RU2733869C1 - Method for development of a domanic oil reservoir - Google Patents
Method for development of a domanic oil reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733869C1 RU2733869C1 RU2019143967A RU2019143967A RU2733869C1 RU 2733869 C1 RU2733869 C1 RU 2733869C1 RU 2019143967 A RU2019143967 A RU 2019143967A RU 2019143967 A RU2019143967 A RU 2019143967A RU 2733869 C1 RU2733869 C1 RU 2733869C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- formation
- oil
- hydraulic fracturing
- hydrogeomechanical
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 64
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000013598 vector Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 10
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 9
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21C—MINING OR QUARRYING
- E21C39/00—Devices for testing in situ the hardness or other properties of minerals, e.g. for giving information as to the selection of suitable mining tools
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (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 слабопроницаемых доманиковых нефтяных карбонатных коллекторов с применением закачки кислотных составов и гидравлического разрыва пласта (ГРП).The invention relates to the oil industry and can be used in the development of low-permeability Domanik oil carbonate reservoirs using the injection of acid compositions and hydraulic fracturing (hydraulic fracturing).
Известен способ гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину этапами гелеобразной жидкости разрыва и кислоты. Гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м3, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, плюс 0,2 м3 (патент РФ №2509883, кл. Е21В 43/267, Е21В 43/27, опубл. 20.03.2014).There is a known method of hydraulic fracturing of a carbonate formation, including perforating the wellbore walls in the required interval of the well with channels with a depth of at least the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore, lowering a tubing string with a packer into the well, sealing the annular space with a packer above the perforation interval, carrying out hydraulic fracturing the formation by pumping a gelatinous fracturing fluid and acid into the well in stages. Hydraulic fracturing of a carbonate formation is carried out sequentially in several stages, and at the first stage, a gel-like fracturing fluid is injected in a volume of at least 6 m 3 , at the second stage, a gel-like fracturing fluid is injected in a mixture with a proppant, and metal spheres with a fractional composition of 12 are used as a proppant. / 18, or 16/20, or 20/40 mesh, made of magnesium metal, and the proppant is injected in portions with a gradual increase in its concentration in a mixture with a gel-like fracturing fluid, at the third stage, a displacement fluid is injected - industrial water in a volume equal to the internal the volume of the tubing string lowered into the well, at the fourth stage, hydrochloric acid is pumped in a volume of at least 0.6-0.7 of the total volume of the prepared gel-like fracturing fluid, at the fifth stage, the displacement fluid is pumped in - process water in a volume equal to the internal volume the pump string run into the well compressor pipes, plus 0.2 m 3 (RF patent No. 2509883, cl. E21B 43/267, E21B 43/27, publ. 03/20/2014).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки карбонатной нефтяной залежи, включающий бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотную обработку и многократный гидравлический разрыв пласта в данных скважинах. Согласно изобретению, керн отбирают в разных участках вдоль всей длины горизонтального ствола, на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение давления гидроразрыва, при этом выявляют участки вдоль ствола, где требуется минимальное Pmin, МПа, и максимальное Рmax, МПа, давление гидроразрыва, предварительно проводят кислотную обработку каждого участка, причем концентрацию кислоты для каждого участка задают одинаковой, во время проведения кислотной обработки каждый обрабатываемый участок пласта временно изолируют пакерами от остальной части скважины, затем осуществляют многократный пропантный гидравлический разрыв пласта под давлением, не превышающим Рmax, причем на участках, где требуется Рmax, проводят кислотную обработку в объеме Qmax, м3/м, где требуется Pmin, кислотную обработку проводят в объеме не более 10% от максимального, т.