RU2785044C1

RU2785044C1 - Method for developing oil ultra-low-permeability deposits

Info

Publication number: RU2785044C1
Application number: RU2022106677A
Authority: RU
Inventors: Виталий Анварович Байков; Александр Валерьевич Колонских; Светлана Ильдусовна Коновалова; Рамиль Равилевич Муртазин
Original assignee: Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть")
Filing date: 2022-03-15
Publication date: 2022-12-02

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to a method for the development of ultra-low permeability oil deposits. Horizontal wells are drilled with in-line placement of horizontal shafts in the direction of the initial minimum horizontal formation stresses. Cementing of liners is carried out to isolate the behind-the-casing intervals. The optimal number of hydraulic fractures is determined based on the length of the horizontal section of the wellbore, the geological and geomechanical features of the object, and the hydraulic fracturing technology. The trajectories of hydraulic fracture development are calculated taking into account the rotation of the hydraulic fracture trajectory based on the calculation of the stress-strain state in the area of horizontal wells. Cross-directional multi-stage hydraulic fracturing is performed in all wells. In horizontal wells, packer installations are installed to isolate alternating production and injection hydraulic fractures from each other. Fluid production and fluid injection are carried out simultaneously in each well through separated ports along two independent channels. An electric centrifugal pump is located in the first channel for fluid production, and fluid is injected through the second channel at a bottomhole pressure not exceeding the formation fracturing pressure.

EFFECT: increasing the oil recovery factor and reducing the time to reach its maximum value.

1 cl, 7 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей со сверхнизкопроницаемыми высокорасчленными коллекторами.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil deposits with ultra-low permeability highly dissected reservoirs.

Известен способ разработки нефтяных залежей, основанный на представлении площадных симметричных схем размещения добывающих и нагнетательных наклонно-направленных скважин (ННС) в виде рядных систем, учитывающий наличие трещин гидроразрыва пласта (ГРП) и авто-ГРП, их размеры и направление развития [Технико-экономический анализ систем разработки, сформированных скважинами с трещинами ГРП / М.М. Хасанов, В.А. Краснов, Т.Р. Мусабиров, Р.К. Мухамедшин // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №2. - С. 92-96]. Ограничением применения данного способа разработки является то, что он не учитывает геологические особенности низкопроницаемых коллекторов, в частности, расчлененности и несвязности пластов.A known method for the development of oil deposits, based on the presentation of areal symmetrical layouts of production and injection directional wells (NNS) in the form of in-line systems, taking into account the presence of hydraulic fractures (HF) and auto-HF, their size and direction of development [Technical and economic analysis of development systems formed by hydraulic fractured wells / M.M. Khasanov, V.A. Krasnov, T.R. Musabirov, R.K. Mukhamedshin // Oil industry. - 2009. - No. 2. - S. 92-96]. The limitation of the application of this development method is that it does not take into account the geological features of low-permeability reservoirs, in particular, the dissection and disconnection of the reservoirs.

Известен способ разработки низкопроницаемых коллекторов, основанный на линейном рядном размещении ННС с ГРП, учитывающий направление регионального стресса месторождения и эффекта авто-ГРП, при этом ряды нагнетательных и добывающих скважин размещаются с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта [Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / В.А. Байков, P.M. Жданов, Т.И. Муллагалиев, Т.С. Усманов // Нефтегазовое дело. - 2011. - №1].A known method for the development of low-permeability reservoirs, based on a linear in-line placement of HNS with hydraulic fracturing, taking into account the direction of the regional stress of the field and the effect of auto-fracturing, while the rows of injection and production wells are placed alternating through one in the direction of maximum horizontal stresses of the reservoir [Choice of the optimal development system for deposits with low-permeability reservoirs / V.A. Baykov, R.M. Zhdanov, T.I. Mullagaliev, T.S. Usmanov // Oil and gas business. - 2011. - No. 1].

Недостатком указанных технических решений является использование ННС, применение которых на коллекторах со сверхнизкой проницаемостью нерентабельно из-за низкой эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) и быстрых падений темпов добычи.The disadvantage of these technical solutions is the use of NNS, the use of which in reservoirs with ultra-low permeability is unprofitable due to the low efficiency of the reservoir pressure maintenance system (RPM) and rapid drops in production rates.

