RU2779696C1 - Method for developing oil tight deposits - Google Patents
Method for developing oil tight deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2779696C1 RU2779696C1 RU2022106679A RU2022106679A RU2779696C1 RU 2779696 C1 RU2779696 C1 RU 2779696C1 RU 2022106679 A RU2022106679 A RU 2022106679A RU 2022106679 A RU2022106679 A RU 2022106679A RU 2779696 C1 RU2779696 C1 RU 2779696C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- horizontal
- production
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 69
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 69
- 230000035882 stress Effects 0.000 claims abstract description 28
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 23
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 22
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative Effects 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000036975 Permeability coefficient Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009114 investigational therapy Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000002522 swelling Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей.The invention relates to the oil industry and can be used to improve the efficiency of the development of low-permeability oil deposits.
Известен способ разработки низкопроницаемых коллекторов, основанный на площадных пяти-, семи-, девятиточечных системах размещения добывающих и нагнетательных скважин (Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1979, с. 7, 47-49).A known method for the development of low-permeability reservoirs, based on areal five-, seven-, nine-point systems for placing production and injection wells (Fazlyev R.T. Areal flooding of oil fields. - M.: Nedra, 1979, p. 7, 47-49).
Недостатком данного технического решения является использование вертикальных скважин, применение которых на низкопроницаемых коллекторах нерентабельно из-за низких дебитов добывающих скважин и низкого коэффициента извлечения нефти.The disadvantage of this technical solution is the use of vertical wells, the use of which is unprofitable in low-permeability reservoirs due to low flow rates of production wells and low oil recovery.
Известен способ разработки залежи с низкопроницаемыми коллекторами, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт, вытеснение нефти к добывающим скважинам и проведение гидравлического разрыва пласта, добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами, параллельными друг другу в плане с пересечением всех низкопроницаемых пластов от кровли до подошвы залежи, при этом в своде структуры бурят вертикальные скважины вдоль выявленной или предполагаемой трассировки естественной трещиноватости с расположением забоев этих скважин на продолжении экстраполяционных прямых по отношению к горизонтальным стволам нагнетательных скважин, после чего в данных скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта, а закачку воды производят в вертикальные скважины, в которых осуществлен гидроразрыв пласта, и в горизонтальные нагнетательные скважины, при этом закачку воды осуществляют с химическими реагентами, предотвращающими разбухание глинистых частиц и пропластков, и реагентами для выравнивания профиля приемистости, причем последние вводят в закачиваемую воду после обводнения добываемой продукции на 50-80% (патент №2208140, Е21В 43/20, оп. 10.07.2003).A known method of developing deposits with low-permeability reservoirs, including drilling production and injection wells, pumping water into the formation, displacement of oil to production wells and hydraulic fracturing, production and injection wells are drilled with horizontal wells parallel to each other in plan with the intersection of all low-permeability formations from the roof to the bottom of the reservoir, while vertical wells are drilled in the crest of the structure along the identified or proposed tracing of natural fracturing with the location of the bottoms of these wells on the continuation of extrapolation lines with respect to horizontal wellbores of injection wells, after which hydraulic fracturing is carried out in these wells, and injection water is produced in vertical wells in which hydraulic fracturing has been carried out, and in horizontal injection wells, while water is injected with chemical reagents that prevent swelling of clay particles and prop lastkov, and reagents for leveling the injectivity profile, the latter being introduced into the injected water after watering the produced product by 50-80% (patent No. 2208140, E21B 43/20, op. July 10, 2003).
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача и темпы отбора при разработке низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью менее 2 мД. Также дебиты вертикальных скважин на низкопроницаемых коллекторах характеризуются очень низкими значениями.The disadvantage of this method is the low oil recovery and the rate of selection in the development of low-permeability reservoirs with a permeability of less than 2 mD. Also, the flow rates of vertical wells in low-permeability reservoirs are characterized by very low values.