е. Qmin=0…0,1⋅Qmax, в остальных участках объем закачиваемой кислоты определяют пропорционально полученным давлениям гидроразрыва, согласно соотношению:The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing a carbonate oil reservoir, including drilling horizontal wells with coring in the productive formation, conducting laboratory core studies, acid treatment and multiple hydraulic fracturing in these wells. According to the invention, the core is taken in different sections along the entire length of the horizontal wellbore, laboratory tests are carried out on the selected core to determine the fracture pressure, while the sections along the wellbore are identified where the minimum P min , MPa, and the maximum P max , MPa, fracturing pressure are required, pre-acid treatment of each section, and the acid concentration for each section is set the same, during acid treatment, each treated section of the formation is temporarily isolated by packers from the rest of the well, then multiple proppant hydraulic fracturing of the formation is carried out under a pressure not exceeding P max , and on areas where P max is required, acid treatment is carried out in a volume of Q max , m 3 / m, where P min is required, acid treatment is carried out in a volume of no more than 10% of the maximum, i.e. Q min = 0 ... 0.1⋅Q max , in other sections the volume of injected acid is determined in proportion to the obtained fracturing pressures, according to the ratio:
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность ввиду отсутствия мониторинга с последующей оптимизацией посредствам моделирования и расчету вариантов достижения максимальной нефтеотдачи. В результате коэффициент нефтеизвлечения остается низким.A common disadvantage of the known methods is low efficiency due to the lack of monitoring with subsequent optimization through modeling and calculation of options for achieving maximum oil recovery. As a result, the oil recovery factor remains low.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи пласта.The proposed invention solves the problem of enhancing oil recovery.
Задача решается тем, что в способе разработки доманикового нефтяного пласта, включающем бурение скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотной обработки и пропантного гидравлического разрыва пласта - ГРП в данных скважинах с применением пакеров, отбор продукции из скважин, согласно изобретению, по данным пробуренных скважин предварительно определяют геомеханические параметры породы и вектора напряжений в пласте, строят гидрогеомеханическую модель пласта, во всех скважинах в каждом из нефтенасыщенных пропластков пласта проводят раздельно кислотную обработку, используя двухпакерную компоновку, причем объемы закачиваемого кислотного состава в каждый из пропластков задают обратно пропорционально их проницаемости, отбирают продукцию из скважин, по мере снижения среднесуточного дебита нефти по каждой скважине до значения, составляющего 20-60% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки, в данных скважинах последовательно проводят мини-ГРП, определяют изменения векторов напряжений в пласте, адаптируют гидрогеомеханическую модель к полученным данным, собранным после бурения и эксплуатации - отбору нефти и воды, давлениям и изменению напряжений в пласте, проводят пропантный ГРП с применением жидкости гидроразрыва вязкостью не более 80 сП, рассчитывают сценарий дальнейшей разработки пласта всеми скважинами с достижением максимальной нефтеотдачи, работы повторяют после появления данных по мини-ГРП по всем скважинам, уточняя тем самым на каждой из итераций гидрогеомеханическую модель пласта. При наличии только одного пропластка в пласте, не учитывают обратную пропорциональность между закачиваемым объемом кислоты и проницаемостью пропластка. При наличии в продуктивном пласте одной или нескольких естественных трещин, пересекающих скважину, предварительно отбирают пробы продукции из скважин, определяют обводненность. Вместо закачки кислотого состава в каждый из пропластков в объемах, обратно пропорциональных их проницаемости, закачивают отклонитель, после чего закачку кислотного состава ведут в целом по пласту без разделения на пропластки. При наличии водо-нефтяного контакта или водоносных пластов на расстоянии менее 50 м, ГРП проводят с ограничением трещин по высоте. При обводненности продукции скважин более 50% вначале проводят водоизоляционные работы. При обводненности продукции скважин менее 50% отбирают продукцию из скважин до достижения 90% обводненности, затем проводят водоизоляционные работы. Сущность изобретения.The problem is solved by the fact that in the method of developing a Domanik oil reservoir, including drilling wells with coring in the productive formation, conducting laboratory studies of core, acid treatment and proppant hydraulic fracturing - hydraulic fracturing in these wells using packers, selection of products from wells, according to the invention , according to the data of the drilled