RU2627338C1

RU2627338C1 - Solid carbonate oil deposits development method

Info

Publication number: RU2627338C1
Application number: RU2016117933A
Authority: RU
Inventors: Наиль Ульфатович Маганов; Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Владлен Борисович Подавалов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date: 2016-05-08
Filing date: 2016-05-08
Publication date: 2017-08-07

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention can be applied to develop powerful solid carbonate oil deposits using multistage hydraulic fracturing (MHF) into acid-gravity drainage mode (AGD). The method includes drilling of wells with horizontal tailing-in (WHT), cementing of an annular space between a production casing and a reservoir in a horizontal bore, secondary deposit penetration with the orientation direction of perforations in one row, carrying out of multistage hydraulic fracturing, packers application for separation of horizontal shaft into sites, and product extraction from the horizontal wells. According to the invention, a deposit is selected with an average thickness of the oil-saturated reservoir H ≥ 50 m and an average absolute permeability not more than 2 mD, the deposit is drilled with pairs of WHT, whose bores are arranged parallel in the vertical plane at a vertically distance h=(0.5-0.9)⋅H, with the upper WHT being completed with two horizontal bores parting at angle β=30-60°, the lower WHT is completed with one horizontal bore directed perpendicular to the vector of the main maximum collector voltage and being the bisector of the angle β in the plan. The length of each horizontal bore is made equal to l≥4⋅h. At the top of the WHT at each horizontal, bore perforations are oriented downward, and the horizontal bore of the lower WHT - upward. All wells are subject to the acid multistage hydraulic fracturing with the distance between the stages of no more than 50 m. Moreover, the location of each corresponding multistage hydraulic fracturing in the upper and lower wells does not match structurally. The rate and volume of injected acid is determined from the conditions, firstly, of forming a carbonate dissolution structure, being branched cavities, secondly, fractures half-length a=(0.2-1.0)⋅l⋅sin(β/2) and fractures height c=(0.5-1.0)⋅h. After MHF, the lower WHT are completed and started up for production. With each decrease in the oil production rate of the lower production wells below the economically viable value, in the respective upper injection wells, large-volume acid treatments are carried out. Wherein, prior to acid feeding, in the injection well, water is pumped with total mineralization of not more than 1 g/l and particles resistant to used acids impact, with diameters greater than the average diameter of pore collector channels, water with particles is injected as long as the injection pressure does not grow at least five times, thus, the deposit is developed in AGD mode.

EFFECT: enhanced oil recovery of powerful solid carbonate oil deposits.

2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощных плотных карбонатных залежей нефти с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в режиме кислотно-гравитационного дренирования (КГД).The invention relates to the oil industry and can find application in the development of powerful dense carbonate oil deposits using multistage hydraulic fracturing (MHF) in the mode of acid-gravity drainage (QGD).

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, сообщающего 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 productive formation at the same time, during the next hydraulic fracturing, each perforated section through which hydraulic fracturing is performed isolates t 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 flexible pipe string — GT and perforations are made in the horizontal wellbore in a row, a GT string with a perforator is removed from the well, 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 to a distance of 50 m from soon at a rate 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 of the composition, followed by filling the gelled liquid with a destructor of perforations and the upper part of the horizontal wellbore section by 1/3 of the diameter of the horizontal wellbore, unpack of an 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 залежей нефти.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery powerful dense carbonate oil deposits.