Известен способ разработки залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах, в котором размещают ряды нагнетательных и добывающих скважин параллельно и с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта, при этом добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами в направлении максимальных горизонтальных напряжений с проведением на них многостадийного гидравлического разрыва пласта (патент №2547848, Е21В 43/263, 43/30, оп. 10.04.2015).A known method of deposit development, including drilling of production and injection wells in a row development system with hydraulic fracturing (HF) in all wells, in which rows of injection and production wells are placed in parallel and alternating through one in the direction of maximum horizontal stresses of the formation, while producing and injection wells are drilled with horizontal wells in the direction of maximum horizontal stresses with multi-stage hydraulic fracturing (patent No. 2547848, E21B 43/263, 43/30, op. 10.04.2015).
Основным недостатком данного способа является то, что при фиксированной длине горизонтального ствола скважины ввиду продольного расположения к стволу трещин ГРП, существует ограничение длиной трещины ГРП в зависимости от особенностей профиля механических свойств и количеством стадий, и поэтому не достигается максимальная продуктивность.The main disadvantage of this method is that with a fixed length of the horizontal wellbore, due to the longitudinal location of hydraulic fractures to the wellbore, there is a limitation on the length of the hydraulic fracture depending on the characteristics of the profile of mechanical properties and the number of stages, and therefore maximum productivity is not achieved.
Известен способ разработки нефтяной залежи в разбуренных зонах за счет уплотняющего бурения, разработку нефтяных залежей ведут системой вертикальных нагнетательных и добывающих скважин с нагнетательной скважиной с ГРП в центре и добывающими с ГРП вокруг, на добывающих и на нагнетательных скважинах сразу же после бурения проводят ГРП и пускают скважины в работу, в разбуренных зонах уплотняют сетку скважин размещением стволов добывающих горизонтальных скважин в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи, многостадийный ГРП (МГРП) в горизонтальных скважинах для задания направления трещин гидравлического разрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов проводят на этапе, когда соседние вертикальные скважины существующей системы разработки, размещенные напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, уже пущены в нагнетание (патент №2624944, Е21В 43/30, 43/26, оп. 11.07.2017).There is a known method of developing an oil deposit in the drilled zones due to infill drilling, the development of oil deposits is carried out by a system of vertical injection and production wells with an injection well with hydraulic fracturing in the center and production with hydraulic fracturing around, on production and injection wells immediately after drilling, hydraulic fracturing is carried out and wells are put into operation, in the drilled zones, the grid of wells is compacted by placing the trunks of production horizontal wells in the direction of the initial maximum horizontal stresses of the deposit, multi-stage hydraulic fracturing (MSHF) in horizontal wells to set the direction of hydraulic fractures perpendicular to the direction of horizontal wells development systems located opposite the middle of the length of the horizontal wellbore of production wells have already been put into injection (patent No. 2624944, E21B 43/30, 43/26, op. 11.07.2017).
Основной недостаток данного способа заключается в том, что при бурении уплотняющихся горизонтальных скважин с многостадийными трещинами ГРП имеются высокие риски прорыва воды от трещин авто-ГРП нагнетательных скважин существующей площадной системы разработки, длину и рост которых сложно контролировать.The main disadvantage of this method is that when drilling compacting horizontal wells with multi-stage hydraulic fractures, there are high risks of water breakthrough from auto-fracturing fractures of injection wells of the existing areal development system, the length and growth of which are difficult to control.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи, включающий бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполнение многостадийного ГРП, параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных вертикальных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП, при этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, ГРП и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу, развитие трещин ГРП и авто-ГРП в данных скважинах будет происходить в направлении перпендикулярно начальным направлениям максимальных горизонтальных напряжений пласта (патент №2515628, Е21В 43/18, 43/30, оп. 20.05.2014).The closest in technical essence is the method of deposit development, including the drilling of horizontal production wells with in-line placement of wells and the orientation of horizontal wells in the direction of the minimum horizontal stresses of the reservoir, the implementation of multi-stage hydraulic fracturing, parallel to the rows of horizontal production wells, alternating through one row, drilling rows of injection vertical wells with hydraulic fracturing at all wells, while on injection wells located opposite the middle of the length of the horizontal wellbore of production wells, hydraulic fracturing and start-up is carried out at the stage when all adjacent wells have already been put into operation, the development of hydraulic fractures and auto-fracturing in the data wells will occur in the direction perpendicular to the initial directions of the maximum horizontal stresses of the formation (patent No. 2515628, E21B 43/18, 43/30, op. 05/20/2014).