wells, the geomechanical parameters of the rock and the stress vector in the formation are preliminarily determined, a hydrogeomechanical model of the formation is built, in all wells in each of the oil-saturated interlayers of the formation, acid treatment is carried out separately using a two-packer arrangement, and the volumes of the injected acid composition into each of the layers are set back in proportion to their permeability, products are taken from the wells, as the average daily oil production rate for each well decreases to a value of 20-60% of the maximum average daily oil production rate obtained after acid treatment, in the data On important areas, mini-hydraulic fracturing is carried out sequentially, changes in stress vectors in the formation are determined, the hydrogeomechanical model is adapted to the data collected after drilling and operation - oil and water withdrawal, pressures and stress changes in the formation, proppant fracturing is performed using a hydraulic fracturing fluid with a viscosity of not more than 80 SP, calculate the scenario of further reservoir development by all wells with the achievement of maximum oil recovery, the work is repeated after the appearance of data on mini-hydraulic fracturing for all wells, thereby refining the hydrogeomechanical model of the reservoir at each iteration. If there is only one interlayer in the formation, the inverse proportionality between the injected volume of acid and the interlayer permeability is not taken into account. If there is one or more natural fractures in the reservoir that intersect the well, samples of the production from the wells are pre-selected, and the water cut is determined. Instead of injecting the acid composition into each of the interlayers in volumes inversely proportional to their permeability, a diverter is injected, after which the acid composition is injected as a whole throughout the formation without dividing into interlayers. In the presence of water-oil contact or aquifers at a distance of less than 50 m, hydraulic fracturing is carried out with limited fracture height. When the water cut of the wells is more than 50%, water isolation works are first carried out. When the water cut of the wells is less than 50%, products are taken from the wells until 90% of the water cut is reached, and then water isolation works are carried out. The essence of the invention.
Под доманиковыми нефтяными отложениями понимают неоднородные низкопроницаемые карбонатные пласты с проницаемостью менее 2 мД. Проницаемость небольших прослоев коллектора также может составлять до 2 мД. 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 осуществлять экономически рентабельную разработку доманиковых пластов.Domanik oil deposits are understood as heterogeneous low-permeability carbonate formations with permeability less than 2 mD. The permeability of small reservoir layers can also be up to 2 mD. According to Decree of the Government of the Russian Federation No. 700-R, with permeability values of 2 mD or less, the reservoirs are classified as hard-to-recover reserves and are subject to reduced rates of mineral extraction tax (MET), which allows economically viable development of Domanik formations.
На нефтеотдачу доманиковых пластов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы связи между пластом и скважинами, а также их системы воздействия на пласт. Основной проблемой является низкая проницаемость коллектора, что приводит к низким показателям по добыче нефти. Одним из решений данной проблемы является закачка кислотного состава в пласт и ГРП. Однако, существующие технические решения не в полной мере позволяют достаточно эффективно решить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи пласта.The oil recovery of Domanic formations is significantly influenced by the efficiency of the created communication system between the formation and wells, as well as their system of impact on the formation. The main problem is the low permeability of the reservoir, which leads to low oil production rates. One of the solutions to this problem is the injection of acid composition into the formation and hydraulic fracturing. However, existing technical solutions do not fully allow to effectively solve this problem. The proposed invention solves the problem of enhancing oil recovery.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке нефтяной залежи, представленной низконицаемыми карбонатными пластами доманикового возраста, бурят добывающие скважины. В процессе их бурения отбирают керн.Production wells are drilled in the area of the oil deposit, represented by low-permeable carbonate strata of Domanik age. In the course of their drilling, cores are taken.