Задача решается тем, что в способе разработки плотных карбонатных залежей нефти, включающем бурение скважин с горизонтальным окончанием - СГО, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин, согласно изобретению выбирают залежь со средней толщиной нефтенасыщенного коллектора H ≥ 50 м и средней абсолютной проницаемостью не более 2 мД, залежь разбуривают парами СГО, стволы которых располагают параллельно в вертикальной плоскости на расстоянии по вертикали h = (0,5-0,9)·Н, причем верхнюю СГО выполняют с двумя расходящимися под углом β = 30-60° горизонтальными стволами, нижнюю СГО выполняют с одним горизонтальным стволом, направленным перпендикулярно вектору главного максимального напряжения коллектора и являющимся биссектрисой угла β в плане, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h, в верхней СГО в каждом горизонтальном стволе перфорационные отверстия ориентируют вниз, а в горизонтальном стволе нижней СГО – вверх, во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в верхней и нижней скважинах не совпадает в структурном плане, скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,2-1,0)·l·sin(β/2) и высотой трещин с = (0,5-1,0)·h, после МГРП нижние СГО осваивают и пускают в добычу, при каждом снижении дебита нефти нижних добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения в соответствующих верхних нагнетательных скважинах проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит как минимум в пять раз, таким образом, залежь разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД.The problem is solved in that in a method for developing dense carbonate oil deposits, including drilling wells with a horizontal ending, CGS, cementing the annular space between the casing and the collector in a horizontal wellbore, re-opening the deposit with the oriented direction of the perforations in one row, multistage fracturing, application packers for dividing horizontal shafts into sections, selecting products from horizontal wells, according to the invention, a reservoir with an average oil saturation thickness is selected of the collector H ≥ 50 m and the average absolute permeability of not more than 2 mD, the deposit is drilled in pairs of SGOs, whose trunks are parallel to the vertical plane at a vertical distance h = (0.5-0.9) · N, and the upper SGO is performed with two diverging horizontal trunks diverging at an angle β = 30-60 °, the lower SGO is performed with one horizontal trunk directed perpendicular to the vector of the main maximum collector voltage and being the bisector of angle β in plan, the length of each horizontal trunk is equal to l ≥ 4 · h, in the upper GSS in each horizontal well, the perforations are oriented downward, and in the horizontal well of the lower GHS, they are oriented upward, acid fracturing is performed in all wells with a distance between steps of no more than 50 m, and the location of each corresponding fracturing step in the upper and lower wells is not coincides structurally, the speed and volume of the injected acid is determined from the conditions, firstly, the formation of the structure of dissolution of carbonates, which is a branched cavity, and secondly, the half-length of cracks a = (0.2- 1,0) · l · sin (β / 2) and fracture height s = (0.5-1.0) · h, after multi-stage hydraulic fracturing, the lower SGOs are developed and put into production, each time the oil production rate of the lower producing wells is lower economically cost-effective in the corresponding upper injection wells carry out large-volume acid treatments, and before the acid is fed into the injection well, water is pumped with a total mineralization of not more than 1 g / l and particles resistant to the acids used, with dimeters exceeding the average diameter of the pore channels of the collector, water with particles pumped up until the injection pressure does not grow at least five times, thus, developing a deposit in the mode of acid-gravity drainage - CGD.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Под плотными нефтяными залежами здесь понимаются залежи неоднородных слабопроницаемых коллекторов 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 залежей могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.Dense oil deposits here refers to deposits of heterogeneous low-permeability reservoirs with permeability ranging from several 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 deposits is domanic deposits on the territory of the Republic of Tatarstan.

На нефтеотдачу мощных плотных карбонатных залежей нефти 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 ГРП. Однако гидроразрыв в таких залежах приводит к кратковременному эффекту ввиду достаточно быстрого падения пластового давления. При этом ввиду преимущественной гидрофобности породы и низкой его проницаемости закачать в нее пластовую или сточную 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 залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощных плотных карбонатных залежей нефти. Задача решается следующим образом.The oil recovery of powerful dense carbonate oil deposits is significantly affected by the efficiency of the developed development system. 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 fracturing has been used. However, hydraulic fracturing in such deposits 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 quite difficult to pump in it formation or waste water into it to maintain reservoir pressure. An increase in discharge pressure leads only to hydraulic fracturing. Thus, the existing technical solutions do not fully allow the effective development of these deposits. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery powerful dense carbonate oil deposits. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка нефтяной залежи с профилем СГО. На фиг. 2 приведено схематическое изображение участка нефтяной залежи в плане с размещением СГО. Обозначения: 1 – участок нефтенасыщенной залежи, 2 –нагнетательные СГО, 3 – добывающие СГО, 4 – перфорационные отверстия нагнетательных скважин 2, 5 – перфорационные отверстия добывающих скважин 3, 6 – колонны труб, 7 – фильтры, 8 – пакера в горизонтальных стволах между ступенями МГРП, 9 – пакера в месте соединения колонны труб 6 с фильтром 7, H – средняя толщина коллектора, h – расстояние между горизонтальными стволами скважин 2 и 3 в вертикальной плоскости, l – длина горизонтальных стволов скважин 2 и 3, b – расстояние между ступенями МГРП, β – угол в плане между горизонтальными стволами нагнетательной СГО 2, w^д – трещины МГРП добывающих скважин 3, w^н – трещины МГРП нагнетательных скважин 3, с – высота трещины МГРП, a – полудлина трещины МГРП.In FIG. 1 is a schematic representation of a vertical section of a section of an oil reservoir with an SGO profile. In FIG. Figure 2 shows a schematic representation of a section of an oil deposit in plan with the placement of an SGO. Designations: 1 - section of oil-saturated deposits, 2 - injection reservoirs, 3 - production reservoirs, 4 - perforations of injection wells 2, 5 - perforations of production wells 3, 6 - pipe strings, 7 - filters, 8 - packers in horizontal trunks between stages of hydraulic fracturing, 9 - packer at the junction of the pipe string 6 with filter 7, H - average collector thickness, h - distance between horizontal boreholes 2 and 3 in a vertical plane, l - length of horizontal boreholes 2 and 3, b - distance between multi-stage hydraulic fracturing, β - ug l in terms of the horizontal shafts injection CDF 2, w ^d - cracks MGRP production wells 3, w ⁿ - cracks MGRP injectors 3, with - the height MGRP crack, a - half length MGRP crack.

