запускают скважину в работу, при обводнении зон коллектора водонабухающие пакеры расширяются и перекрывают соответствующие обводненному продуктивному пласту перфорационные отверстия, при этом продолжают отбор продукции из других продуктивных пластов до полного обводнения всех продуктивных пластов.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a multilayer heterogeneous oil field (patent RU No. 2459934, IPC ЕВВ 43/14, publ. 08/27/12, bull. No. 24), including the drilling of injection and production wells with vertical and horizontal trunks at a specific location in each reservoir, the selection of reservoirs with different permeability, separated by impermeable layers, the fastening of casing strings and their perforation, as well as the installation of packers at the borders productive layers, injecting the displacement fluid and the selection of well production, the production wells trunks operate obliquely directed at an angle of 45-87 °. Opposite all productive formations with different permeability, multidirectional opening is performed with a total section of perforation channels of at least 3 × 10 4 mm 2 . After that, the permeability is determined in each opened reservoir, with differences in permeability of 1.8-2 times or more, technological operations are performed to equalize the permeability in each reservoir to uniformly develop field reserves, each technological operation in each of the reservoirs is sealed cutting it off from the rest of the productive formations. After that, an elevator string of pipes equipped with water-swellable packers with perforated holes placed between them is lowered into the wellbore and these packers are installed at the boundaries of productive formations with different permeabilities. Then, an elevator pipe string is equipped with pumping equipment and the well is put into operation, while watering the reservoir zones, water-swellable packers expand and overlap perforation holes corresponding to the watered productive formation, while continuing to select products from other productive formations until all productive formations are completely flooded.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, низкая надежность реализации способа, обусловленная тем, что каждый продуктивный пласт необходимо герметично отсекать отдельно сверху и снизу эксплуатационными пакерами, что на практике очень сложно выполнить. Поэтому при разгерметизации двух близлежайших пакеров между двумя продуктивными пластами происходит переток продукции между этими продуктивными пластами через интервалы перфорации по обсадной колонне. В результате продукция из продуктивного пласта с меньшим пластовым давлением не будет поступать на прием насоса;- firstly, the low reliability of the method, due to the fact that each reservoir must be sealed separately from the top and bottom by operational packers, which in practice is very difficult to perform. Therefore, when two adjacent packers are depressurized between two reservoirs, production flows between these reservoirs at perforation intervals along the casing. As a result, products from the reservoir with lower reservoir pressure will not be received by the pump;

- во-вторых, неравномерная и неполная выработка запасов нефти из продуктивных пластов, в частности из продуктивного пласта, где проводился гидроразрыв пласта (ГРП). Это обусловлено тем, что наклонно-направленный ствол пробурен неперпендикулярно направлению главного напряжения σmax, поэтому в продуктивном пласте выполнение ГРП не даст должного эффекта, а значит, не обеспечит равномерную и полную выработку данного продуктивного пласта;- secondly, uneven and incomplete production of oil reserves from productive formations, in particular from a productive stratum where hydraulic fracturing was carried out. This is due to the fact that the directional trunk is drilled non-perpendicular to the direction of the main stress σ max , therefore, hydraulic fracturing in the reservoir will not give the desired effect, and therefore will not provide a uniform and complete development of this reservoir;

- в-третьих, проведение различных технологических операций (промывка растворителем, обработка призабойной зоны пласта, ГРП) не позволит выровнить приток нефти из всех продуктивных пластов в горизонтальный ствол добывающей скважины;- thirdly, carrying out various technological operations (washing with solvent, treatment of the bottom-hole zone of the formation, hydraulic fracturing) will not make it possible to equalize the influx of oil from all productive layers into the horizontal well of the producing well;

- в-четвертых, сложный технологический процесс реализации способа, так как помимо проведения различных технологических операций (промывка растворителем, обработка призабойной зоны пласта, ГРП) по выравниванию проницаемости продуктивных пластов с применением различного вида оборудования необходимо производить посадку эксплуатационных пакеров и эксплуатировать одну добывающую скважину с шестью пакерами (при наличии в разрезе трех продуктивных пластов).- fourthly, a complex technological process for implementing the method, since in addition to carrying out various technological operations (solvent washing, bottom-hole formation treatment, hydraulic fracturing) to level the permeability of productive formations using various types of equipment, it is necessary to land production packers and operate one production well with six packers (if there are three productive formations in the section).