По данным пробуренных скважин предварительно определяют на отобранном керне геомеханические параметры породы, а также по геофизическим данным - вектора напряжений в пласте. Используя как указанные, так и прочие данные по пробуренным скважинам, строят гидрогеомеханическую модель пласта.According to the data of the drilled wells, the geomechanical parameters of the rock are preliminarily determined on the sampled core, as well as the stress vectors in the formation are determined from the geophysical data. Using both the indicated and other data on the drilled wells, a hydrogeomechanical model of the formation is built.
Во всех скважинах в каждом из нефтенасыщенных пропластков пласта проводят раздельно кислотную обработку, используя двухпакерную компоновку. Объемы закачиваемого кислотного состава в каждый из пропластков задают обратно пропорционально их проницаемости. Это позволяет исключить влияние неоднородности пропластков по проницаемости. При наличии только одного пропластка в пласте, не учитывают обратную пропорциональность между закачиваемым объемом кислоты и проницаемостью пропластка. Вместо закачки кислотного состава в каждый из пропластков в объемах, обратно пропорциональных их проницаемости, могут использовать закачку отклонителя, после чего закачку кислотного состава ведут в целом по пласту без разделения на пропластки. Это также позволяет исключить влияние неоднородности пропластков по проницаемости.In all wells in each of the oil-saturated layers of the formation, acid treatment is carried out separately using a two-packer assembly. The volumes of acid composition injected into each of the interlayers are set inversely proportional to their permeability. This makes it possible to exclude the influence of permeability heterogeneity of interlayers. If there is only one interlayer in the formation, the inverse proportionality between the injected volume of acid and the interlayer permeability is not taken into account. Instead of pumping the acid composition into each of the interlayers in volumes inversely proportional to their permeability, a diverter can be injected, after which the acid composition is injected as a whole throughout the formation without dividing into interlayers. This also makes it possible to exclude the influence of permeability heterogeneity of interlayers.
Далее пускают скважины в работу, отбирают продукцию из скважин. По мере снижения среднесуточного дебита нефти по каждой скважине до значения, составляющего 20-60% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки, данные скважины останавливают. Согласно исследованиям, при снижении среднесуточного дебита нефти по каждой скважине до значения, составляющего менее 20% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки, последующее проведение ГРП нецелесообразно, т.к. часть нефти может быть отобрана без ГРП, тогда как при снижении среднесуточного дебита нефти до значения, составляющего более 60% от максимального среднесуточного дебита нефти, эффективность последующего ГРП снижается ввиду изменения коллекторских свойств пласта.Then the wells are put into operation, the products are taken from the wells. As the average daily oil production rate for each well decreases to a value of 20-60% of the maximum daily average oil production rate obtained after acidizing, these wells are stopped. According to studies, when the average daily oil production rate for each well decreases to a value less than 20% of the maximum daily oil production rate obtained after acidizing, subsequent hydraulic fracturing is impractical, because part of the oil can be withdrawn without hydraulic fracturing, while when the average daily oil production rate decreases to more than 60% of the maximum daily average oil production rate, the efficiency of the subsequent hydraulic fracturing decreases due to changes in the reservoir properties of the formation.
В указанных выше скважинах последовательно проводят мини-ГРП. По результатам мини-ГРП определяют изменения векторов напряжений в пласте. Затем адаптируют гидрогеомеханическую модель к полученным данным, собранным после бурения и эксплуатации - отбору нефти и воды, давлениям и изменению напряжений в пласте. Выполняют дизайн пропантного ГРП с расчетом наилучшего сценария добычи.In the above wells, mini-hydraulic fracturing is carried out sequentially. Based on the results of mini-hydraulic fracturing, changes in stress vectors in the formation are determined. Then the hydrogeomechanical model is adapted to the data obtained after drilling and operation - oil and water withdrawal, pressures and stress changes in the reservoir. A proppant hydraulic fracturing design is performed with the calculation of the best production scenario.