В низкопроницаемых коллекторах с большой расчлененностью и малой связностью песчаных тел актуальным является применение горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП). Это связано с тем, что горизонтальные скважины, в отличие от ННС, контактируют с большей площадью коллектора; за счет МГРП увеличивается связность песчаных тел и производительность скважин.In low-permeability reservoirs with high stratification and low connectivity of sand bodies, the use of horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing (MSHF) is relevant. This is due to the fact that horizontal wells, in contrast to HNS, are in contact with a larger area of the reservoir; due to multistage hydraulic fracturing, the connectivity of sand bodies and well productivity increase.

Известен способ разработки нефтяных залежей с использованием добывающих горизонтальных скважин, пробуренных в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта с поперечно-направленным МГРП [Е. Sayapov, I.R. Diyashev and A.V. Brovchuk "Application of Horizontal Wells with Multiple Hydraulic Fractures for the Development of Low Permeability Oil Reservoir in Western Siberia", paper IPTC 13395 presented at the Interna tional Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009] (аналог 1).A known method of developing oil deposits using producing horizontal wells drilled in the direction of the minimum horizontal stresses of the formation with transverse directional MHF [E. Sayapov, I.R. Diyashev and A.V. Brovchuk "Application of Horizontal Wells with Multiple Hydraulic Fractures for the Development of Low Permeability Oil Reservoir in Western Siberia", paper IPTC 13395 presented at the International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009] (analogue 1) .

Недостатком данного технического решения является низкая технико-экономическая эффективность, что связано с высоким темпом падения дебита нефти и низким значением конечного коэффициента извлечения нефти по причине отсутствия системы ГШД и вытеснения нефти.The disadvantage of this technical solution is the low technical and economic efficiency, which is associated with a high rate of decline in oil production and a low value of the final oil recovery factor due to the lack of a GSHD system and oil displacement.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ разработки нефтяной залежи с рядным размещением добывающих горизонтальных скважин в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта и выполнении на них поперечно-направленного МГРП, принятый за прототип. Способ включает бурение рядов нагнетательных ННС параллельно рядам добывающих скважин с чередованием через ряд [патент РФ №2515628, МПК Е21В4 3/18, 43/30, опубликован 20.05.2014]. При этом на нагнетательных ННС, расположенных напротив середин длин добывающих горизонтальных скважин, ГРП и запуск осуществляют на этапе, когда ближайшие скважины уже запущены в работу, с целью развития трещин ГРП и авто-ГРП в направлении, перпендикулярном начальному направлению максимальных горизонтальных напряжений пласта.Closest to the proposed technical solution is a method of developing an oil deposit with in-line placement of production horizontal wells in the direction of the minimum horizontal stresses of the reservoir and performing transverse directional multi-stage hydraulic fracturing on them, taken as a prototype. The method includes drilling rows of injection pumping stations parallel to rows of producing wells with alternation through the row [RF patent No. 2515628, IPC E21V4 3/18, 43/30, published 05/20/2014]. At the same time, on injection pumping stations located opposite the midpoints of the lengths of producing horizontal wells, hydraulic fracturing and start-up are carried out at the stage when the nearest wells are already put into operation in order to develop hydraulic fracturing and auto-fracturing fractures in the direction perpendicular to the initial direction of maximum horizontal formation stresses.

Недостаток данного способа заключается в том, что возникает риск прорыва трещины авто-ГРП нагнетательных скважин, размещенных напротив середины длин горизонтальных стволов добывающих скважин, в добывающие горизонтальные скважины (ГС). Данный способ выбран в качестве прототипа.The disadvantage of this method is that there is a risk of fracture breakthrough auto-fracturing injection wells placed opposite the middle of the lengths of horizontal wellbores of production wells, production horizontal wells (HW). This method was chosen as a prototype.

Задачей изобретения является создание способа разработки нефтяных сверхнизкопроницаемых залежей, в котором устранены недостатки аналогов и прототипа.The objective of the invention is to create a method for the development of ultra-low-permeability oil deposits, which eliminates the disadvantages of analogues and prototype.

Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) и сокращение времени достижения максимального КИН.The technical result of the invention is to increase the oil recovery factor (ORF) and reduce the time to reach the maximum ORF.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяных сверхнизкопроницаемых залежей, включающем бурение горизонтальных скважин с рядным размещением горизонтальных стволов в направлении начальных минимальных горизонтальных напряжений пласта, цементирование хвостовиков для разобщения заколонных интервалов, определение оптимального количества трещин ГРП на основании длины горизонтального участка ствола скважины, геологических и геомеханических особенностей объекта, технологии выполнения ГРП, расчет траекторий развития трещин ГРП с учетом поворота траектории трещин ГРП на основании расчета напряженно-деформированного состояния в области горизонтальных скважин и выполнение на всех скважинах поперечно-направленного многостадийного гидроразрыва пласта, согласно настоящему изобретению, в горизонтальных стволах устанавливают пакерные установки для изолирования друг от друга чередующихся добывающих и нагнетательных трещин ГРП и осуществляют одновременно в каждой скважине добычу флюида и нагнетание жидкости через разобщенные порты по двум независимым каналам, причем в первом канале располагают электроцентробежный насос для добычи флюида, по второму каналу осуществляют нагнетание жидкости при забойном давлении, не превышающем давление разрыва пласта.The technical result is achieved by the fact that in a method for developing oil ultra-low-permeability deposits, including drilling horizontal wells with in-line placement of horizontal wellbores in the direction of the initial minimum horizontal stresses of the formation, cementing liners to isolate behind-the-casing intervals, determining the optimal number of hydraulic fractures based on the length of the horizontal section of the wellbore, geological and geomechanical features of the object, hydraulic fracturing technology, calculation of hydraulic fracture development trajectories taking into account the rotation of the hydraulic fracture trajectory based on the calculation of the stress-strain state in the area of horizontal wells and the implementation of transverse multi-stage hydraulic fracturing in all wells, according to the present invention, in horizontal wells, packer units are installed to isolate alternating production and injection fractures from each other. Hydraulic fracturing is carried out simultaneously in each well. at the fluid and injection of liquid through disconnected ports through two independent channels, wherein the first channel is equipped with an electric centrifugal pump for fluid production, the second channel is used to inject fluid at a bottomhole pressure not exceeding the formation fracturing pressure.

Таким образом, достижение технического результата обусловлено сближением зон отбора и нагнетания без увеличения плотности сетки скважин, учетом поворота траектории трещин ГРП и связанных с ним рисков пересечения соседних добывающих и нагнетательных трещин ГРП в пласте и получения преждевременной обводненности продукции скважины.Thus, the achievement of the technical result is due to the convergence of the extraction and injection zones without increasing the density of the well grid, taking into account the rotation of the hydraulic fracture trajectory and the associated risks of crossing adjacent production and injection hydraulic fractures in the reservoir and obtaining premature water cut in the well production.

Осуществление предлагаемого способа иллюстрируется следующими материалами.The implementation of the proposed method is illustrated by the following materials.

Фиг. 1, 2 - схемы разработки нефтяных залежей с чередующимися добывающими и нагнетательными трещинами ГРП, где 1 - скважины, которые бурят в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта; 2 - изолированные добывающие трещины ГРП; 3 - нагнетательные трещины ГРП; σ_min - направление минимального горизонтального напряжения пласта; σ_max - направление максимального горизонтального напряжения пласта.Fig. 1, 2 - schemes for the development of oil deposits with alternating production and injection hydraulic fractures, where 1 - wells that are drilled in the direction of the minimum horizontal stresses of the reservoir; 2 - isolated production hydraulic fractures; 3 - hydraulic fracturing injection cracks; σ _min - the direction of the minimum horizontal stress of the formation; σ _max - direction of the maximum horizontal stress of the formation.

Фиг. 3 - схема разработки по аналогу 1, где система ППД отсутствует, залежь работает в режиме истощения.Fig. 3 - development scheme similar to 1, where there is no reservoir pressure maintenance system, the deposit is operating in depletion mode.

Фиг. 4 - схема разработки по прототипу, где 1 - скважины, которые бурят в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта; 2 - нагнетательные скважины, трещины ГРП которых направленны в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта σ_max; 3 - нагнетательные скважины, трещины ГРП которых направленны в направлении начальных минимальных горизонтальных напряжений пласта σ_min.Fig. 4 - scheme of development according to the prototype, where 1 - wells that are drilled in the direction of the minimum horizontal stresses of the formation; 2 - injection wells, the hydraulic fractures of which are directed in the direction of the maximum horizontal stresses of the formation σ _max ; 3 - injection wells, hydraulic fractures of which are directed in the direction of the initial minimum horizontal stresses of the formation σ _min .

