RU2708745C1 - Development method of low-permeability oil formation section - Google Patents
Development method of low-permeability oil formation section Download PDFInfo
- Publication number
- RU2708745C1 RU2708745C1 RU2019106120A RU2019106120A RU2708745C1 RU 2708745 C1 RU2708745 C1 RU 2708745C1 RU 2019106120 A RU2019106120 A RU 2019106120A RU 2019106120 A RU2019106120 A RU 2019106120A RU 2708745 C1 RU2708745 C1 RU 2708745C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formation
- saturated
- reservoir
- fracturing
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 48
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 56
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 47
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 29
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 12
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке участка слабопроницаемого нефтяного пласта с использованием вертикальных трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в целях поддержания пластового давления (ППД).The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a section of a poorly permeable oil reservoir using vertical fractures of multi-stage hydraulic fracturing (MHF) in order to maintain reservoir pressure (RPM).
Известен способ МГРП горизонтального ствола скважины, включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. Установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины, первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости - носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами, с указанной изоляцией путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра, причем полимерную корку формируют путем подачи в скважину специального состава, а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем с содержанием разрушителя геля 0,6-1,2 кг/м3 воды (патент РФ №2362010, кл. Е21В 43/267, опубл. 20.07.2009).The known method of horizontal fracturing of a horizontal wellbore, including the formation of cracks sequentially at different intervals of the reservoir, opened by a horizontal wellbore, by installing a packer, supplying hydraulic fracturing fluid through a filter installed in each of the intervals of the horizontal wellbore sections with isolation of the remaining parts. The packer is installed in a vertical wellbore, initially fracturing is carried out in the interval of the formation with the highest permeability by supplying a carrier fluid with proppant with the installation of a “head” proppant plug that overlaps the corresponding section of the horizontal wellbore between the filters, with the indicated insulation by forming a polymer crust on the corresponding filters , repeat the specified operation at each of the remaining intervals sequentially by the degree of decrease in their permeability with preliminary removing a crust from a filter corresponding to this interval, the polymer crust being formed by feeding a special composition into the well, and its removal is carried out with a solvent liquid containing 0.6-1.2 kg / m 3 gel disruptor of water (RF patent No. 2362010, cl. ЕВВ 43/267, published on July 20, 2009).
Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача ввиду отсутствия системы ППД.The disadvantage of this method is the low oil recovery due to the lack of a PPD system.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи, включающий вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки. Согласно изобретению, выделяют залежь с проницаемостью не более 2 мД, проводят гидравлический разрыв пласта в основном стволе скважины, получая трещину в вертикальной плоскости, затем в направлении максимальных нефтенасыщенных толщин проводят боковой горизонтальный ствол со спуском эксплуатационной колонны до расстояния С не менее 100 м и не более 300 м от плоскости трещины гидроразрыва основного ствола, далее расстояния С боковой горизонтальный ствол выполняют открытым, обсаженным, либо со спуском перфорированного хвостовика, причем угол между плоскостью трещины гидроразрыва и направлением бокового горизонтального ствола должен составлять от 45° до 90°, в боковом горизонтальном стволе проводят многократный гидравлический разрыв пласта с расстоянием между ступенями не менее 10 м и не более 100 м, причем первую ступень многократного гидроразрыва проводят на расстоянии С, считая от «пятки» бокового горизонтального ствола, основной вертикальный ствол используют для нагнетания рабочего агента в данную залежь, а боковой горизонтальный ствол - для отбора продукции, посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (патент РФ №2526937, кл. Е21В 43/26, Е21В 43/14, опубл. 27.08.2014 - прототип).Closest to the technical nature of the proposed method is a method of developing a low-permeability oil reservoir, including opening a vertical well of an oil reservoir, conducting a horizontal lateral well, conducting multiple hydraulic fracturing, selecting products and injecting the working agent with equipment for simultaneous and separate production and injection. According to the invention, a reservoir with a permeability of not more than 2 mD is isolated, hydraulic fracturing is carried out in the main wellbore, producing a crack in the vertical plane, then in the direction of maximum oil-saturated thicknesses, a horizontal lateral well is drilled with the production string lowering to a distance of at least 100 m and not more than 300 m from the plane of the hydraulic fracture of the main trunk, then the distance C from the horizontal side of the trunk is performed open, cased, or with the descent of the perforated liner, and l between the plane of the hydraulic fracture and the direction of the lateral horizontal well must be from 45 ° to 90 °, multiple hydraulic fracturing is performed in the horizontal lateral well with a distance between steps of at least 10 m and no more than 100 m, with the first stage of multiple hydraulic fracturing being carried out at a distance C, counting from the “heel” of the lateral horizontal trunk, the main vertical trunk is used to pump the working agent into this deposit, and the horizontal lateral trunk is used to select products, equipment for dual completion and production and injection (RF patent №2526937, cl. E21B 43/26, E21B 43/14, publ. 08/27/2014 - prototype).