Следует отметить, что в процессе добычи вектора напряжений в пласте изменяются и перед проведением ГРП очень важно знать их текущее направление. Кроме того, адаптированная таким образом гидрогеомеханическая модель позволяет далее прогнозировать изменения в пласте с большей точностью.It should be noted that in the process of production, the stress vectors in the reservoir change and it is very important to know their current direction before hydraulic fracturing. In addition, the hydrogeomechanical model adapted in this way allows further forecasting of changes in the formation with greater accuracy.
Далее в соответствии с дизайном проводят ГРП. В качестве жидкости гидроразрыва используют жидкость вязкостью до 80 сП. Согласно исследованиям, при вязкости жидкости гидроразрыва до 80 сП снижается потери давления на трение в НКТ при проведении ГРП.Further, in accordance with the design, hydraulic fracturing is performed. A fluid with a viscosity of up to 80 cP is used as a fracturing fluid. According to research, when the viscosity of the fracturing fluid is up to 80 cP, the pressure loss due to friction in the tubing during hydraulic fracturing decreases.
При наличии в продуктивном пласте одной или нескольких естественных трещин, пересекающих скважину, предварительно отбирают пробы продукции из скважин, определяют обводненность. При наличии водо-нефтяного контакта или водоносных пластов на расстоянии менее 50 м, ГРП проводят с ограничением трещин по высоте. При обводненности продукции скважин более 50% вначале проводят водоизоляционные работы. При обводненности продукции скважин менее 50% отбирают продукцию из скважин до достижения 90% обводненности, затем проводят водоизоляционные работы.If there is one or more natural fractures in the reservoir that intersect the well, samples of the production from the wells are pre-selected, and the water cut is determined. In the presence of water-oil contact or aquifers at a distance of less than 50 m, hydraulic fracturing is carried out with limited fracture height. When the water cut of the wells is more than 50%, water isolation works are first carried out. When the water cut of the wells is less than 50%, products are taken from the wells until 90% of the water cut is reached, and then water isolation works are carried out.
После ГРП и пуска скважин в добычу в соответствии с темпами падения дебитов скважин рассчитывают сценарий дальнейшей разработки пласта всеми скважинами с достижением максимальной нефтеотдачи. Для этого определяют, в каких скважинах и в какой последовательности проводить ГРП. Работы повторяют после появления данных по мини-ГРП по всем скважинам, уточняя тем самым на каждой из итераций гидрогеомеханическую модель пласта.After hydraulic fracturing and putting the wells into production, in accordance with the rate of decline in well production rates, a scenario of further reservoir development by all wells is calculated to achieve maximum oil recovery. For this, it is determined in which wells and in what sequence to carry out hydraulic fracturing. The work is repeated after the appearance of data on mini-hydraulic fracturing for all wells, thereby refining the hydrogeomechanical model of the formation at each iteration.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.Development is carried out until the full economically viable development of the oil deposit area.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи пласта. Примеры конкретного выполнения способа.The result of the implementation of this method is to increase oil recovery. Examples of specific execution of the method.
Пример 1. Участок нефтяной залежи представлен низкопроницаемым доманиковым карбонатным пластом с чисто нефтенасыщенной зоной. На данном участке бурят по сетке пять наклонно-направленных добывающих скважин. В процессе бурения отбирают керн. Средняя общая толщина пласта составляет 20 м, из которых 14 м - эффективная нефтенасыщенная толщина. Пласт представлен тремя пропластками с разной средней абсолютной проницаемостью: Проницаемость верхнего пропластка 0,1 мД, среднего - 2 мД, нижнего - 0,5 мД. Кровля пласта расположена на глубине 1620 м, начальное пластовое давление составляет 16 МПа. Скважины обсаживают и пласт вторично вскрывают.Example 1. An oil reservoir area is represented by a low-permeability Domanik carbonate reservoir with a pure oil-saturated zone. In this area, five directional production wells are drilled along the grid. During the drilling process, a core is taken. The average total thickness of the reservoir is 20 m, of which 14 m is the net pay. The reservoir is represented by three interlayers with different average absolute permeabilities: Permeability of the upper layer is 0.1 mD, the middle layer is 2 mD, and the lower one is 0.5 mD. The top of the reservoir is located at a depth of 1620 m, the initial reservoir pressure is 16 MPa. The wells are cased and the formation is reopened.