Фиг. 5, 6 - расчетные графики изменения КИН, где вариант 1 - вариант систем разработки по аналогу 1, вариант 2 - вариант систем разработки по прототипу, варианты 3-8 - вариантов систем разработки согласно изобретению, в которых количество трещин ГРП варьировалось.Fig. 5, 6 - calculated graphs of the change in oil recovery factor, where option 1 is a variant of development systems similar to 1, option 2 is a variant of development systems based on a prototype, options 3-8 are options for development systems according to the invention, in which the number of hydraulic fractures varied.

Фиг. 7 - расчетные значения КИН и время его достижения в зависимости от расстояния между добывающими и нагнетательными трещинами ГРП, где вариант 1 - вариант систем разработки по аналогу 1, вариант 2 - вариант систем разработки по прототипу, варианты 3-8 - вариантов систем разработки согласно изобретению, в которых количество трещин ГРП варьировалось.Fig. 7 - calculated values of oil recovery factor and the time to achieve it depending on the distance between the production and injection fractures of hydraulic fracturing, where option 1 is the option of development systems according to analog 1, option 2 is the option of development systems according to the prototype, options 3-8 are options for development systems according to the invention , in which the number of hydraulic fractures varied.

Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.

1. На месторождении бурят ряды горизонтальных скважин 1 в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта (фиг. 1, 2). Начальные региональные направления минимальных и максимальных горизонтальных напряжений пласта можно определить 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].1. At the field, rows of horizontal wells 1 are drilled in the direction of the minimum horizontal stresses of the formation (Fig. 1, 2). The initial regional directions of the minimum and maximum horizontal stresses of the formation can be determined from the results of cross-dipole broadband acoustic logging after hydraulic fracturing, in 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 // Neftyanoe khozyaystvo. - 2011. - No. 6. - With. 34-38], based on the results of monitoring the development of hydraulic fractures during previous work using microseismic monitoring or microdeformation monitoring [J.N. 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 106159. - 2007].

2. На всех скважинах осуществляют цементирование хвостовиков для разобщения заколонных интервалов.2. On all wells, liner cementing is carried out to isolate the behind-the-casing intervals.

3. Определяют оптимальное количество трещин ГРП, которое зависит от длины горизонтального участка ствола скважины, геологических и геомеханических особенностей объекта (в том числе от особенностей профиля механических свойств по разрезу), технологии выполнения ГРП, и влияния локального изменения напряженно-деформированного состояния в области скважины на траектории поперечно-направленных трещин ГРП.3. Determine the optimal number of hydraulic fractures, which depends on the length of the horizontal section of the wellbore, geological and geomechanical features of the object (including the features of the profile of mechanical properties along the section), hydraulic fracturing technology, and the influence of local changes in the stress-strain state in the well area on the trajectory of transverse hydraulic fractures.

4. Оценку (расчет) траекторий развития трещин ГРП для оптимальной расстановки положения трещин ГРП по длине горизонтального ствола скважины с целью уменьшения рисков пересечения трещин ГРП, минимизации получения преждевременной обводненности продукции скважины и получении строго перпендикулярных трещин ГРП относительно горизонтального ствола скважин проводят на основании расчета напряженно-деформированного состояния в области горизонтальных скважин в геомеханическом симуляторе.4. Evaluation (calculation) of the trajectories of hydraulic fracturing for the optimal arrangement of the position of hydraulic fractures along the length of the horizontal wellbore in order to reduce the risks of crossing hydraulic fracturing fractures, minimizing premature water cut in the well production and obtaining strictly perpendicular hydraulic fractures relative to the horizontal wellbore is carried out based on the calculation of stressed -deformed state in the area of horizontal wells in the geomechanical simulator.

5. Далее на скважинах проводят поперечно-направленный МГРП. В хвостовиках устанавливают двухтрубные системы с пакерами, служащими для разобщения трещин ГРП, причем количество трещин ГРП зависит от длины горизонтального участка ствола скважины и геологических особенностей объекта.5. Next, transverse multi-stage hydraulic fracturing is carried out on the wells. Two-pipe systems with packers are installed in the liners, which serve to isolate hydraulic fractures, and the number of hydraulic fractures depends on the length of the horizontal section of the wellbore and the geological features of the object.