Техническими задачами изобретения являются повышение надежности реализации способа, проведение равномерной и полной выработки запасов нефти из продуктивных пластов, гарантированное выравнивание притока нефти из всех продуктивных пластов в горизонтальный ствол добывающей скважины, а также упрощение технологического процесса реализации способа.The technical objectives of the invention are to increase the reliability of the implementation of the method, the uniform and complete development of oil reserves from productive formations, the guaranteed equalization of oil flow from all productive formations to the horizontal well of the producing well, as well as the simplification of the process of implementing the method.

Поставленные задачи решаются способом разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, включающим бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины.The tasks are solved by the method of developing a multilayer heterogeneous oil field, including drilling vertical injection wells and a producing well with a horizontal wellbore, isolating productive formations with different permeabilities separated by impermeable layers, attaching casing strings and perforating them, injecting displacing fluid and selecting production wells.

Новым является то, что в продуктивном пласте, находящемся посередине нефтяного месторождения, перпендикулярно направлению главного напряжения σmax бурят один горизонтальный ствол, затем справа и слева по направлению горизонтального ствола бурят по одной вертикальной скважине со вскрытием всех продуктивных пластов, определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, крепят обсадными колоннами горизонтальный ствол добывающей скважины, вертикальные стволы нагнетательных скважин и производят перфорацию в вертикальных нагнетательных скважинах напротив каждого продуктивного пласта, а в горизонтальном стволе добывающей скважины производят перфорацию в зависимости от количества продуктивных пластов, проперфорированных нагнетательными скважинами, далее в каждом интервале перфорации горизонтального ствола добывающей скважины производят поинтервальные гидроразрывы с образованием трещин и последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости каждого продуктивного пласта, для образования трещины гидроразрыва в нижнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом, для образования трещины гидроразрыва в пределах продуктивного пласта, в котором пробурен горизонтальный ствол, закачивают жидкость гидроразрыва без проппанта, а для образования трещины гидроразрыва в верхнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом, для крепления трещин гидроразрыва в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 40 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 40 до 100 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш, в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 40/80 меш, затем спускают насос в горизонтальный ствол добывающей скважины, производят закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины в продуктивные пласты, запускают насос и производят отбор продукции из горизонтального ствола добывающей скважины.What is new is that in the reservoir in the middle of the oil field, one horizontal well is drilled perpendicular to the direction of the main stress σ max , then one vertical well is drilled right and left in the direction of the horizontal well with the opening of all productive strata, the permeability of each productive stratum is determined, they fix the horizontal wellbore of the producing well, the vertical shafts of the injection wells, and perforate the vertical wells wells in front of each productive formation, and in the horizontal well of the producing well, perforation is performed depending on the number of productive layers perforated by injection wells, then in each interval of perforation of the horizontal well of the producing well, interval fracturing is performed with the formation of cracks and their subsequent proppant fixation of the fraction corresponding to permeability each reservoir, for the formation of hydraulic fractures in the lower reservoir hydraulic fracturing fluid with lightened proppant is pumped, hydraulic fracturing fluid without proppant is injected to form a hydraulic fracture within the reservoir where the horizontal well is drilled, and hydraulic fracturing with a heavier proppant is pumped in to form a hydraulic fracture in the upper reservoir, to fix hydraulic fractures in the reservoir a reservoir with a permeability of from 0.01 to 40 mD to hold the crack is pumped with a carrier fluid with a proppant 12/18 mesh, and in the reservoir with a perme with a capacity of 40 to 100 mD for mounting the crack, a carrier fluid with a proppant of 20/40 mesh fraction is pumped, in a reservoir with a permeability of 100 to 500 mD for mounting a crack, a carrier fluid with a proppant of 40/80 mesh is pumped, then the pump is lowered into a horizontal the wellbore of the producing well, injecting the displacing fluid through the vertical injection wells into the productive formations, start the pump and select products from the horizontal well of the producing well.