По данным пяти пробуренных скважин предварительно определяют на отобранном керне геомеханические параметры породы, а также по геофизическим данным - вектора напряжений в пласте. Используя как указанные, так и прочие данные по пробуренным скважинам, строят гидрогеомеханическую модель пласта.According to the data of five drilled wells, the geomechanical parameters of the rock are preliminarily determined on the selected core, as well as the stress vector in the formation, according to the geophysical data. Using both the indicated and other data on the drilled wells, a hydrogeomechanical model of the formation is built.
Во всех скважинах в каждом из нефтенасыщенных пропластков пласта проводят раздельно кислотную обработку, используя двухпакерную компоновку. Объемы закачиваемого кислотного состава в каждый из пропластков задают обратно пропорционально их проницаемости. Далее пускают скважины в работу, отбирают продукцию из скважин. По мере снижения среднесуточного дебита нефти по каждой скважине до значения, составляющего 20% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки, данные скважины останавливают. Так, через год эксплуатации данного показателя достигли две скважины из пяти. В данных двух скважинах последовательно проводят мини-ГРП. По результатам мини-ГРП определяют изменения векторов напряжений в пласте.In all wells in each of the oil-saturated layers of the formation, acid treatment is carried out separately using a two-packer assembly. The volumes of acid composition injected into each of the interlayers are set inversely proportional to their permeability. Then the wells are put into operation, the products are taken from the wells. As the average daily oil production rate for each well decreases to a value equal to 20% of the maximum daily average oil production rate obtained after acidizing, these wells are stopped. So, after a year of operation, this indicator reached two out of five wells. In these two wells, mini-hydraulic fracturing is carried out sequentially. Based on the results of mini-hydraulic fracturing, changes in stress vectors in the formation are determined.
Затем адаптируют гидрогеомеханическую модель к полученным данным, собранным после бурения и эксплуатации - отбору нефти и воды, давлениям и изменению напряжений в пласте. Выполняют дизайн пропантного ГРП с расчетом наилучшего сценария добычи. Далее в соответствии с дизайном проводят ГРП в вышеуказанных двух скважинах. В качестве жидкости гидроразрыва используют жидкость вязкостью до 80 сП.Then the hydrogeomechanical model is adapted to the data obtained after drilling and operation - oil and water withdrawal, pressures and stress changes in the reservoir. A proppant hydraulic fracturing design is performed with the calculation of the best production scenario. Further, in accordance with the design, hydraulic fracturing is carried out in the above two wells. A fluid with a viscosity of up to 80 cP is used as a fracturing fluid.
После ГРП и пуска скважин в добычу в соответствии с темпами падения дебитов скважин рассчитывают сценарий дальнейшей разработки пласта всеми скважинами с достижением максимальной нефтеотдачи. Для этого определяют, в каких скважинах и в какой последовательности проводить ГРП. Так, согласно расчетам, в оставшихся скважинах в последующие 1-2 года среднесуточный дебит нефти по каждой скважине должен достичь значения, составляющего 20-60% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки.After hydraulic fracturing and putting the wells into production, in accordance with the rate of decline in well production rates, a scenario of further reservoir development by all wells is calculated to achieve maximum oil recovery. For this, it is determined in which wells and in what sequence to carry out hydraulic fracturing. So, according to calculations, in the remaining wells in the next 1-2 years, the average daily oil production rate for each well should reach a value equal to 20-60% of the maximum average daily oil production rate obtained after acid treatment.