Основной недостаток данного способа заключается в том, что возникает риск прорыва трещины авто-ГРП нагнетательной скважины, размещенной напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, в добывающие горизонтальные скважины с многостадийными трещинами ГРП.The main disadvantage of this method is that there is a risk of an auto-fracturing fracture of an injection well located opposite the middle of the length of the horizontal wellbore of production wells to break through into production horizontal wells with multi-stage hydraulic fractures.
Задачей изобретения является создание способа разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, в котором устранены недостатки аналогов и прототипа.The objective of the invention is to create a method for the development of low-permeability oil deposits, which eliminates the disadvantages of analogues and prototype.
Техническим результатом является снижение темпов падения добычи нефти и повышение конечного коэффициента извлечения нефти.The technical result is a decrease in the rate of decline in oil production and an increase in the final oil recovery factor.
Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, включающем определение направления начальных максимальных горизонтальных напряжений пласта, бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с рядным размещением параллельно через один и ориентацией стволов в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта, разобщение заколонных интервалов в добывающих скважинах, проведение гидроразрыва пласта во всех нагнетательных скважинах и запуск нагнетательных скважин в работу с закачкой жидкости при давлении, превышающем давления смыкания трещин гидроразрыва пласта, согласно настоящему изобретению, на добывающих горизонтальных скважинах разобщают заколонные интервалы цементированием хвостовиков, при этом оценивают необходимое время закачки от момента запуска нагнетательных горизонтальных скважин в закачку на основании расчета напряженно-деформированного состояния в области добывающих горизонтальных скважин, а после достижения условий изменения напряженно-деформированного состояния пласта в области добывающих горизонтальных скважин перфорируют их зацементированные хвостовики, выполняют ГРП с последующим запуском их в работу.The technical result is achieved by the fact that in the method of developing low-permeability oil deposits, including determining the direction of the initial maximum horizontal stresses of the reservoir, drilling horizontal injection and production wells with in-line placement in parallel through one and orienting the shafts in the direction of the maximum horizontal stresses of the reservoir, separating the behind-the-casing intervals in the production wells , carrying out hydraulic fracturing in all injection wells and putting injection wells into operation with fluid injection at a pressure exceeding the closure pressure of hydraulic fracturing fractures, according to the present invention, in producing horizontal wells, the annular intervals are separated by cementing liners, while estimating the required injection time from the moment of launch injection horizontal wells into injection based on the calculation of the stress-strain state in the area of producing horizontal wells, and after reaching the The conditions for changing the stress-strain state of the formation in the area of production horizontal wells are perforated by their cemented liners, hydraulic fracturing is performed, followed by their commissioning.
Осуществление предлагаемого способа иллюстрируется следующими материалами.The implementation of the proposed method is illustrated by the following materials.
Фиг. 1 - схема размещения скважин согласно изобретению, где 1 - ряды горизонтальных добывающих скважин, трещины ГРП которых направленны перпендикулярно направлению горизонтального ствола скважины; 2 - ряды нагнетательных скважин, трещины ГРП которых направленны в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта σmax; σmin - направление минимального горизонтального напряжения пласта; σmax - направление максимального горизонтального напряжения пласта.Fig. 1 - well layout according to the invention, where 1 - rows of horizontal production wells, hydraulic fractures of which are directed perpendicular to the direction of the horizontal wellbore; 2 - rows of injection wells, the hydraulic fractures of which are directed in the direction of the maximum horizontal stresses of the formation σ max ; σ min - the direction of the minimum horizontal stress of the formation; σ max - direction of the maximum horizontal stress of the formation.
Фиг. 2 - схема размещения скважин по прототипу, где 1 - ряды горизонтальных добывающих скважин, трещины ГРП которых направленны в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта σmax; 2 -нагнетательные вертикальных скважины (ВС), расположенные в углах схемы разработки; 3 - нагнетательные ВС, расположенные напротив середин горизонтальных добывающих скважин.Fig. 2 - layout of wells according to the prototype, where 1 - rows of horizontal production wells, the hydraulic fractures of which are directed in the direction of the maximum horizontal stresses of the formation σ max ; 2 - injection vertical wells (VS) located in the corners of the development scheme; 3 - injection aircraft located opposite the midpoints of horizontal production wells.