На фиг. 1, 2 и 3 схематично и последовательно изображен процесс реализации предлагаемого способа.In FIG. 1, 2 and 3 schematically and sequentially depicts the process of implementing the proposed method.

Многопластовое неоднородное нефтяное месторождение представлено несколькими продуктивными пластами, разделенными непроницаемыми пропластками, например тремя продуктивными пластами 1', 1" и 1''' (см. фиг. 1).A multilayer heterogeneous oil field is represented by several productive formations separated by impermeable layers, for example, three productive formations 1 ', 1 "and 1' '' (see Fig. 1).

В продуктивном пласте 1", находящемся посередине нефтяного месторождения, перпендикулярно направлению главного напряжения σmax бурят один горизонтальный ствол 2.In the reservoir 1 "located in the middle of the oil field, one horizontal well 2 is drilled perpendicular to the direction of the main stress σ max .

Затем справа и слева, например на расстоянии 100 м (см. фиг. 2), по направлению горизонтального ствола 2 бурят по одной вертикальной скважине 3 и 4 соответственно со вскрытием всех продуктивных пластов 1', 1" и 1''' (см. фиг. 1).Then, on the right and left, for example, at a distance of 100 m (see Fig. 2), in the direction of the horizontal shaft 2, one vertical well 3 and 4 is drilled, respectively, with the opening of all productive layers 1 ', 1 "and 1' '' (see Fig. 1).

Определяют проницаемость каждого продуктивного пласта 1', 1" и 1'''. Проницаемость продуктивных пластов 1', 1" и 1''' определяют по керну, отобранному из интервала каждого продуктивного пласта 1', 1" и 1'''.The permeability of each reservoir 1 ′, 1 ″ and 1 ″ ″ is determined. The permeability of the reservoir 1 ″, 1 ″ and 1 ″ ″ ″ is determined by a core sampled from the interval of each reservoir 1 ″, 1 ″ and 1 ″ ″.

Например, проницаемость составляет:For example, permeability is:

- продуктивного пласта 1' - 120 мД;- productive formation 1 '- 120 MD;

- продуктивного пласта 1" - 54 мД;- productive formation 1 "- 54 MD;

- продуктивного пласта 1''' - 35 мД.- 1 '' 'productive formation - 35 mD.

Крепят обсадными колоннами горизонтальный ствол 2 добывающей скважины и стволы вертикальных нагнетательных скважин 3 и 4. Производят перфорацию (на фиг. 1 показана условно) в вертикальных нагнетательных скважинах 3 и 4 напротив каждого продуктивного пласта 1', 1" и 1'''.The horizontal wellbore 2 of the producing well and the vertical injection wellbores 3 and 4 are fixed with casing strings. Perforation is performed (fig. 1 is shown conventionally) in the vertical injection wells 3 and 4 opposite each productive formation 1 ', 1 "and 1' ''.

В горизонтальном стволе 2 добывающей скважины производят перфорацию в зависимости от количества продуктивных пластов, проперфорированных нагнетательными скважинами 3 и 4. В данном примере таких три продуктивных пласта 1', 1" и 1''', а значит, в горизонтальном стволе 2 добывающей скважины выполняют перфорацию в трех интервалах (на фиг. 1 показаны условно).In the horizontal wellbore 2 of the producing well, perforation is performed depending on the number of productive formations perforated by the injection wells 3 and 4. In this example, these three productive formations are 1 ', 1 "and 1' '', and therefore, in the horizontal wellbore 2 of the producing well perforation in three intervals (in Fig. 1 are shown conditionally).