Работы повторяют после появления данных по мини-ГРП последовательно по всем скважинам, тем самым на каждой из итераций, уточняя гидрогеомеханическую модель пласта. В соответствии с моделью ведут и при необходимости оптимизируют разработку участка нефтяной залежи.The work is repeated after the appearance of data on mini-hydraulic fracturing sequentially for all wells, thereby, at each iteration, refining the hydrogeomechanical model of the formation. In accordance with the model, the development of an oil reservoir section is conducted and, if necessary, optimized.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.Development is carried out until the full economically viable development of the oil deposit area.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Имеется только один продуктивный пропласток в пласте. При проведении кислотной обработки не учитывают обратную пропорциональность между закачиваемым объемом кислотного состава и проницаемостью пропластка.Example 2. Perform as example 1. There is only one pay zone in the formation. When carrying out acidizing, the inverse proportionality between the injected volume of the acid composition and the permeability of the interlayer is not taken into account.
Пример 3. Выполняют как пример 1. В продуктивном пласте, вскрытом скважинами, имеется несколько естественных трещин. Предварительно отбирают пробы продукции из скважин и определяют обводненность. В дальнейшем работы проводят с учетом возможного быстрого прорыва воды по трещинам.Example 3. Execute as example 1. There are several natural fractures in the productive formation penetrated by wells. Pre-sampling of the product from the wells and determine the water cut. In the future, work is carried out taking into account the possible rapid breakthrough of water through cracks.
Пример 4. Выполняют как пример 1. Вместо закачки кислотного состава в каждый из пропластков в объемах, обратно пропорциональных их проницаемости, закачивают отклонитель, после чего закачку кислотного состава ведут в целом по пласту без разделения на пропластки.Example 4. Perform as example 1. Instead of pumping the acid composition into each of the interlayers in volumes inversely proportional to their permeability, a diverter is injected, after which the acid composition is injected as a whole throughout the formation without dividing into interlayers.
Пример 5. Выполняют как пример 1. В пласте имеется водо-нефтяной контакт. Работы по ГРП проводят с ограничением трещин по высоте.Example 5. Perform as example 1. There is water-oil contact in the formation. Hydraulic fracturing works are carried out with limited fracture height.
Пример 6. Выполняют как пример 1. В пласте имеется водоносный пласт, ниже продуктивного нефтеносного на расстоянии 50 м. Работы по ГРП проводят с ограничением трещин по высоте.Example 6. Perform as example 1. There is an aquifer in the formation, below the productive oil-bearing layer at a distance of 50 m. Hydraulic fracturing operations are carried out with fracture height limitation.
Пример 7. Выполняют как пример 1. Пласт доманиковых отложений характеризуется иными геолого-физическими свойствами. После проведения кислотной обработки и пуска скважин в добычу, обводненность продукции скважин в первый месяц возросла до 50% и более. Перед ГРП проводят водоизоляционные работы.Example 7. Perform as example 1. The layer of Domanik deposits is characterized by different geological and physical properties. After acidizing and putting the wells into production, the water cut in the wells in the first month increased to 50% or more. Water isolation works are carried out before hydraulic fracturing.