Фиг. 3 - динамика изменения накопленной добычи нефти на единицу площади элемента разработки, где вариант 1 - вариант систем разработки по прототипу, вариант 2 - вариант системы разработки согласно изобретению.Fig. 3 - the dynamics of changes in cumulative oil production per unit area of the development element, where
Фиг. 4 - динамика изменения коэффициента извлечения нефти, где вариант 1 - вариант систем разработки по прототипу, вариант 2 - вариант системы разработки согласно изобретению.Fig. 4 - the dynamics of changes in the oil recovery factor, where
Способ осуществляется следующим образом.The method is carried out as follows.
Определяют начальные региональные направления минимальных и максимальных горизонтальных напряжений пласта следующими способами: по результатам проведения кросс-дипольного широкополосного акустического каротажа после ГРП, по направлению искусственной трещиноватости, определяемой электрическим микроимиджером (Латыпов И.Д., Борисов Г.А., Хайдар A.M., Горин А.Н., Никитин А.Н., Кардымон Д.В. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №6. - с. 34-38), по результатам наблюдения за развитием трещин ГРП при ранее проведенных работах с применением микросейсмического мониторинга или мониторинга микродеформации (J. Н. Le Calvez, R. С.Klem, L. Bennett, A. Erwemi, M. Craven, J. C. Palacio "Real-Time Microseismic Monitoring of Hydraulic Fracture treatment: A Tool To Improve Completion and Reservoir Management". SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, College Station, Texas. Extended abstract, SPE 106159. - 2007).The initial regional directions of the minimum and maximum horizontal stresses of the formation are determined in the following ways: according to the results of cross-dipole broadband acoustic logging after hydraulic fracturing, along the direction of artificial fracturing determined by an electric microimager (Latypov I.D., Borisov G.A., Khaidar A.M., Gorin A.N., Nikitin A.N., Kardymon D.V. Reorientation of the fracture azimuth of repeated hydraulic fracturing at the fields of OOO RN-Yuganskneftegaz // Oil Industry. - 2011. - No. 6. - pp. 34-38), based on the results of monitoring the development of hydraulic fractures during previous work using microseismic monitoring or microdeformation monitoring (J. H. Le Calvez, R. C. Klem, L. Bennett, A. Erwemi, M. Craven, J. C. Palacio "Real-Time Microseismic Monitoring of Hydraulic Fracture treatment: A Tool To Improve Completion and Reservoir Management". SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, College Station, Texas. Extended abstract, SPE 106 159. - 2007).
На месторождении бурят ряды горизонтальных скважин в направлении начальных максимальных горизонтальных напряжений пласта (фиг. 1). Размещают ряды добывающих 1 и нагнетательных 2 скважин параллельно с чередованием через один в направлении начальных максимальных горизонтальных напряжений пласта.In the field, rows of horizontal wells are drilled in the direction of the initial maximum horizontal stresses of the formation (Fig. 1). Rows of producing 1 and
На добывающих скважинах цементируют хвостовики для разобщения заколонных интервалов.In production wells, liners are cemented to isolate the behind-the-casing intervals.
Производят ГРП во всех нагнетательных горизонтальных скважинах. Трещины ГРП нагнетательных скважин направлены вдоль горизонтального ствола, т.е. вдоль линии начального максимального горизонтального напряжения пласта.Hydraulic fracturing is performed in all injection horizontal wells. Hydraulic fractures of injection wells are directed along the horizontal wellbore, i.e. along the line of the initial maximum horizontal stress of the formation.
После отработки нагнетательных скважин на нефть либо сразу же после выполнения ГРП для изменения напряженно-деформированного состояния в области добывающих горизонтальных скважин проводят закачку жидкости в нагнетательные скважины при давлении, превышающем давление смыкания трещины ГРП, для образования трещин авто-ГРП. Трещины авто-ГРП - это самопроизвольно развитые трещины, образующиеся в результате закачки жидкости на нагнетательных скважинах при забойных давлениях выше давления разрыва пласта (Мальцев В. В., Асмандияров Р. Н., Байков В. А., Усманов Т. С, Давлетбаев А. Я. Исследование развития трещин автоГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки // Нефтяное хозяйство. -2012. - №5. - С. 70-73). Давление гидроразрыва пласта определяют в ходе выполнения операции ГРП либо при проведении гидродинамических исследований на скважинах.After oil injection wells have been worked out or immediately after hydraulic fracturing, to change the stress-strain state in the area of producing horizontal wells, fluid is injected into injection wells at a pressure exceeding the hydraulic fracture closure pressure to form auto-frac fractures. Auto-frac fractures are spontaneously developed fractures that form as a result of fluid injection in injection wells at bottomhole pressures above the formation fracturing pressure (V. V. Maltsev, R. N. Asmandiyarov, V. A. Baikov, T. S. Usmanov, Davletbaev A. Ya. Investigation of the development of cracks in auto-fracturing at the experimental site of the Priobskoye field with a linear development system // Oil Industry. -2012. - No. 5. - P. 70-73). The hydraulic fracturing pressure is determined during the hydraulic fracturing operation or during hydrodynamic studies on wells.