Далее в каждом интервале перфорации горизонтального ствола 2 (см. фиг. 3) добывающей скважины производят поинтервальные гидроразрывы с образованием трещин и последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости каждого продуктивного пласта 1', 1" и 1'''.Then, in each interval of perforation of the horizontal wellbore 2 (see FIG. 3), the production wells produce interval fractures with the formation of cracks and their subsequent proppant fixation of the fraction corresponding to the permeability of each reservoir 1 ', 1 "and 1' ''.

Поинтервальные гидроразрывы производят спуском в горизонтальный ствол 2 добывающей скважины технологической колонны труб с технологическим пакером (на фиг. 1, 2 и 3 не показан) и его посадкой перед интервалом перфорации при образовании каждой трещины гидроразрыва с целью защиты обсадной колонны горизонтального ствола 2 от действия высокого давления в процессе образования трещин гидроразрыва.Interval hydraulic fractures are carried out by lowering a production string of pipes with a technological packer (not shown in FIGS. 1, 2 and 3) into a horizontal wellbore 2 of a producing well and figuring them before the perforation interval during the formation of each hydraulic fracturing to protect the horizontal wellbore casing 2 from high pressure during fracturing.

В предлагаемом способе достигается равномерная и полная выработка запасов нефти из продуктивных пластов 1', 1'' и 1''' (см. фиг. 1 и 3) вследствие того, что горизонтальный ствол 3 добывающей скважины пробурен перпендикулярно направлению главного напряжения σmax, поэтому все трещины 5, 6, 7 в соответствующие продуктивные пласты 1', 1" и 1''' образуются перпендикулярно горизонтальному стволу 2 добывающей скважины, что обеспечит равномерную и полную выработку запасов нефти из всех продуктивных пластов 1', 1" и 1'''.In the proposed method, a uniform and complete development of oil reserves from productive formations 1 ', 1''and1''' is achieved (see Figs. 1 and 3) due to the fact that the horizontal wellbore 3 of the producing well is drilled perpendicular to the direction of the main stress σ max , therefore, all cracks 5, 6, 7 in the corresponding reservoirs 1 ', 1 "and 1"''are formed perpendicular to the horizontal wellbore 2 of the producing well, which will ensure uniform and complete production of oil reserves from all reservoirs 1', 1 "and 1 '''.

Повышается надежность реализации способа, так как при реализации способа исключается отсечение продуктивных пластов в добывающей скважине пакерами, что, в свою очередь, исключает возможные перетоки продукции между этими продуктивными пластами через интервалы перфорации по обсадной колонне.The reliability of the implementation of the method is increased, since when the method is implemented, cut-offs of productive formations in the producing well by packers are excluded, which, in turn, eliminates possible product flows between these productive formations through perforation intervals along the casing string.

Для образования трещины 5 гидроразрыва в нижний продуктивный пласт 1''' закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом.To form a hydraulic fracture 5, hydraulic fracturing fluid with lightweight proppant is pumped into the lower reservoir 1 ″ ″.

Для образования трещины 6 гидроразрыва в пределах продуктивного пласта 1'', в котором пробурен горизонтальный ствол 2, используют жидкость гидроразрыва без проппанта.For the formation of hydraulic fracture 6 within the reservoir 1 '', in which the horizontal wellbore 2 is drilled, hydraulic fracturing fluid without proppant is used.

Для образования трещины 7 гидроразрыва в верхнем продуктивном пласте 1' закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом.To form a fracture 7 of the fracturing in the upper reservoir 1 'pumped fracturing fluid with a heavier proppant.

В качестве жидкости гидроразрыва применяют любой известный состав, например линейный гель.As a fracturing fluid, any known composition, for example a linear gel, is used.

Для крепления трещин гидроразрыва в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 40 мД закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш.To fix hydraulic fractures in a reservoir with a permeability of 0.01 to 40 mD, a carrier fluid with a 12/18 mesh proppant is pumped.