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

На участке 1 залежи нефти, представленной плотным карбонатным типом коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет не более 2 мД, а средняя толщина H ≥ 50 м, бурят пары СГО 2 и 3 (фиг. 1, 2). Горизонтальные стволы скважин 2 и 3 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин 2 проводят над горизонтальными стволами добывающих скважин 3 на расстоянии по вертикали h = (0,5-0,9)·Н. Каждую верхнюю нагнетательную СГО 2 выполняют с двумя расходящимися под углом β = 30-60° горизонтальными стволами. Каждую нижнюю добывающую СГО 3 выполняют с одним горизонтальным стволом, направленным перпендикулярно вектору главного максимального напряжения σ_max коллектора и являющимся биссектрисой угла β в плане. Данное направление горизонтальных стволов относительно σ_max выбрано из соображений максимального охвата пласта трещинами последующего МГРП. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l ≥ 4·h. In section 1 of the oil reservoir, represented by a dense carbonate type of reservoir, the average absolute permeability of which is not more than 2 mD, and the average thickness is H ≥ 50 m, pairs of CGO 2 and 3 are drilled (Fig. 1, 2). Horizontal boreholes 2 and 3 are placed parallel to each other in a vertical plane, and the horizontal boreholes of injection wells 2 are held above the horizontal boreholes of producing wells 3 at a vertical distance h = (0.5-0.9) · N. Each upper discharge СГО 2 is performed with two horizontal trunks diverging at an angle β = 30-60 °. Each lower mining SGO 3 is performed with one horizontal trunk directed perpendicular to the main maximum stress vector σ _{max of the} collector and being the bisector of angle β in the plan. This direction of horizontal shafts relative to σ _{max was} chosen for reasons of maximum coverage of the formation with fractures of subsequent hydraulic fracturing. The length of each horizontal wellbore 2 and 3 is equal to l ≥ 4 · h.

Далее СГО 2 и 3 обсаживают, цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной и коллектором. Горизонтальные стволы вторично вскрывают с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд. В верхних СГО 2 в обеих горизонтальных стволах перфорационные отверстия ориентируют вниз, получая перфорационные отверстия 4. В нижних СГО 3 в горизонтальном стволе перфорационные отверстия ориентируют вверх, получая перфорационные отверстия 5. Это позволяет исключить развитие трещин выше и ниже продуктивной толщины пласта. Для проведения данных операций применяют перфораторы, спускаемые в горизонтальные стволы на колоннах гибких труб.Next, the SSS 2 and 3 are cased, the annulus between the casing and the manifold is cemented. Horizontal trunks are re-opened with the oriented direction of the perforations in one row. In the upper OSS 2 in both horizontal shafts, the perforations are oriented downward to receive perforations 4. In the lower OSS 3 in the horizontal shaft, the perforations are oriented upwards to receive perforations 5. This eliminates the development of cracks above and below the productive thickness of the formation. To carry out these operations, perforators are used that are lowered into horizontal trunks on columns of flexible pipes.