6. После выполнения МГРП производят запуск всех скважин в добычу флюида и нагнетание жидкости, при этом добычу и нагнетание ведут одновременно по двум независимым каналам через чередующиеся изолированные добывающие 2 и нагнетательные 3 трещины ГРП. Забойное давление в нагнетательной линии не должно превышать давление разрыва пласта. На фиг. 2 показана схема реализации способа, когда трещины ГРП на скважинах в центральном вертикальном ряду инвертированы.6. After the multi-stage hydraulic fracturing, all wells are launched into fluid production and fluid injection, while production and injection are carried out simultaneously through two independent channels through alternating isolated production 2 and injection 3 hydraulic fractures. The bottomhole pressure in the injection line should not exceed the formation fracture pressure. In FIG. Figure 2 shows a diagram of the implementation of the method when hydraulic fractures in wells in the central vertical row are inverted.

Пример конкретного осуществления способа.An example of a specific implementation of the method.

В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти с сверхнизкопроницаемым коллектором, характеризующаяся следующими геолого-геофизическими параметрами: глубина залегания - 2600 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 10 м, коэффициент проницаемости - 0.0003 мкм², коэффициент пористости - 0.17, коэффициент нефтенасыщенности - 0.5, начальное пластовое давление - 260 атм, вязкость нефти в пластовых условиях - 1.5 сП, плотность нефти в пластовых условиях - 870 кг/м³.An oil deposit with an ultra-low-permeability reservoir is considered as an object of development, characterized by the following geological and geophysical parameters: occurrence depth - 2600 m, effective oil-saturated thickness - 10 m, permeability coefficient - 0.0003 µm ² , porosity coefficient - 0.17, oil saturation coefficient - 0.5, initial reservoir pressure - 260 atm, oil viscosity in reservoir conditions - 1.5 cP, oil density in reservoir conditions - 870 kg/m ³ .

Согласно схеме предлагаемой системы разработки (фиг. 1, 2) ряды горизонтальных скважин с длинами стволов 600 м бурят в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, расположив скважины в три ряда по три скважины в ряду с расстояниями между горизонтальными скважинами в ряду 100 м и между рядами скважин 300 м. На этих скважинах выполняют поперечно-направленный МГРП с полудлинами трещин 140 м с чередующимися добывающими и нагнетательными трещинами, которые одновременно запускают в добычу флюида 2 и закачку жидкости 3. В геомеханическом симуляторе на основании расчета напряженно-деформированного состояния в области горизонтальных скважин оценивается необходимое расстояние для расстановки положения трещин ГРП по длине горизонтального ствола скважины для уменьшения рисков пересечения соседних трещин ГРП, минимизации получения преждевременной обводненности продукции скважины и получении строго перпендикулярных трещин ГРП относительно горизонтального ствола скважин. Рост трещин ГРП на этих скважинах будет происходить в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений пласта.According to the scheme of the proposed development system (Fig. 1, 2), rows of horizontal wells with a bore length of 600 m are drilled in the direction of the minimum horizontal stresses of the formation, arranging the wells in three rows, three wells in a row with distances between horizontal wells in a row of 100 m and between rows 300 m wells. In these wells, transverse multi-stage hydraulic fracturing is performed with fracture half-lengths of 140 m with alternating production and injection fractures, which simultaneously start fluid 2 production and fluid 3 injection. In the geomechanical simulator, based on the calculation of the stress-strain state in the area of horizontal wells the required distance is estimated for arranging the position of hydraulic fractures along the length of the horizontal wellbore to reduce the risks of crossing adjacent hydraulic fractures, minimizing premature water cut in the well production and obtaining strictly perpendicular hydraulic fractures relative to the horizontal wellbore. The growth of hydraulic fractures in these wells will occur in the direction of the initial maximum horizontal stresses of the formation.

Для сравнения рассчитаны 2 варианта систем разработки по аналогу 1 и прототипу и 6 вариантов систем разработки согласно изобретению, в которых количество трещин ГРП варьировалось.For comparison, 2 variants of development systems according to analogue 1 and prototype and 6 variants of development systems according to the invention, in which the number of hydraulic fractures varied, were calculated.