В продуктивном пласте с проницаемостью от 40 до 100 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш.In a reservoir with a permeability of 40 to 100 mD, a carrier fluid with a proppant fraction of 20/40 mesh is pumped to secure the crack.

В продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД для креплении трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 40/80 меш.In a reservoir with a permeability of 100 to 500 mD, a carrier fluid with a proppant of 40/80 mesh is pumped to secure the crack.

Для значений проницаемости, приведенных выше, крепление трещин будет осуществляться следующим образом.For the permeability values given above, cracks will be fixed as follows.

Для образования трещины 5 гидроразрыва в нижнем продуктивном пласте 1''' закачивают жидкость гидроразрыва, например линейный гель в объеме 2 м3 с облегченным, например, сверхлегким проппантом 8 плотностью 1050 кг/м3, который в начавшей образовываться трещине 5 всплывает и исключает развитие трещины 5 вверх, далее, не прерывая процесса закачки, закачивают оставшийся объем жидкости гидроразрыва, например 6 м3 без проппанта, что приводит к развитию трещины 5 только вниз, т.е. в нижний продуктивный пласт 1''' ввиду образования сверху трещины 5 плотной набивки из облегченного проппанта 8. Затем крепят трещину 5 закачкой жидкости-носителя с проппантом 9 фракции (крупной) 12/18 меш, так как проницаемость продуктивного пласта 1''' - 35 мД.To form a hydraulic fracture 5 in the lower reservoir 1 ″, hydraulic fracturing fluid is injected, for example, a linear gel in a volume of 2 m 3 with a lightweight, for example, ultra-light proppant 8 with a density of 1050 kg / m 3 , which pops up in the crack 5 that begins to form and excludes development cracks 5 up, then, without interrupting the injection process, the remaining volume of hydraulic fracturing fluid, for example 6 m 3 without proppant, is pumped, which leads to the development of crack 5 only down, i.e. into the lower reservoir 1 '''due to the formation of a dense packing 5 of lightweight proppant 8 from the top of the crack 5. Then, the crack 5 is fixed by pumping a carrier fluid with proppant 9 fractions (large) 12/18 mesh, since the permeability of the reservoir 1''' - 35 md.

Для образования трещины 6 гидроразрыва в пределах продуктивного пласта 1", в котором пробурен горизонтальный ствол 2, закачивают жидкость гидроразрыва в объеме, например, 6 м3 без проппанта, при этом трещина 6 раскрывается равномерно в обоих направлениях относительно горизонтального ствола 2 добывающей скважины. Затем крепят трещину 6 закачкой жидкости-носителя с проппантом 10 фракции (средней) 20/40 меш, так как проницаемость продуктивного пласта 1" - 54 мД.In order to form a hydraulic fracture 6 within the reservoir 1 "in which the horizontal wellbore 2 is drilled, hydraulic fracturing fluid is pumped in a volume of, for example, 6 m 3 without proppant, and the fracture 6 opens evenly in both directions relative to the horizontal wellbore 2 of the producing well. Then a crack 6 is fixed by injection of a carrier fluid with proppant 10 fractions (medium) 20/40 mesh, since the permeability of the 1 "reservoir is 54 mD.