Известный способ предусматривает создание системы ППД, однако, ее эффективность остается низкой ввиду того, что, во-первых, закачка рабочего агента осуществляется лишь в одной точке, во-вторых, принудительная закачка рабочего агента приводит к росту трещин в пласте и прорыву рабочего агента к трещинам, из которых ведется добыча. В результате нефтеотдача залежи по известному способу остается невысокой.The known method involves the creation of a pressure maintenance system, however, its effectiveness remains low due to the fact that, firstly, the injection of the working agent is carried out only at one point, and secondly, the forced injection of the working agent leads to the growth of cracks in the formation and the breakthrough of the working agent to cracks from which mining is conducted. As a result, oil recovery by a known method remains low.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи участка слабопроницаемого нефтяного пласта.In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of the area of low-permeable oil reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки участка слабопроницаемого нефтяного пласта, включающем выделение нефтенасыщенного пласта со средней абсолютной проницаемостью не более 2 мД, бурение в данном пласте горизонтальной скважины, цементирование в горизонтальном стволе затрубного пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальной скважины, согласно изобретению, подбирают участок нефтенасыщенного пласта, выше или ниже которого имеется водонасыщенный пласт, причем между указанными нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами общая толщина пропластка не коллектора составляет не более 30 м, после проведения первоначального МГРП в нефтенасыщенном пласте, скважину пускают в добычу и эксплуатируют до снижения дебита нефти до 5-10% от первоначального дебита нефти, полученного в среднем за первый месяц эксплуатации, после чего проводят повторный МГРП в каждой второй стадии первоначального МГРП, причем высоту трещин выполняют таким образом, чтобы трещинами пройти пласт не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт, после повторного МГРП проводят опробование каждой новой стадии МГРП, при получении притоков нефти, скважину отрабатывают на нефть, затем изолируют стадии повторного МГРП пакерами, скважину оставляют на перераспределение давления сроком до 2 месяцев, после чего пускают в добычу, причем ввиду того, что стадии повторного МГРП изолированы, добычу ведут только из стадий первоначального МГРП, при этом стадии повторного МГРП обеспечивают поддержание пластового давления из водонасыщенного пласта.The problem is solved in that in the method of developing a section of a low-permeable oil reservoir, including the allocation of an oil-saturated reservoir with an average absolute permeability of not more than 2 mD, drilling a horizontal well in a given reservoir, cementing in a horizontal borehole between the casing and the reservoir, re-opening the reservoir, conducting multistage hydraulic fracturing - hydraulic fracturing, the use of packers for dividing horizontal shafts into sections, selection of products from horizontally of the first well, according to the invention, a section of the oil-saturated formation is selected, above or below which there is a water-saturated formation, and between the indicated oil-saturated and water-saturated formations, the total thickness of the non-reservoir layer is not more than 30 m, after the initial multistage fracturing in the oil-saturated formation, the well is put into production and they are exploited until the oil production rate decreases to 5-10% of the initial oil production rate, obtained on average for the first month of operation, after which repeated multi-stage hydraulic fracturing is performed in every second stage and the initial hydraulic fracturing, and the height of the fractures is performed so that the fracture passes through the non-reservoir reservoir and involves a water-saturated reservoir; after repeated hydraulic fracturing, each new stage of hydraulic fracturing is tested, upon receipt of oil inflows, the well is worked out for oil, then the stages of repeated hydraulic fracturing are isolated by packers, the well they are left to redistribute the pressure for up to 2 months, after which they are put into production, and since the stages of repeated multi-stage hydraulic fracturing are isolated, the production is carried out only from the stages of the initial hydraulic fracturing repeat step MGRP ensure the maintenance of reservoir pressure from the water-saturated layer.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу слабопроницаемого нефтяного пласта существенное влияние оказывает вовлечение нефтяного пласта искусственными трещинами в разработку, а также ППД в данном пласте. Опыт разработки слабопроницаемых коллекторов с применением технологии МГРП показывает быстрое падение пластового давления. При этом для ППД использование нагнетательных скважин затруднено ввиду низкой проницаемости коллектора. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать слабопроницаемый нефтяной пласт. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи участка слабопроницаемого нефтяного пласта. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a poorly permeable oil reservoir is significantly affected by the involvement of the oil reservoir with artificial cracks in the development, as well as the RPM in this reservoir. Experience in the development of low-permeability reservoirs using multistage fracturing technology shows a rapid drop in reservoir pressure. At the same time, the use of injection wells is difficult for RPM due to the low permeability of the reservoir. Thus, existing technical solutions do not fully allow the efficient development of a low-permeable oil reservoir. In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of the area of low-permeable oil reservoir. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка пласта с профилем горизонтальной скважины. Обозначения: 1 - слабопроницаемый нефтяной пласт, 2 - горизонтальная скважина, 3 - водонасыщенный пласт, 4 - пропласток не коллектора, 5 - пакера, H - общая толщина нефтенасыщенного пласта 1, h - общая толщина пропластка не коллектора 4, L - длина горизонтального ствола скважины 2, S1-S10 - стадии МГРП.In FIG. 1 is a schematic representation of a vertical section of a section of a formation with a profile of a horizontal well. Designations: 1 - a low-permeable oil reservoir, 2 - a horizontal well, 3 - a water-saturated reservoir, 4 - a non-reservoir interlayer, 5 - a packer, H - a total thickness of an oil-saturated reservoir 1, h - a total thickness of a non-reservoir interlayer 4, L - horizontal
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке слабопроницаемого нефтяного пласта 1, средняя абсолютная проницаемость которого составляет не более 2 мД, а общая нефтенасыщенная толщина - Н, бурят горизонтальную скважину 2 длиной L горизонтального ствола (фиг. 1). Выше или ниже нефтяного пласта 1 имеется водонасыщенный пласт 3, причем между указанными нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 3 пластами имеется пропласток не коллектора 4, общей толщиной h не более 30 м.In the area of low-permeable oil reservoir 1, the average absolute permeability of which is not more than 2 mD, and the total oil-saturated thickness is N, a
Согласно постановлению Правительства РФ №700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет разрабатывать их экономически эффективно.According to the Decree of the Government of the Russian Federation No. 700-R, with permeability values of 2 mD or less, reservoirs are classified as hard-to-recover reserves and they are subject to reduced mineral extraction tax (MET), which allows them to be developed economically.
Затрубное пространство между обсадной колонной горизонтального ствола и коллектором пласта 1 цементируют (на фиг. 1 не показано). Выполняют дизайн МГРП и проводят вторичное вскрытие пласта 1, перфорации размещают в соответствии с дизайном МГРП.The annulus between the casing of the horizontal wellbore and the reservoir 1 is cemented (not shown in FIG. 1). The design of the multistage fracturing is performed and the secondary opening of the formation 1 is carried out, the perforations are placed in accordance with the multistage fracturing design.
Далее проводят первоначальный МГРП со стадиями S1-S10, в результате которого получают соответствующие стадиям трещины. Данные трещины стадий S1-S10 охватывают лишь продуктивный пласт 1. После проведения первоначального МГРП в нефтенасыщенном пласте 1, скважину 2 пускают в добычу и эксплуатируют до снижения дебита нефти до 5-10%, от первоначального дебита нефти, полученного в среднем за первый месяц эксплуатации.Next, the initial multi-stage fracturing with stages S 1 -S 10 is carried out, as a result of which cracks corresponding to the stages are obtained. These cracks of stages S 1 -S 10 cover only productive formation 1. After the initial multi-stage hydraulic fracturing in oil-saturated formation 1, well 2 is put into production and operated until the oil production rate decreases to 5-10% of the initial oil production rate obtained on average for the first month of operation.
Согласно исследованиям, при общей толщине h пропластка не коллектора 4 более 30 м, практически невозможно вовлечь выше или нижезалегающий водонасыщенный пласт 3 в разработку, т.к. при этом необходимо создавать высокие трещины, что даже при современном техническом развитии достаточно сложно.According to studies, with a total thickness h of a layer of non-collector 4 more than 30 m, it is almost impossible to involve a higher or lower lying water-
Согласно расчетам, при снижении в результате эксплуатации после первоначального МГРП дебита нефти до значения более 10% от первоначального дебита нефти, полученного в среднем за первый месяц эксплуатации, проведение повторного МГРП не целесообразно, т.к. энергетический потенциал нефтенасыщенного пласта 1 не исчерпан. При снижении дебита нефти до значения менее 5% от первоначального дебита нефти, полученного в среднем за первый месяц эксплуатации, в большинстве случаев, эксплуатация экономически не рентабельна.According to calculations, if the oil production rate decreases after the initial multi-stage fracturing to more than 10% of the initial oil rate obtained on average for the first month of operation, repeated multi-stage fracturing is not advisable, because the energy potential of oil-saturated formation 1 is not exhausted. With a decrease in oil production to less than 5% of the initial oil production, obtained on average for the first month of operation, in most cases, the operation is not economically viable.