Оценку необходимого времени закачки от момента запуска нагнетательных горизонтальных скважин в закачку проводят на основании расчета напряженно-деформированного состояния в области добывающих горизонтальных скважин в гидродинамическом и геомеханическом симуляторах.Estimation of the required injection time from the moment of launching injection horizontal wells into injection is carried out on the basis of the calculation of the stress-strain state in the area of production horizontal wells in hydrodynamic and geomechanical simulators.
По достижению условий изменения напряженно-деформированного состояния в области добывающих горизонтальных скважин, зацементированный хвостовик ствола добывающей скважины перфорируют с последующим проведением МГРП, что приводит к образованию поперечно-направленных трещин ГРП (вдоль линии начального минимального горизонтального напряжения пласта). Количество трещин ГРП зависит от длины горизонтального участка ствола скважины, геологических особенностей объекта (в том числе от особенностей профиля механических свойств по разрезу) и влияния локального изменения напряженно-деформированного состояния в области скважины на траектории поперечно-направленных трещин ГРП (их возможного пересечения). После проведения МГРП горизонтальные скважины запускают в работу.Upon reaching the conditions for changing the stress-strain state in the area of production horizontal wells, the cemented liner of the production well is perforated, followed by multi-stage hydraulic fracturing, which leads to the formation of transverse hydraulic fractures (along the line of the initial minimum horizontal formation stress). The number of hydraulic fractures depends on the length of the horizontal section of the wellbore, the geological features of the object (including the peculiarities of the profile of mechanical properties along the section) and the influence of a local change in the stress-strain state in the well area on the trajectory of transverse hydraulic fractures (their possible intersection). After multi-stage hydraulic fracturing, horizontal wells are put into operation.
Пример конкретного осуществления способа.An example of a specific implementation of the method.
В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти с низкопроницаемым коллектором, характеризующуюся следующими геолого-геофизическими параметрами: глубина залегания - 2600 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 15 м, коэффициент проницаемости - 0,001 мкм2, коэффициент пористости - 0,17, коэффициент нефтенасыщенности - 0,7, начальное пластовое давление - 26 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 1,5 сП, плотность нефти в пластовых условиях - 870 кг/м3, давление насыщения газом - 11,6 МПа, газовый фактор - 70 м3/т.As an object of development, an oil reservoir with a low-permeability reservoir is considered, characterized by the following geological and geophysical parameters: occurrence depth - 2600 m, effective oil-saturated thickness - 15 m, permeability coefficient - 0.001 μm 2 , porosity coefficient - 0.17, oil saturation coefficient - 0, 7, initial reservoir pressure - 26 MPa, oil viscosity in reservoir conditions - 1.5 cP, oil density in reservoir conditions - 870 kg/m 3 , gas saturation pressure - 11.6 MPa, GOR - 70 m 3 /t.
Для этой залежи нефти определяют начальное направление максимальных горизонтальных напряжений пласта - 158°. Зная направления этих напряжений, бурение сетки скважин в краевых зонах проводят по схеме, представленной на фигуре 1. Ряды горизонтальных добывающих 1 и нагнетательных 2 скважин с длиной ствола 1000 м бурят в направлении начальных максимальных горизонтальных напряжений с расстоянием между горизонтальными скважинами в ряду 300 м.For this oil deposit, the initial direction of the maximum horizontal stresses of the reservoir is determined - 158°. Knowing the directions of these stresses, drilling of a grid of wells in the marginal zones is carried out according to the scheme shown in figure 1. Rows of
На нагнетательных скважинах 2 выполняют МГРП с полудлинами трещин 100 м. Нагнетательные скважины 2 переводят на временную добычу нефти (отработка на нефть) либо без отработки на нефть.
Далее проводят закачку жидкости в нагнетательные скважины 2 при давлении выше давления смыкания трещин ГРП (450 атм) для изменения направления начального максимального горизонтального напряжения в области добывающих горизонтальных скважин 1. Рост трещин авто-ГРП на нагнетательных скважинах происходит в направлении начальных максимальных горизонтальных напряжений пласта.Next, fluid is injected into
Оценку необходимого времени закачки от момента запуска нагнетательных горизонтальных скважин в закачку проводят на основании расчета напряженно-деформированного состояния в области добывающих горизонтальных скважин 1 в гидродинамическом и геомеханическом симуляторах. По достижению изменения направления начального максимального горизонтального напряжения в области горизонтального ствола добывающей скважины, перфорируют зацементированный хвостовик добывающей скважины 1 и проводят МГРП, что приводит к образованию поперечных трещин ГРП на добывающих горизонтальных скважинах 1.Estimation of the required injection time from the moment of launching injection horizontal wells into injection is carried out on the basis of the calculation of the stress-strain state in the area of production
Для участка рассматриваемой залежи создают гидродинамическую модель и рассчитывают для сравнения 2 варианта системы разработки: по прототипу и согласно предлагаемому изобретению. Забойное давление на добывающих горизонтальных скважинах - 8 МПа, забойное давление на нагнетательных скважинах - 45 МПа.For the site of the deposit under consideration, a hydrodynamic model is created and 2 variants of the development system are calculated for comparison: according to the prototype and according to the proposed invention. Bottomhole pressure in production horizontal wells - 8 MPa, bottomhole pressure in injection wells - 45 MPa.
1. Вариант 1 по прототипу (фиг. 2). В системе разработки размещены 28 нагнетательных ВС с трещинами авто-ГРП с полудлиной 300 м в 4 ряда по 7 скважин в ряду с чередованием с рядами горизонтальных скважин по 3 скважины в ряду. Длина горизонтального участка ствола 1000 м с семью поперечно-направленными трещинами ГРП с полудлиной 100 м.1.
Расстояние между рядами скважин - 300 м, между горизонтальными скважинами в рядах - 300 м, между нагнетательными скважинами в рядах -700 м, ссоотношение добывающих и нагнетательных скважин 1:3. ГРП и пуск в работу осуществляют на горизонтальных добывающих 1 и нагнетательных ВС 2, расположенных в углах схемы разработки. Развитие трещин ГРП и авто-ГРП на этих скважинах будет происходить в направлении начальных максимальных горизонтальных напряжений пласта. ГРП и пуск в работу нагнетательных ВС 3, расположенных напротив середин горизонтальных добывающих скважин, осуществляют после того, как остальные скважины пущены в работу, при этом развитие трещин авто-ГРП на этих скважинах будет происходить в направлении двух соседних запущенных ранее нагнетательных ВС в том же ряду - параллельно начальным направлениям минимальных горизонтальных напряжений пласта.The distance between rows of wells is 300 m, between horizontal wells in rows - 300 m, between injection wells in rows - 700 m, the ratio of production and injection wells is 1:3. Hydraulic fracturing and commissioning are carried out on
2. Вариант 2, согласно изобретению. На фиг. 1 представлена схема размещения скважин согласно изобретению. Размещено девять горизонтальных добывающих скважин 1 с длиной горизонтального участка ствола 1000 м с семью поперечно-направленными трещинами ГРП с полудлиной 100 м. И двенадцать горизонтальных нагнетательных скважин 2 с продольно-направленными трещинами ГРП. Расстояние между рядами горизонтальных скважин - 300 м, между скважинами в рядах - 300 м, плотность сетки скважин - 21 Га/скв, соотношение добывающих и нагнетательных скважин 1:1.2.
На фиг. 3 и 4 представлены результаты расчета двух вариантов. На фиг. 3 представлена динамика изменения накопленной добычи нефти на единицу площади элемента, что свидетельствует о снижении темпов падения добычи нефти. На фиг. 4 представлена динамика изменения коэффициента извлечения нефти в течение 10 лет. Из фиг. 3 видно, что срок эффективной работы добывающих скважин по Варианту 2 превышает срок эффективной работы добывающих скважин по Варианту 1. За 10 лет добычи коэффициент извлечения нефти достиг значения 0,355 по Варианту 2 по сравнению с 0,217 по Варианту 1.In FIG. Figures 3 and 4 present the calculation results for two variants. In FIG. Figure 3 shows the dynamics of changes in the cumulative oil production per unit area of the element, which indicates a decrease in the rate of decline in oil production. In FIG. 4 shows the dynamics of changes in the oil recovery factor for 10 years. From FIG. Figure 3 shows that the period of effective operation of production wells according to
Таким образом, предложенная система разработки позволит повысить коэффициент извлечения нефти, понизить темпы падения добычи нефти, а также уменьшить риски прорыва трещин авто-ГРП нагнетательных скважин.Thus, the proposed development system will increase the oil recovery factor, reduce the rate of decline in oil production, as well as reduce the risks of fracture breakthrough in auto-fracturing injection wells.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2779696C1 true RU2779696C1 (en) | 2022-09-12 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2795640C1 (en) * | 2023-03-23 | 2023-05-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing low permeability oil field |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2208140C1 (en) * | 2002-08-15 | 2003-07-10 | Закиров Искандер Сумбатович | A method of development of oil pool with low-permeability reservoirs |
| US8490695B2 (en) * | 2010-02-08 | 2013-07-23 | Apache Corporation | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores |
| RU2515628C1 (en) * | 2013-01-16 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for development of low-permeable oil deposits using horizontal wells with transversal cracks in hydraulic fracturing |
| RU2547848C2 (en) * | 2013-01-16 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method of development of low-permeable oil deposits |
| US20170145793A1 (en) * | 2015-08-20 | 2017-05-25 | FracGeo, LLC | Method For Modeling Stimulated Reservoir Properties Resulting From Hydraulic Fracturing In Naturally Fractured Reservoirs |
| RU2624944C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for developing low-permeable deposit |
| RU2713026C1 (en) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2208140C1 (en) * | 2002-08-15 | 2003-07-10 | Закиров Искандер Сумбатович | A method of development of oil pool with low-permeability reservoirs |
| US8490695B2 (en) * | 2010-02-08 | 2013-07-23 | Apache Corporation | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores |
| RU2515628C1 (en) * | 2013-01-16 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for development of low-permeable oil deposits using horizontal wells with transversal cracks in hydraulic fracturing |
| RU2547848C2 (en) * | 2013-01-16 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method of development of low-permeable oil deposits |
| US20170145793A1 (en) * | 2015-08-20 | 2017-05-25 | FracGeo, LLC | Method For Modeling Stimulated Reservoir Properties Resulting From Hydraulic Fracturing In Naturally Fractured Reservoirs |
| RU2624944C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for developing low-permeable deposit |
| RU2713026C1 (en) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2795640C1 (en) * | 2023-03-23 | 2023-05-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing low permeability oil field |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11808121B2 (en) | Methods and systems to control flow and heat transfer between subsurface wellbores connected hydraulically by fractures | |
| US20160326853A1 (en) | Multiple wellbore perforation and stimulation | |
| RU2496001C1 (en) | Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| US20070007003A1 (en) | Formation treatment process | |
| RU2624944C1 (en) | Method for developing low-permeable deposit | |
| EA001243B1 (en) | Method for stimulating production from lenticular natural gas formations | |
| RU2515628C1 (en) | Method for development of low-permeable oil deposits using horizontal wells with transversal cracks in hydraulic fracturing | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| US20190242231A1 (en) | Method for stimulating oil and gas reservoir volume by forming branch fractures in main fracture | |
| RU2660683C1 (en) | Method of developing low-permeability oil fields based on the use of horizontal wells with longitudinal fractures of hydraulic fracturing | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2612060C1 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2513216C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2779696C1 (en) | Method for developing oil tight deposits | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| 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 | |
| RU2785044C1 (en) | Method for developing oil ultra-low-permeability deposits | |
| RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU2630514C1 (en) | Method of operation of production and water-bearing formations separated by impermeable interlayer, well with horizontal shafts and cracks of formation hydraulic fracturing |