В скважинах 2 и 3 в каждом горизонтальном стволе проводят кислотный МГРП по любой из известных технологий от «носка» горизонтального ствола к его «пятке». Расстояние b между ступенями устанавливают не более 50 м. Местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающих 3 и нагнетательных 2 скважинах не совпадает в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий:In wells 2 and 3, acid fracturing is carried out in each horizontal wellbore according to any of the known technologies from the “toe” of the horizontal wellbore to its “heel”. The distance b between the steps is set to not more than 50 m. The location of each corresponding multi-stage hydraulic fracturing in production 3 and injection 2 wells does not coincide in the structural plan. The speed and volume of injected acid is determined from the conditions:

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

- полудлиной трещин a = (0,2-1,0)·l·sin(β/2), - half-length of cracks a = (0.2-1.0) · l · sin (β / 2),

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

В результате кислотного МГРП получают систему разветвленных трещин для добывающих скважин 3 – w^д _n, для нагнетательных скважин 2 – 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 3 - w ^d _n , for injection wells 2 - 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 СГО 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 < 0,5·Н участки пласта выше нагнетательной скважины и ниже добывающей не охвачены воздействием, а при h > 0,9·Н появляется большой риск вскрытия зон не коллектора. According to the Decree of the Government of the Russian Federation No. 700-P, with permeability values of 2 mD or less, reservoirs are classified as hard to recover reserves and they have reduced rates of mineral extraction tax (MET), which makes it possible to carry out activities for drilling of hydraulic fracturing with multi-stage hydraulic fracturing point of view of the economy. 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 <0.5 · N, the sections of the formation above the injection well and below the production are not affected, and at h> 0.9 · N, there is a high risk of opening zones of the non-reservoir.

Угол β между стволами нагнетательной скважины 2 определен из условий максимального охвата пласта по площади трещинами МГРП с учетом последующей эффективной разработки. Согласно расчетам, при величине β < 30° эффективность КГД снижается ввиду интерференции трещин МГРП соседних стволов нагнетательной скважины 2, а при β > 60° трещины МГРП охватывают значительно меньшую площадь пласта, что снижает нефтеотдачу. При этом размещение горизонтального ствола добывающей скважины 3 в плане непосредственно между стволами нагнетательной скважины 2 (биссектриса угла β) позволяет максимально использовать режим КГД.The angle β between the trunks of injection well 2 is determined from the conditions of maximum coverage of the formation over the area by fractures of hydraulic fracturing taking into account subsequent effective development. According to calculations, at a value of β <30 °, the QGD efficiency decreases due to the interference of the fracturing fractures of adjacent wells of injection well 2, and at β> 60 °, the fracturing fractures cover a significantly smaller formation area, which reduces oil recovery. The placement of the horizontal wellbore of the producing well 3 in plan directly between the trunks of the injection well 2 (angle bisector b) allows maximum use of the QGD mode.

Аналогично, с целью достижения большего охвата, определено значение длин l горизонтальных стволов. Плотные коллекторы характеризуются высокой зональной неоднородностью. Согласно расчетам, при l < 4·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 <4 · h, due to the opening of a significant number of non-reservoir zones, the effective well length 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 из себя 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 multistage fracturing, which is a branched cavity, is most suitable for low-permeability carbonate reservoirs and is characterized by maximum coverage of the reservoir.

Ввиду того, что местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной СГО не совпадает в структурном плане, высота трещин с ступеней МГРП, согласно расчетам, должна покрывать расстояние h между скважинами, но не быть больше её, т.к. при с > 1,0·h возникает опасность выхода трещина 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. Аналогично подбиралась, согласно расчетам, оптимальная полудлина a трещин. При a < 0,2·l·sin(β/2) охват по площади снижается, что приводит к низкой нефтеотдаче. При a > 1,0·l·sin(β/2) возникает опасность соединения трещин МГРП соседних скважин.Due to the fact that the location of each respective hydraulic fracturing stage in the producing and injection hydraulic fracturing does not coincide in the structural plan, the fracture height from the hydraulic fracturing steps should, according to calculations, cover the distance h between the wells, but not be greater than it, because at c> 1.0 · h, there is a danger of a fracture 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. According to calculations, the optimal half-length a of cracks was similarly selected. At a <0.2 · l · sin (β / 2), the coverage over the area decreases, which leads to low oil recovery. For a> 1.0 · l · sin (β / 2), there is a danger of connecting fractures of the multi-fracturing of adjacent wells.

После МГРП в горизонтальные стволы скважин 2 и 3 спускают колонны труб 6 с фильтрами 7 и установленными на фильтрах 7 пакерами 8 для герметизации пространства между эксплуатационной колонной и фильтром 7. Причем в нагнетательную скважину 2 спускают две колонны труб 6 с фильтрами 7 – в каждый из горизонтальных стволов. Пакеры 8 устанавливают в точках горизонтальных стволов между ступенями МГРП. В месте соединения колонны труб 6 с фильтром 7 также устанавливают пакер 9 для герметизации межтрубного пространства. Таким образом, горизонтальные столы разделяют на участки, с возможностью отключения определенных участков ствола пакерами 8.After multi-stage hydraulic fracturing, pipe columns 6 with filters 7 and packers 8 installed on filters 7 are lowered into horizontal wells 2 and 3 to seal the space between the production string and filter 7. Moreover, two pipe columns 6 with filters 7 are lowered into injection well 2 into each of horizontal trunks. Packers 8 are installed at the points of horizontal trunks between the stages of multi-stage fracturing. At the junction of the pipe string 6 with the filter 7, a packer 9 is also installed to seal the annulus. Thus, horizontal tables are divided into sections, with the ability to disable certain sections of the trunk packers 8.

Далее добывающие СГО 3 промывают, осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти одной из добывающих скважин 3 ниже экономически рентабельного значения в соответствующих нагнетательных СГО 2 в каждом стволе проводят большеобъемные кислотные обработки. Перед подачей кислоты в нагнетательные скважины 2 закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот. Диметр добавляемых в воду частиц подбирают с превышением среднего диаметра поровых каналов коллектора. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит как минимум в пять раз, т.к. при меньшем значении, согласно исследованиям, блокировка трещин частицами недостаточна.Next, the mining SGO 3 is washed, mastered and put into production. With each decrease in the oil production rate of one of the producing wells 3 below an economically profitable value, in each well, large acid treatments are performed in each injection well 2. Before supplying acid to injection wells 2, water is pumped with a total salinity of not more than 1 g / l and suspended particles that are resistant to the effects of the acids used. The diameter of the particles added to the water is selected in excess of the average diameter of the pore channels of the collector. Water with particles is pumped until the injection pressure increases at least five times, because at a lower value, according to studies, blocking of cracks by particles is insufficient.

Добавление твердых взвешенных частиц в закачиваемую воду с диаметром частиц большим, чем средний диаметр поровых каналов коллектора, приводит к тому, что поверхность как естественных, так и трещин МГРП покрывается частицами. В результате трещины кольматируются, соответственно закачиваемая впоследствии кислота не позволяет ей уходить в ту же самую трещину, развивая ее, а образует новую. Закачиваемые частицы, во избежание растворения кислотой, должны быть устойчивыми к ее воздействию (например, пелитовая фракция кварцевого песка). При этом закачка частиц в низкоминерализованной воде (c общей минерализацией не более 1 г/л), согласно исследованиям, позволяет постепенно гидрофилизировать преимущественно гидрофобный карбонатный коллектор. В результате повышается пропитка коллектора и закачиваемая вода через трещины уходит в матрицу коллектора или в более мелкие трещины, оставляя на поверхности трещин МГРП частицы. При закачке пластовой воды (высокоминерализованной) данный процесс не происходит, соответственно закачиваемая вода приводит к росту существующих трещин, что значительно снижает нефтеотдачу. The addition of solid suspended particles to the injected water with a particle diameter larger than the average diameter of the pore channels of the reservoir leads to the fact that the surface of both natural and multi-fracturing fractures is covered by particles. As a result, the cracks are clogged, so the acid subsequently injected does not allow it to go into the same crack, developing it, but forms a new one. Injected particles, in order to avoid dissolution by acid, must be resistant to its effects (for example, pelitic fraction of silica sand). Moreover, the injection of particles in low-saline water (with a total salinity of not more than 1 g / l), according to studies, allows you to gradually hydrophilize a predominantly hydrophobic carbonate reservoir. As a result, the impregnation of the collector increases and the injected water through the cracks goes into the collector matrix or into smaller cracks, leaving particles on the surface of the fractures. When injection of produced water (highly mineralized) this process does not occur, respectively, the injected water leads to the growth of existing cracks, which significantly reduces oil recovery.