Для образования трещины 7 гидроразрыва в верхнем продуктивном пласте 1' закачивают жидкость гидроразрыва, например линейный гель в объеме 1,5 м3 с утяжеленным, например, стеклянным бисером плотностью 3700 кг/м3 проппантом 11, который в начавшей образовываться трещине 7 утопает в жидкости гидроразрыва и исключает развитие трещины 7 вниз, далее, не прерывая процесса закачки, закачивают оставшийся объем жидкости гидроразрыва, например 5 м3 без проппанта, что приводит к развитию трещины 7 только вверх, т.е. в верхний продуктивный пласт 1' ввиду образования снизу трещины 7 плотной набивки из утяжеленного проппанта 11. Затем крепят трещину 7 закачкой жидкости-носителя с проппантом 12 фракции (мелкой) 20/40 меш, так как проницаемость продуктивного пласта 1' - 120 мД.To form a hydraulic fracture 7, hydraulic fracturing fluid is pumped into the upper producing formation 1 ′, for example, linear gel in a volume of 1.5 m 3 with proppant 11, which is heavier, for example, glass beads, with a density of 3700 kg / m 3 , which is buried in the fluid 7 fracturing and eliminates the development of crack 7 down, then, without interrupting the injection process, the remaining volume of fracturing fluid, for example 5 m 3 without proppant, is pumped, which leads to the development of crack 7 only upwards, i.e. into the upper reservoir 1 'due to the formation of a dense packing of heavier proppant 11 from the bottom of the fracture 7. Then, the fracture 7 is fixed by pumping a carrier fluid with proppant 12 fractions (shallow) 20/40 mesh, since the permeability of the reservoir 1' is 120 mD.

Размер фракций облегченного 8 и утяжеленного 11 проппантов может быть любым, например 12/20 меш., так как он выполняет роль набивки.The size of the fractions of lightweight 8 and weighted 11 proppants can be any, for example 12/20 mesh., Since it acts as a packing.

Опытным путем установлено, что проводимость трещины, закрепленной проппантом крупной фракции выше, чем у трещины, закрепленной проппантом меньшей фракции (так как чем крупнее зерна проппанта, тем больше расстояние между зернами).It has been experimentally established that the conductivity of a crack fixed by a proppant of a large fraction is higher than that of a crack fixed by a proppant of a smaller fraction (since the larger the proppant grain, the greater the distance between the grains).

Поэтому в предлагаемом способе выравнивания профиля притока продукции в горизонтальный ствол 2 из продуктивных пластов 1', 1" и 1'" по трещинам 5, 6 и 7 добиваются за счет изменения проводимости этих трещин, т.е. выравнивания проводимости путем подбора фракций проппанта (мелкой, средней, крупной), крепящего эти трещины 5, 6 и 7, которые гидравлически сообщаются с соответствующими продуктивными пластами 1''', 1', 1'' и имеют различные значения проницаемости.Therefore, in the proposed method of leveling the profile of the influx of products into the horizontal wellbore 2 from the productive formations 1 ', 1 "and 1'" along cracks 5, 6 and 7, they are achieved by changing the conductivity of these cracks, i.e. alignment of conductivity by selection of proppant fractions (small, medium, large), fixing these cracks 5, 6 and 7, which are hydraulically connected with the corresponding productive layers 1 '' ', 1', 1 '' and have different values of permeability.

Спускают насос 13 в горизонтальный ствол 2 добывающей скважины, производят закачку вытесняющей жидкости, например воды, через вертикальные нагнетательные скважины 3 и 4 в продуктивные пласты 1', 1" и 1"' и запускают насос 13.The pump 13 is lowered into the horizontal wellbore 2 of the producing well, a displacing fluid, such as water, is injected through the vertical injection wells 3 and 4 into the productive formations 1 ′, 1 ″ and 1 ″ and the pump 13 is started.

Вытесняющая жидкость в продуктивных пластах 1''', 1', 1" создает фронт вытеснения нефти в трещины 5, 6, 7 разрыва соответственно. По трещинам 5, 6, 7 продукция попадает в горизонтальный ствол 2 добывающей скважины, откуда насосом 13 производят отбор продукции на устье скважины.The displacing fluid in the productive strata 1 '' ', 1', 1 "creates a front for oil displacement into fractures 5, 6, 7 of the fracture, respectively. According to cracks 5, 6, 7, the product enters the horizontal wellbore 2 of the producing well, from where the pump 13 is wellhead products.

Упрощается технологический процесс реализации способа, так как реализация способа основана на проведении только одного вида технологической операции - гидравлического разрыва пласта, а значит, и оборудование, применяемое для реализации способа, будет однотипным, а также исключается применение эксплуатационных пакеров при эксплуатации добывающей скважины. Все это снижает затраты на реализацию способа.The technological process of implementing the method is simplified, since the implementation of the method is based on only one type of technological operation - hydraulic fracturing, which means that the equipment used to implement the method will be of the same type, and the use of production packers during production well operation is excluded. All this reduces the cost of implementing the method.

Предлагаемый способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения позволяет:The proposed method for developing a multilayer heterogeneous oil field allows you to:

- повысить надежность реализации способа;- improve the reliability of the implementation of the method;

- произвести равномерную и полную выработку запасов нефти из всех продуктивных пластов;- to produce a uniform and complete development of oil reserves from all productive formations;

- гарантированно выравнять приток нефти из всех продуктивных пластов в горизонтальный ствол добывающей скважины;- guaranteed to equalize the flow of oil from all reservoirs into the horizontal wellbore of the producing well;

- упростить технологический процесс реализации способа.- simplify the process of implementing the method.

Claims (1)

Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины, отличающийся тем, что в продуктивном пласте, находящемся посередине нефтяного месторождения, перпендикулярно направлению главного напряжения σmax бурят один горизонтальный ствол, затем справа и слева по направлению горизонтального ствола бурят по одной вертикальной скважине со вскрытием всех продуктивных пластов, определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, крепят обсадными колоннами горизонтальный ствол добывающей скважины, вертикальные стволы нагнетательных скважин и производят перфорацию в вертикальных нагнетательных скважинах напротив каждого продуктивного пласта, а в горизонтальном стволе добывающей скважины производят перфорацию в зависимости от количества продуктивных пластов, проперфорированных нагнетательными скважинами, далее в каждом интервале перфорации горизонтального ствола добывающей скважины производят поинтервальные гидроразрывы с образованием трещин и последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости каждого продуктивного пласта, для образования трещины гидроразрыва в нижнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом, для образования трещины гидроразрыва в пределах продуктивного пласта, в котором пробурен горизонтальный ствол, закачивают жидкость гидроразрыва без проппанта, а для образования трещины гидроразрыва в верхнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом, для крепления трещин гидроразрыва в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 40 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 40 до 100 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш, в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 40/80 меш, затем спускают насос в горизонтальный ствол добывающей скважины, производят закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины в продуктивные пласты, запускают насос и производят отбор продукции из горизонтального ствола добывающей скважины.A method for developing a multilayer heterogeneous oil field, including drilling vertical injection wells and a producing well with a horizontal wellbore, isolating productive formations with different permeabilities separated by impermeable layers, attaching casing strings and perforating them, injecting displacing fluid and selecting production wells, characterized in that the reservoir is located in the middle of the oil field, perpendicular to the principal stress σ max drilled one the horizontal well, then right and left, in the direction of the horizontal well, they drill one vertical well with the opening of all productive formations, determine the permeability of each productive stratum, attach the horizontal well of the producing well, vertical wells of the injection wells and perforate in the vertical injection wells opposite each productive formation, and in the horizontal well of the producing well perforate depending on the amount of product reservoirs perforated by injection wells, then in each interval of perforation of the horizontal well of the producing well, interval fracturing is performed with the formation of cracks and their subsequent proppant fastening of the fraction corresponding to the permeability of each reservoir, hydraulic fracturing fluid is pumped into the lower reservoir to form a fracture, facilitated by proppan for the formation of hydraulic fractures within the reservoir in which the horizon is drilled the fractured fracture fluid without proppant is injected, and fracturing fluid with a heavier proppant is injected in the upper reservoir to form a fracture, fracture carrier fluid with proppant is injected to fix the fractures in the reservoir with a permeability of 0.01 to 40 mD; 12/18 mesh, and in the reservoir with a permeability of 40 to 100 mD, a carrier fluid with a proppant fraction of 20/40 mesh is pumped to secure the crack, in a reservoir with a permeability of 100 to 500 mD for crack propagation injects a carrier fluid with a proppant of 40/80 mesh, then the pump is lowered into the horizontal wellbore of the production well, the displacing fluid is pumped through vertical injection wells into productive formations, the pump is started and production is taken from the horizontal well of the producing well.
RU2016116346A 2016-04-26 2016-04-26 Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir RU2626492C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016116346A RU2626492C1 (en) 2016-04-26 2016-04-26 Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016116346A RU2626492C1 (en) 2016-04-26 2016-04-26 Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2626492C1 true RU2626492C1 (en) 2017-07-28