Затем проводят повторный МГРП в каждой второй стадии первоначального МГРП, например, в стадиях S2, S4, S6, S8, S10. Высоту трещин стадий повторного МГРП выполняют таким образом, чтобы данными трещинами пройти пласт 4 не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт 3. Таким образом, в результате повторного МГРП создают связь между нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 3 пластами.Then, repeated multi-stage fracturing is performed in each second stage of the initial multi-stage fracturing, for example, in stages S 2 , S 4 , S 6 , S 8 , S 10 . The height of the cracks of the stages of repeated multi-fracturing is performed so that these cracks pass through reservoir 4 of the non-reservoir and involve water-
После повторного МГРП проводят опробование каждой новой стадии S2, S4, S6, S8, S10. При получении притоков нефти, скважину отрабатывают на нефть, затем изолируют стадии S2, S4, S6, S8, S10 повторного МГРП пакерами 5.After repeated multi-stage fracturing, each new stage S 2 , S 4 , S 6 , S 8 , S 10 is tested. Upon receipt of oil inflows, the well is worked out for oil, then the stages S 2 , S 4 , S 6 , S 8 , S 10 of repeated multi-fracturing are isolated with
Далее скважину 2 оставляют на перераспределение давления сроком до 2 месяцев, после чего пускают в добычу. Ввиду того, что стадии S2, S4, S6, S8, S10 повторного МГРП изолированы, добычу ведут только из стадий S1, S3, S5, S7, S9 первоначального МГРП. При этом стадии S2, S4, S6, S8, S10 повторного МГРП обеспечивают поддержание пластового давления из водонасыщенного пласта 3, в котором давление выше, чем в нефтенасыщенном пласте 1.Then, well 2 is left for pressure redistribution for a period of up to 2 months, after which it is put into production. Due to the fact that stages S 2 , S 4 , S 6 , S 8 , S 10 of repeated multi-fracturing are isolated, extraction is carried out only from stages S 1 , S 3 , S 5 , S 7 , S 9 of the initial multi-fracturing. In this case, the stages S 2 , S 4 , S 6 , S 8 , S 10 of repeated multi-fracturing ensure the maintenance of reservoir pressure from the water-
Согласно исследованиям, при остановке скважины на перераспределение давления сроком более, чем 2 месяца, в большинстве коллекторов дальнейшего существенного для добычи перераспределения давления не происходит.According to studies, when a well is stopped for pressure redistribution for a period of more than 2 months, in most reservoirs there is no further significant pressure redistribution for production.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяного пласта.Development is carried out until the full economically viable development of the oil reservoir area.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи участка слабопроницаемого нефтяного пласта.The result of the implementation of this method is to increase oil recovery in the area of a low-permeable oil reservoir.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.
Пример 1. На участке слабопроницаемого нефтяного пласта 1, средняя абсолютная проницаемость которого составляет 2 мД, а общая нефтенасыщенная толщина Н=20 м, бурят горизонтальную скважину 2 длиной горизонтального ствола L=1000 м (фиг. 1). Ниже нефтяного пласта 1 имеется водонасыщенный пласт 3, причем между указанными нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 3 пластами имеется пропласток не коллектора 4, общей толщиной h=30 м.Example 1. In the area of low-permeable oil reservoir 1, the average absolute permeability of which is 2 mD, and the total oil-saturated thickness N = 20 m, a
Затрубное пространство между обсадной колонной горизонтального ствола и коллектором пласта 1 цементируют. Проводят исследования, по данным которых выполняют дизайн МГРП и проводят вторичное вскрытие пласта 1. Перфорации размещают в соответствии с дизайном МГРП.The annulus between the casing of the horizontal wellbore and the reservoir manifold 1 is cemented. Studies are carried out, according to which the design of the multistage fracturing is carried out and the secondary opening of the formation is carried out 1. Perforations are placed in accordance with the multistage fracturing design.