В результате эксплуатации участка нефтяной залежи, которую ограничили достижением обводненности до 98%, было добыто 226 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,247 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 194 тыс.т нефти, КИН составил 0,212 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,035 д.ед.As a result of the exploitation of the oil reservoir, which was limited by reaching a water cut of up to 98%, 226 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor (ORF) was 0.247 unit fraction. All other things being equal, the prototype produced 194 thousand tons of oil, the oil recovery factor was 0.212 unit fraction. The increase in oil recovery factor according to the proposed method is 0.035 unit fractions.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность выработки запасов нефти доманикового пласта и коэффициент нефтеизвлечения скважины за счет применения комбинации кислотной обработки и ГРП, а также учета изменения векторов напряжений пласта.The proposed method makes it possible to increase the efficiency of oil reserves in the Domanik formation and the oil recovery factor of the well through the use of a combination of acid treatment and hydraulic fracturing, as well as taking into account changes in the formation stress vectors.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи пласта.Application of the proposed method will allow solving the problem of increasing oil recovery.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019143967A RU2733869C1 (en) | 2019-12-26 | 2019-12-26 | Method for development of a domanic oil reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019143967A RU2733869C1 (en) | 2019-12-26 | 2019-12-26 | Method for development of a domanic oil reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2733869C1 true RU2733869C1 (en) | 2020-10-07 |
Family
ID=72926795
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019143967A RU2733869C1 (en) | 2019-12-26 | 2019-12-26 | Method for development of a domanic oil reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2733869C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2023075633A1 (en) * | 2021-11-01 | 2023-05-04 | Schlumberger Canada Limited | Acid fracturing treatment of a formation |
| RU2806639C1 (en) * | 2023-04-12 | 2023-11-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for intensifying oil production from domanic deposits |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7069989B2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-07-04 | Leon Marmorshteyn | Method of increasing productivity and recovery of wells in oil and gas fields |
| RU2006119432A (en) * | 2003-12-04 | 2007-12-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us) | METHODS FOR GEOMECHANICAL MODELING CRACK |
| RU2509883C1 (en) * | 2013-02-18 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2544931C1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Carbonaceous oil deposit development method |
| RU2612060C1 (en) * | 2016-05-06 | 2017-03-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of carbonate shaly oil deposits |
| 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 |
| RU2683453C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-28 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors |
-
2019
- 2019-12-26 RU RU2019143967A patent/RU2733869C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2006119432A (en) * | 2003-12-04 | 2007-12-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us) | METHODS FOR GEOMECHANICAL MODELING CRACK |
| US7069989B2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-07-04 | Leon Marmorshteyn | Method of increasing productivity and recovery of wells in oil and gas fields |
| RU2509883C1 (en) * | 2013-02-18 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2544931C1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Carbonaceous oil deposit development method |
| RU2612060C1 (en) * | 2016-05-06 | 2017-03-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of carbonate shaly oil deposits |
| 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 |
| RU2683453C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-28 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2023075633A1 (en) * | 2021-11-01 | 2023-05-04 | Schlumberger Canada Limited | Acid fracturing treatment of a formation |
| RU2806639C1 (en) * | 2023-04-12 | 2023-11-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for intensifying oil production from domanic deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10030491B2 (en) | Method for increasing gas recovery in fractures proximate fracture treated wellbores | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2561420C1 (en) | Hydraulic fracturing technique in two parallel horizontal boreholes | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2544931C1 (en) | Carbonaceous oil deposit development method | |
| CN108661613B (en) | Method for increasing injection of water injection development oil reservoir | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
| Baihly et al. | Horizontal Wells in Tight Gas Sands—A Method for Risk Management To Maximize Success | |
| Pandey et al. | New fracture-stimulation designs and completion techniques result in better performance of shallow Chittim Ranch wells | |
| RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
| CN114135265B (en) | Low-cost and high-efficiency transformation process method for low-permeability reservoir of offshore oil field | |
| RU2709260C1 (en) | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits | |
| RU2733869C1 (en) | Method for development of a domanic oil reservoir | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2732905C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing in horizontal wells | |
| Chen | Evaluation of EOR potential by gas and water flooding in shale oil reservoirs | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2713026C1 (en) | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit | |
| West et al. | Optimized production in the Bakken shale: south antelope case study | |
| RU2549942C1 (en) | Method of development by multiple hydraulic fracturing of oil deposit with low permeability | |
| Chang et al. | Multi-fracture stimulation techniques make better wells in ultra-low permeability oil reservoirs | |
| RU2726694C1 (en) | Method for development of multi-layer oil deposit with application of hydraulic fracturing of formation | |
| RU2663889C1 (en) | Method of production of hydrocarbon gas from multiplate methano-deposit fields |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210402 |