Таким образом, залежь нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД. Thus, an oil deposit is developed in the mode of acid-gravity drainage - QGD.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи нефти.The development is carried out until the full economically viable production of oil deposits.

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

Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method

Пример 1. На участке 1 плотной залежи нефти, представленном карбонатным типом коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет 2 мД, а средняя толщина H = 50 м, бурят пару СГО 2 и 3 (фиг. 1, 2). Горизонтальные стволы скважин 2 и 3 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин 2 проводят над горизонтальными стволами добывающих скважин 3 на расстоянии по вертикали h = 0,5·Н = 0,5·50 = 25 м. Каждую верхнюю нагнетательную СГО 2 выполняют с двумя расходящимися под углом β = 60° горизонтальными стволами. Каждую нижнюю добывающую СГО 3 выполняют с одним горизонтальным стволом, направленным перпендикулярно вектору главного максимального напряжения σ_max коллектора и являющимся биссектрисой угла β в плане. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l = 4·h = 4·25 = 100 м. Example 1. In section 1 of a dense oil reservoir, represented by a carbonate type of reservoir, the average absolute permeability of which is 2 mD, and the average thickness is H = 50 m, a pair of CGO 2 and 3 is drilled (Fig. 1, 2). Horizontal boreholes 2 and 3 are placed parallel to each other in a vertical plane, and the horizontal boreholes of injection wells 2 are carried out above the horizontal boreholes of production wells 3 at a vertical distance h = 0.5 · N = 0.5 · 50 = 25 m. Each top injection SGO 2 is performed with two horizontal trunks diverging at an angle β = 60 °. Each lower mining SGO 3 is performed with one horizontal trunk directed perpendicular to the main maximum stress vector σ _{max of the} collector and being the bisector of angle β in the plan. The length of each horizontal wellbore 2 and 3 is equal to l = 4 · h = 4 · 25 = 100 m

Далее СГО 2 и 3 обсаживают, цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной и коллектором. Горизонтальные стволы вторично вскрывают с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд. В верхних СГО 2 в обеих горизонтальных стволах перфорационные отверстия ориентируют вниз, получая перфорационные отверстия 4. В нижних СГО 3 в горизонтальном стволе перфорационные отверстия ориентируют вверх, получая перфорационные отверстия 5. Это позволяет исключить развитие трещин выше и ниже продуктивной толщины пласта. 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, the SSS 2 and 3 are cased, the annulus between the casing and the manifold is cemented. Horizontal trunks are re-opened with the oriented direction of the perforations in one row. In the upper OSS 2 in both horizontal shafts, the perforations are oriented downward to receive perforations 4. In the lower OSS 3 in the horizontal shaft, the perforations are oriented upwards to receive perforations 5. This eliminates the development of cracks above and below the productive thickness of the formation. To carry out these operations, perforators are used that are lowered into horizontal trunks on columns of flexible pipes. The perforating system PK114KL ORION is used as a perforator (CJSC Vzryvgeoservis, Republic of Bashkortostan, Neftekamsk, 19 Magistralnaya St.).

В скважинах 2 и 3 в каждом горизонтальном стволе проводят 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=20 м. Местоположение каждой ступени МГРП определяют таким образом, чтобы каждая соответствующая ступень МГРП в добывающей 3 и нагнетательной 2 скважинах не совпадала в структурном плане. Таким образом, получают пять ступеней МГРП.In wells 2 and 3 in each horizontal well, acid multi-stage hydraulic fracturing is carried out according to the technology with twin packers launched on flexible pipes, with breaks from the “toe” of the horizontal well to its “heel”. The distance b between the hydraulic fracturing stages is determined by calculating the optimal coverage on the hydrodynamic model, b = 20 m.The location of each hydraulic fracturing stage is determined so that each corresponding hydraulic fracturing stage in production 3 and injection 2 wells does not coincide structurally. Thus, five stages of multi-stage fracturing 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 = 0,2·l·sin(β/2) = 0,2·100·sin(60/2) = 10 м и высоту трещин с = 0,5·h = 0,5·25 = 12,5 м. Laboratory studies determine the optimal pressure (speed) of acid injection for the formation of branched cavities. As the acid using 22% hydrochloric acid. By modeling, the optimal half-length is determined a = 0.2 · l · sin (β / 2) = 0.2 · 100 · sin (60/2) = 10 m and the height of the cracks with = 0.5 · h = 0.5 · 25 = 12.5 m.