Далее проводят первоначальный МГРП с десятью стадиями S1-S10, в результате которого получают соответствующие стадиям трещины. Данные трещины стадий S1-S10 выполняют высотой не более 20 м, что позволяет охватить лишь продуктивный пласт 1. После проведения первоначального МГРП в нефтенасыщенном пласте 1, скважину 2 пускают в добычу. Первоначальный дебит нефти в среднем за первый месяц эксплуатации составил 30 т/сут. В результате эксплуатации в течение 2 лет пластовое давление в зоне отбора участка нефтенасыщенного пласта 1 снижается, при этом дебит нефти уменьшается до 3 т/сут.Next, an initial multistage fracturing with ten stages S 1 -S 10 is carried out, as a result of which cracks corresponding to the stages are obtained. These cracks of stages S 1 -S 10 are performed with a height of not more than 20 m, which allows only productive formation 1 to be covered. After the initial multistage fracturing in oil-saturated formation 1, well 2 is put into production. The average initial oil production rate for the first month of operation was 30 tons / day. As a result of operation for 2 years, the reservoir pressure in the selection zone of the oil-saturated reservoir 1 decreases, while the oil production rate decreases to 3 tons / day.
Затем проводят повторный МГРП в каждой второй стадии первоначального МГРП: в стадиях S2, S4, S6, S8, S10. Высоту трещин стадий повторного МГРП выполняют 40-50 м, таким образом, чтобы данными трещинами пройти пласт 4 не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт 3. Таким образом, в результате повторного МГРП создают связь между нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 3 пластами.Then, repeated multi-stage fracturing is performed in each second stage of the initial multi-stage fracturing: in stages S 2 , S 4 , S 6 , S 8 , S 10 . The height of the cracks of the stages of repeated multi-fracturing is performed 40-50 m, so that these cracks pass the reservoir 4 of the non-reservoir and involve the water-
После повторного МГРП проводят опробование каждой новой стадии S2, S4, S6, S8, S10. Скважину 2 отрабатывают на нефть в течение 3 месяцев. Через 3 месяца отработки обводненность скважины 2 достигает 98%. Затем изолируют стадии S2, S4, S6, S8, S10 повторного МГРП пакерами 5.After repeated multi-stage fracturing, each new stage S 2 , S 4 , S 6 , S 8 , S 10 is tested. Well 2 is drilled for oil for 3 months. After 3 months of development, the water cut of well 2 reaches 98%. Then the stages S 2 , S 4 , S 6 , S 8 , S 10 of repeated multi-fracturing are isolated by
Далее скважину 2 оставляют на перераспределение давления сроком на 2 месяца, после чего пускают в добычу. Дебит нефти при этом составил 18 т/сут. Ввиду того, что стадии S2, S4, S6, S8, S10 повторного МГРП изолированы, добычу ведут только из стадий S1, S3, S5, S7, S9 первоначального МГРП. При этом стадии S2, S4, S6, S8, S10 повторного МГРП обеспечивают поддержание пластового давления из водонасыщенного пласта 3, в котором давление выше, чем в нефтенасыщенном пласте 1. До снижения дебита нефти до минимально экономически рентабельного значения 0,5 т/сут скважина 2 проработала 8 лет.Then, well 2 is left for pressure redistribution for a period of 2 months, after which it is put into production. The oil production rate was 18 tons / day. Due to the fact that stages S 2 , S 4 , S 6 , S 8 , S 10 of repeated multi-fracturing are isolated, extraction is carried out only from stages S 1 , S 3 , S 5 , S 7 , S 9 of the initial multi-fracturing. In this case, the stages S 2 , S 4 , S 6 , S 8 , S 10 of repeated hydraulic fracturing maintain the reservoir pressure from the water-saturated
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяного пласта.Development is carried out until the full economically viable development of the oil reservoir area.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Нефтенасыщенный пласт 1 характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Водонасыщенный пласт 3 расположен выше нефтяного пласта 1, между которыми также имеется пропласток не коллектора 4. Первоначальный дебит нефти в среднем за первый месяц эксплуатации составил 40 т/сут. В результате эксплуатации дебит нефти уменьшается до 2 т/сут. Затем проводят повторный МГРП в каждой второй стадии первоначального МГРП, причем высоту трещин стадий повторного МГРП выполняют, таким образом, чтобы данными трещинами пройти вверх пласт 4 не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт 3. Таким образом, в результате повторного МГРП создают связь между нефтенасыщенным 1 и водонасыщенным 3 пластами. После повторного МГРП проводят опробование каждой стадии повторного МГРП. Скважину 2 не отрабатывают на нефть, а сразу пускают в эксплуатацию, предварительно изолировав стадии повторного МГРП пакерами 5. Эксплуатацию скважины 2 ведут в периодическом режиме: 3 месяца эксплуатируют и на 1 месяц оставляют в бездействии на перераспределение пластового давления.Example 2. Perform as example 1. Oil-saturated formation 1 is characterized by other geological and physical characteristics. Water-saturated