С неинвертированным порядком трещин ГРП в центральном вертикальном ряду скважин: вариант 3 с 13 трещинами через 50 м, вариант 4 с 9 трещинами через 75 м, вариант 5 с 7 трещинами через 100 м (фиг. 1). С инвертированным порядком трещин ГРП в центральном вертикальном ряду скважин: вариант 6 с 13 трещинами через 50 м, вариант 7 с 9 трещинами через 75 м, вариант 8 с 7 трещинами через 100 м (фиг. 2). Забойное давление в первом канале (добывающие трещины ГРП) - 70 атм, во втором канале (нагнетательные трещины ГРП) - 450 атм.With a non-inverted fracture order in the central vertical row of wells: option 3 with 13 fractures every 50 m, option 4 with 9 fractures every 75 m, option 5 with 7 fractures every 100 m (Fig. 1). With inverted hydraulic fracture order in the central vertical row of wells: option 6 with 13 fractures every 50 m, option 7 with 9 fractures every 75 m, option 8 with 7 fractures every 100 m (Fig. 2). Bottom hole pressure in the first channel (production fractures of hydraulic fracturing) is 70 atm, in the second channel (injection fractures of hydraulic fracturing) - 450 atm.

По варианту 1 согласно аналогу 1 (фиг. 3) добывающие горизонтальные скважины длиной 600 м пробурены в три ряда по три скважины в ряду в направлении первоначальных минимальных горизонтальных напряжений пласта с выполнением на них поперечно-направленного МГРП с 7 трещинами ГРП через 100 м с полу длинами 140 м. Расстояние между рядами добывающих горизонтальных скважин - 300 м, между скважинами в рядах - 100 м, плотность сетки скважин - 21 Га/скв.According to option 1, according to analogue 1 (Fig. 3), horizontal production wells 600 m long were drilled in three rows, three wells in a row in the direction of the initial minimum horizontal stresses of the formation, performing transverse multi-stage hydraulic fracturing with 7 hydraulic fractures every 100 m from the floor 140 m long. The distance between the rows of producing horizontal wells is 300 m, between the wells in the rows is 100 m, the density of the well grid is 21 ha/well.

По варианту 2 согласно прототипу (фиг. 4) в системе разработки размещены дополнительно к варианту 1 28 нагнетательных ННС с трещинами авто-ГРП с полу длиной 300 м в 4 ряда по 7 скважин в ряду с чередованием с рядами горизонтальных скважин по 3 скважины в ряду. Расстояние между рядами скважин - 300 м, между горизонтальными скважинами в рядах - 400 м, между нагнетательными скважинами в рядах - 500 м, плотность сетки скважин - 20 Га/скв. ГРП и пуск в работу осуществляют на горизонтальных добывающих 1 и нагнетательных ННС 2, расположенных в углах схемы разработки. Развитие трещин ГРП и авто-ГРП на этих скважинах будет происходить в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений пласта. ГРП и пуск в работу нагнетательных ННС 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 ННС в том же ряду - параллельно начальным направлениям минимальных горизонтальных напряжений пласта.According to option 2, according to the prototype (Fig. 4), in addition to option 1, 28 injection pumping stations with auto-fracturing fractures with a floor length of 300 m in 4 rows of 7 wells in a row are placed in the development system, alternating with rows of horizontal wells, 3 wells in a row . The distance between rows of wells is 300 m, between horizontal wells in rows is 400 m, between injection wells in rows is 500 m, the density of the well grid is 20 ha/well. Hydraulic fracturing and commissioning are carried out on horizontal production 1 and injection pumps 2, located in the corners of the development scheme. The development of hydraulic fractures and auto-fracturing in these wells will occur in the direction of the initial maximum horizontal stresses of the formation. Hydraulic fracturing and commissioning of injection HPS 3, located opposite the middle of horizontal production wells, is carried out after the remaining wells are put into operation, while the development of auto-HF fractures in these wells will occur in the direction of two adjacent previously launched injection HPS in the same in a row - parallel to the initial directions of the minimum horizontal stresses of the formation.

На фиг. 5 и 6 представлены результаты расчетов, показывающие динамику изменения КИН в течение 10 лет согласно изобретению для вариантов 3, 4, 5 и 6, 7, 8 соответственно в сравнении с вариантом 1 по аналогу 1 и вариантом 2 по прототипу. Согласно изобретению наибольший КИН=0.37 достигается для варианта 8, наименьший КИН=0.34 - для варианта 3, причем оба превосходят значения КИН=0.05 для варианта 1 по аналогу 1 и КИН=0.29 для варианта 2 прототипу.In FIG. 5 and 6 shows the results of calculations showing the dynamics of changes in oil recovery factor over 10 years according to the invention for options 3, 4, 5 and 6, 7, 8, respectively, in comparison with option 1 according to analogue 1 and option 2 according to the prototype. According to the invention, the largest ORF=0.37 is achieved for option 8, the smallest ORF=0.34 for option 3, both of which exceed the values of ORF=0.05 for option 1 according to analogue 1 and ORF=0.29 for option 2 to the prototype.

Из фиг. 5 и 6 видно, что сроки эффективной работы горизонтальных скважин по всем вариантам, согласно изобретению, превышают срок эффективной работы добывающих скважин по варианту 1, что свидетельствует о снижении темпов падения добычи нефти. Максимальные показатели эффективности работы скважин, согласно изобретению, для всех вариантов достигаются за гораздо меньший срок, чем для варианта 2: за 2 года для варианта 3 с КИН=0.34 и за 6.5 лет для варианта 8 с КИН=0.37. Для варианта 2 КИН=0.11 через 2 года, КИН=0.24 через 6.5 лет, а максимальное значение КИН=0.38 достигается только через 40 лет после запуска скважин в работу.From FIG. 5 and 6, it can be seen that the terms of effective operation of horizontal wells for all options, according to the invention, exceed the period of effective operation of production wells according to option 1, which indicates a decrease in the rate of decline in oil production. The maximum well performance indicators, according to the invention, for all options are achieved in a much shorter period than for option 2: for 2 years for option 3 with ORF=0.34 and for 6.5 years for option 8 with ORF=0.37. For option 2, recovery factor = 0.11 after 2 years, recovery factor = 0.24 after 6.5 years, and the maximum value of recovery factor = 0.38 is reached only 40 years after the wells are put into operation.

Существенное снижение времени достижения максимальных КИН и накопленной добычи нефти приводит к быстрой окупаемости затрат. На фиг. 7 показан расчетный максимальный КИН и время его достижения для всех вариантов согласно изобретению в сравнении с вариантом 2. При одинаковых количествах трещин и расстояниях между ними значения КИН больше для вариантов с инвертированным порядком трещин. При этом чем меньше расстояние между трещинами, тем меньше время достижения максимального КИН, а значения КИН изменяются незначительно и составляют ~ 0.36-0.37 Положительный технико-экономический эффект достигается за счет возможности сближения зон отбора и нагнетания согласно изобретению при сохранении проектной плотности сетки скважин. Увеличение расстояния между нагнетательными и добывающими трещинами более 100 м нецелесообразно, так как при этом время достижения максимального КИН увеличивается экспоненциально.A significant reduction in the time to reach the maximum oil recovery factor and cumulative oil production leads to a quick payback of costs. In FIG. 7 shows the calculated maximum recovery factor and the time to achieve it for all options according to the invention in comparison with option 2. With the same number of cracks and distances between them, the recovery factor values are greater for options with inverted order of cracks. At the same time, the smaller the distance between the fractures, the shorter the time to reach the maximum recovery factor, and the recovery factor values change insignificantly and amount to ~ 0.36-0.37. Increasing the distance between the injection and production fractures by more than 100 m is not advisable, since in this case the time to reach the maximum oil recovery factor increases exponentially.

Таким образом, применение изобретения позволит достичь высоких КИН и сократить время достижения его максимального значения.Thus, the application of the invention will make it possible to achieve high oil recovery factors and reduce the time to reach its maximum value.

Claims

A method for developing oil ultra-low-permeability deposits, including drilling horizontal wells with in-line placement of horizontal wellbores in the direction of the initial minimum horizontal stresses of the formation, cementing liners to isolate behind-the-casing intervals, determining the optimal number of hydraulic fractures based on the length of the horizontal section of the wellbore, geological and geomechanical features of the object, technology hydraulic fracturing, calculation of the trajectories of hydraulic fracturing development taking into account the rotation of the trajectory of hydraulic fracturing fractures based on the calculation of the stress-strain state in the area of horizontal wells and the implementation of transverse multi-stage hydraulic fracturing on all wells, characterized in that packer systems are installed in horizontal wells to isolate each other from other alternating production and injection hydraulic fractures and carry out simultaneously in each well fluid production and fluid injection through separated ports in two independent channels, and in the first channel there is an electric centrifugal pump for fluid production, through the second channel fluid is injected at a bottomhole pressure not exceeding the formation fracturing pressure.