Далее осуществляют кислотный МГРП, в результате которого получают систему разветвленных трещин для добывающей СГО 3 – w^д _n, для нагнетательной СГО 2 – 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 MGO 3 - w ^d _n , for injection MGO 2 - w ⁿ _n , where n is the number of the multistage fracturing stage.

После МГРП в горизонтальные стволы скважин 2 и 3 спускают колонны труб 6 с фильтрами 7 и установленными на фильтрах 7 пакерами 8. Причем в нагнетательную скважину 2 спускают две колонны труб 6 с фильтрами 7 – в каждый из стволов. Пакеры 8 устанавливают в точках горизонтальных стволов между ступенями МГРП. В месте соединения колонны труб 6 с фильтром 7 также устанавливают механический пакер 9 для герметизации межтрубного пространства. Таким образом, горизонтальные столы разделяют на участки, с возможностью отключения определенных участков ствола пакерами 8.After multi-stage hydraulic fracturing, pipe columns 6 with filters 7 and packers 8 installed on filters 7 are lowered into horizontal boreholes of wells 2 and 3. Moreover, two columns of pipes 6 with filters 7 are lowered into injection well 2 into each of the shafts. Packers 8 are installed at the points of horizontal trunks between the stages of multi-stage fracturing. At the junction of the pipe string 6 with the filter 7, a mechanical packer 9 is also installed to seal the annulus. Thus, horizontal tables are divided into sections, with the ability to disable certain sections of the trunk packers 8.

Далее добывающую СГО 3 промывают, осваивают и пускают в добычу. При снижении через 8 месяцев дебита нефти добывающей СГО 3 до 0,5 т/сут, т.е. ниже экономически рентабельного значения, в нагнетательной СГО 2 в каждом стволе проводят большеобъемные кислотные обработки. Перед подачей кислоты в нагнетательные скважины 2 закачивают воду c общей минерализацией 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, – пелитовую фракцию кварцевого песка. Диметр добавляемых в воду частиц подбирают с превышением среднего диаметра поровых каналов коллектора. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит в пять раз.Next, the mining SGO 3 is washed, mastered and put into production. With a decrease after 8 months, the oil production rate of the extracting SGO 3 to 0.5 t / day, i.e. lower than the economically viable value, in the injection CGO 2 in each barrel carry out large-volume acid treatments. Before the acid is fed into injection wells 2, water is pumped with a total mineralization of 1 g / l and suspended particles resistant to the effects of the acids used — the pelitic fraction of quartz sand. The diameter of the particles added to the water is selected in excess of the average diameter of the pore channels of the collector. Water with particles is pumped until the injection pressure increases five times.

Операции по повторной закачке низкоминерализованной воды с частицами и большеобъемной кислотной обработке нагнетательной СГО 2 повторяют еще 10 раз в течение всего периода разработки участка 1 залежи при снижении дебита нефти добывающей СГО 3 до 0,5 т/сут.The operations of re-injection of low-mineralized water with particles and large-volume acid treatment of injection CSF 2 are repeated 10 more times during the entire development period of section 1 of the reservoir with a decrease in the oil production rate of the producer CSF 3 to 0.5 t / day.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка 1 плотной карбонатной залежи нефти.Development is carried out until the full economically viable development of section 1 of the dense carbonate oil reservoir.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Средняя толщина коллектора H = 120 м, горизонтальные стволы СГО 2 и 3 размещают на расстоянии по вертикали h = 0,9·Н = 0,9·120 ≈ 110 м. Каждую верхнюю нагнетательную СГО 2 выполняют с двумя расходящимися под углом β = 30° горизонтальными стволами. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l = 5·h = 5·110 = 550 м. Расстояние между ступенями МГРП b=50 м. Таким образом, получают по 11 ступеней МГРП на каждой скважине. Моделированием определяют оптимальную полудлину a = 1,0·l·sin(β/2) = 1,0·550·sin(30/2) ≈ 142 м и высоту трещин с = 1,0·h = 1,0·110 = 110 м.Example 2. Perform as example 1. The average thickness of the reservoir H = 120 m, horizontal trunks of the SGO 2 and 3 are placed at a vertical distance h = 0.9 · N = 0.9 · 120 ≈ 110 m. Each upper discharge SGO 2 is performed with two horizontal trunks diverging at an angle β = 30 °. The length of each horizontal wellbore 2 and 3 is equal to l = 5 · h = 5 · 110 = 550 m. The distance between the hydraulic fracturing steps is b = 50 m. Thus, 11 hydraulic fracturing stages are obtained for each well. By modeling, the optimal half-length is determined a = 1.0 · l · sin (β / 2) = 1.0 · 550 · sin (30/2) ≈ 142 m and the height of the cracks with = 1.0 · h = 1.0 · 110 = 110 m.

В результате разработки, которую ограничили снижением дебита нефти добывающей СГО 3 менее 0,5 т/сут при невозможности его увеличения закачкой кислоты в нагнетательную СГО 2, было добыто 52,3 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,250 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 31,0 тыс.т нефти, КИН составил 0,148 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,102 д.ед.As a result of the development, which was limited by a decrease in the oil production rate of the extracting SGA 3 of less than 0.5 t / day, when it was impossible to increase the injection of acid into the injection SGO 2, 52.3 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor (CIN) was 0.250 units . According to the prototype, ceteris paribus 31.0 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.148 units The increase in recovery factor by the proposed method is 0.102 units

Предлагаемый способ позволяет повысить охват и коэффициент нефтеизвлечения мощных плотных карбонатных залежей нефти за счет применения кислотного МГРП и последующего КГД.The proposed method allows to increase the coverage and oil recovery rate of powerful dense carbonate oil deposits due to the use of acid multi-fracturing and subsequent QGD.

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

Claims

A method of developing dense carbonate oil deposits, including drilling wells with a horizontal ending - CGS, cementing in the horizontal bore annular space between the casing and the collector, re-opening the deposit with the oriented direction of the perforations in one row, conducting multi-stage hydraulic fracturing - hydraulic fracturing packers for dividing horizontal shafts into sections, selection of products from horizontal wells, characterized in that the reservoir is selected with an average thickness of the oil-saturated reservoir H ≥ 50 m and an average absolute permeability of not more than 2 mD, the deposit is drilled with VGO pairs, the trunks of which are parallel to the vertical plane at a vertical distance h = (0.5-0.9) · N, with the upper SGOs are performed with two diverging at an angle

= 30-60 ° with horizontal trunks, the lower SGO is performed with one horizontal trunk directed perpendicular to the vector of the main maximum collector voltage and which is the angle bisector

in the plan, the length of each horizontal wellbore is equal to l ≥ 4 · h, the perforation holes are oriented downward in the upper horizontal well in each horizontal well, and upward in the horizontal horizontal well of the lower horizontal well, with acid fracturing with a distance between steps of not more than 50 m moreover, the location of each corresponding stage of multi-stage hydraulic fracturing in the upper and lower wells does not coincide structurally, the speed and volume of injected acid is determined from the conditions, firstly, of the formation of a carbonate dissolution structure, branched cavities, and secondly, the half-length of cracks a = (0.2-1.0) · l · sin (

/ 2) and fracture height c = (0.5-1.0) · h, after multi-stage hydraulic fracturing, the lower SGOs are developed and put into production, with each decrease in the oil production rate of the lower producing wells below an economically viable value, large-volume acid wells are carried out in the corresponding upper injection wells treatment, and before the acid is fed into the injection well, water is pumped with a total mineralization of not more than 1 g / l and particles resistant to the acids used, with diameters exceeding the average diameter of the pore channels of the collector, water with injection particles vayut up until the injection pressure does not grow at least five times, thus, developing a deposit in the mode of acid-gravity drainage - CGD.