Family

ID=59632351

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016116346A RU2626492C1 (en) 2016-04-26 2016-04-26 Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2626492C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114075964A (en) * 2020-08-11 2022-02-22 中国石油天然气股份有限公司 Well pattern system and construction process thereof
RU2779704C1 (en) * 2022-02-21 2022-09-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Oil field development method

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4682652A (en) * 1986-06-30 1987-07-28 Texaco Inc. Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells
CN101122225A (en) * 2007-07-05 2008-02-13 尤尼斯油气技术(中国)有限公司 Fire flooding oil extraction method for vertical well gas-injection horizontal well oil extraction
RU2459934C1 (en) * 2011-04-26 2012-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2478164C1 (en) * 2011-10-07 2013-03-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer
RU2483207C2 (en) * 2011-07-29 2013-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of fractured high-viscosity oil deposit
RU2565617C1 (en) * 2014-10-13 2015-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4682652A (en) * 1986-06-30 1987-07-28 Texaco Inc. Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells
CN101122225A (en) * 2007-07-05 2008-02-13 尤尼斯油气技术(中国)有限公司 Fire flooding oil extraction method for vertical well gas-injection horizontal well oil extraction
RU2459934C1 (en) * 2011-04-26 2012-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2483207C2 (en) * 2011-07-29 2013-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of fractured high-viscosity oil deposit
RU2478164C1 (en) * 2011-10-07 2013-03-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer
RU2565617C1 (en) * 2014-10-13 2015-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114075964A (en) * 2020-08-11 2022-02-22 中国石油天然气股份有限公司 Well pattern system and construction process thereof
RU2779704C1 (en) * 2022-02-21 2022-09-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Oil field development method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9784085B2 (en) Method for transverse fracturing of a subterranean formation
RU2496001C1 (en) Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation
RU2459934C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2526937C1 (en) Method of low-permeable oil deposit development
US20060243443A1 (en) Multi-perf fracturing process
US9840900B2 (en) Process for inhibiting flow of fracturing fluid in an offset wellbore
RU2382183C1 (en) Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method
RU2591999C1 (en) Orientation method of hydraulic fracturing cracks in underground formation, developed by horizontal shafts
US11466549B2 (en) Reservoir stimulation comprising hydraulic fracturing through extended tunnels
RU2567918C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2612061C1 (en) Recovery method of shale carbonate oil field
RU2515651C1 (en) Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
RU2565617C1 (en) Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing
RU2681796C1 (en) Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2626492C1 (en) Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir
RU2578090C1 (en) Method of developing oil deposits
RU2382166C1 (en) Method of drilling-in
Serdyuk et al. Multistage Stimulation of Sidetrack Wellbores Utilizing Fiber-Enhanced Plugs Proves Efficient for Brown Oil Fields Development
RU2510456C2 (en) Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation
RU2618542C1 (en) Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures
RU2630514C1 (en) Method of operation of production and water-bearing formations separated by impermeable interlayer, well with horizontal shafts and cracks of formation hydraulic fracturing
RU2660973C1 (en) Method of developing an oil field with a fractured reservoir
RU2076923C1 (en) Method of formation of flagging screen in water-encroached rocks
US20160090829A1 (en) Fluid Diversion Through Selective Fracture Extension
RU2499885C2 (en) Water flooding method of oil deposits