В результате разработки, которое ограничили снижением дебита нефти скважины 2 до значения 0,5 т/сут за 10 лет эксплуатации было добыто 62,0 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) участка составил 0,228 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях эксплуатация продлилась всего 5 лет и было добыто 42,1 тыс.т нефти, КИН составил 0,155 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,073 д.ед.As a result of the development, which was limited by a decrease in the oil flow rate of well 2 to a value of 0.5 tons / day for 10 years of operation, 62.0 thousand tons of oil was produced, the oil recovery factor (CIN) of the site was 0.228 units. According to the prototype, ceteris paribus, the operation lasted only 5 years and 42.1 thousand tons of oil were produced, oil recovery factor amounted to 0.155 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.073 units
Предлагаемый способ позволяет повысить охват нефтенасыщенного пласта, поддерживать пластовое давление и, как следствие, увеличить коэффициент нефтеизвлечения участка слабопроницаемого нефтяного пласта за счет применения технологии МГРП и естественного давления в выше- или нижележащем водоносном пласте.The proposed method allows to increase the coverage of the oil-saturated formation, to maintain the reservoir pressure and, as a result, to increase the oil recovery coefficient of the low-permeable oil reservoir through the use of multistage fracturing technology and natural pressure in a higher or lower aquifer.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи участка слабопроницаемого нефтяного пласта.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing oil recovery in the area of a low-permeable oil reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106120A RU2708745C1 (en) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Development method of low-permeability oil formation section |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106120A RU2708745C1 (en) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Development method of low-permeability oil formation section |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2708745C1 true RU2708745C1 (en) | 2019-12-11 |
Family
ID=69006738
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019106120A RU2708745C1 (en) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Development method of low-permeability oil formation section |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2708745C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020007949A1 (en) * | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Tolman Randy C. | Method for treating multiple wellbore intervals |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
| RU2526937C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of low-permeable oil deposit development |
| RU2613713C1 (en) * | 2016-03-31 | 2017-03-21 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of oil-bearing bed development |
| RU2624944C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for developing low-permeable deposit |
| RU2625829C2 (en) * | 2015-12-30 | 2017-07-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of hydrocarbons deposit develompent in low-permeability sediments |
| RU2666573C1 (en) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
-
2019
- 2019-03-05 RU RU2019106120A patent/RU2708745C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020007949A1 (en) * | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Tolman Randy C. | Method for treating multiple wellbore intervals |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
| RU2526937C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of low-permeable oil deposit development |
| RU2625829C2 (en) * | 2015-12-30 | 2017-07-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of hydrocarbons deposit develompent in low-permeability sediments |
| RU2624944C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for developing low-permeable deposit |
| RU2613713C1 (en) * | 2016-03-31 | 2017-03-21 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of oil-bearing bed development |
| RU2666573C1 (en) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106223922B (en) | Shale gas horizontal well proppant intra-seam shielding temporary plugging staged fracturing process | |
| US8220547B2 (en) | Method and apparatus for multilateral multistage stimulation of a well | |
| US7735559B2 (en) | System and method to facilitate treatment and production in a wellbore | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2533393C1 (en) | Large-volume acid treatment method for carbonate bed | |
| RU2459934C1 (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 | |
| Themig | New technologies enhance efficiency of horizontal, multistage fracturing | |
| RU2612060C9 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| US9926772B2 (en) | Apparatus and methods for selectively treating production zones | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2708745C1 (en) | Development method of low-permeability oil formation section | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2536523C1 (en) | Development of multi-zone gas field | |
| RU2528309C1 (en) | Method of oil pool development by horizontal wells with multiple hydraulic fracturing | |
| RU2713026C1 (en) | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2618542C1 (en) | Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2733869C1 (en) | Method for development of a domanic oil reservoir | |
| RU2738145C1 (en) | Development method of powerful low-permeability oil deposit | |
| RU2616016C9 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs |