RU2630321C1

RU2630321C1 - Method for development of oil deposits in layer reservoirs with branched horizontal well

Info

Publication number: RU2630321C1
Application number: RU2016134477A
Authority: RU
Inventors: Владимир Николаевич Петров; Владимир Борисович Оснос; Александр Иванович Арзамасцев
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2016-08-23
Filing date: 2016-08-23
Publication date: 2017-09-07

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method used to identify at least two reservoirs which coincide on a plan and separated by interlayers-bridges. Drilling of vertical injection wells and branched horizontal production well is perfomed with horizontal shafts of required length located in the corresponding reservoir. The displacement fluid is injected through vertical injection wells and products are taken through branched horizontal production well. Actual reserves, oil viscosity and permeability for each reservoir in the development area are determined. The horizontal shafts are constructed with length directly proportional to the reserves of the corresponding reservoir being opened. The injection wells are opened by perforation of all the reservoirs. The perforation area for the respective reservoir is selected in direct proportion to the product viscosity and/or the thickness of the reservoir section. Production of oil reserves of all reservoirs with one pumping equipment of branched production well is carried out. When the operating mode of the branched production and injection wells is established, constant supervision over watering of oil being produced is performed. When watering of produced oil is 80-90%, the reservoir with the maximum watering value is determined by oil viscosity and cut from the main shaft of the production well.

EFFECT: improving efficiency of the process by providing uniform production of two or more formations and reducing drilling costs.

1 ex, 1 tbl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии отбора продукции из продуктивных пластов разветвленной горизонтальной скважиной.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to technology for the selection of products from productive formations of a branched horizontal well.

Известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения горизонтальными скважинами (патент RU №2339801, E21B 43/20, опубл. в бюл. №20 от 27.11.2008), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурение из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных, и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины, причем при бурении горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов определяют границы зон с различной проницаемостью, пересекаемых этими стволами, количество разветвлений определяют в зависимости, прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон и из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения, затем в горизонтальных и/или субгоризонтальных скважинах устанавливают пакер на границе зон, отличающихся проницаемостями в 1,5 и более раз, а отбор продукции осуществляют при поддержании забойного давления для каждой выбранной зоны.There is a method of developing a multilayer heterogeneous oil field with horizontal wells (patent RU No. 23339801, E21B 43/20, published in Bulletin No. 20 of 11/27/2008), including drilling injection and production wells with vertical and horizontal and / or subhorizontal shafts at a certain placement in each reservoir, drilling from horizontal and / or subhorizontal shafts of horizontal and / or subhorizontal and / or vertical branches, injection of displacing fluid and production of well products, reason when drilling horizontal and / or subhorizontal shafts, the boundaries of zones with different permeability intersected by these shafts are determined, the number of branches is determined in dependence directly proportional to oil reserves, inversely proportional to the permeability of zones and from the condition of ensuring uniform development of field reserves, then in horizontal and / or subhorizontal wells set a packer at the border of zones differing in permeability by 1.5 times or more, and the selection of products is carried out while maintaining bottom-hole pressure for each selected zone.

Недостатками данного способа являются: узкая область применения из-за невозможности использования в пределах одного пласта с различной освоенностью, невозможность определения четкой границы зон проницаемости, а также сложность конструкции из-за установки пакера.The disadvantages of this method are: a narrow scope due to the inability to use within the same reservoir with different levels of development, the inability to determine a clear boundary of the permeability zones, as well as the complexity of the design due to the installation of the packer.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах (патент RU №2387815, E21B 43/20, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2010), включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину, при этом выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый, затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем стволы проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин, а длину стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing an oil deposit in layered carbonate reservoirs (patent RU No. 2387815, E21B 43/20, published in bulletin No. 12 of 04/27/2010), including placement, drilling of vertical injection and branched horizontal production wells with horizontal shafts, injection of displacing fluid through vertical injection wells and production selection through a branched horizontal production well, at least two thin carbonate formations are distinguished -collectors that coincide in plan, located in close proximity to each other, separated by clay interlayers, crosspieces, clarify the distribution of oil-saturated thickness of reservoir layers over the area of the reservoir, select areas with the maximum allowable effective oil-saturated thickness of reservoir layers of at least two meters each, then drill a branched horizontal well for the simultaneous development of two or more reservoirs, place horizontal shafts in the most permeable intervals of the pl ists, the trunks is performed in the direction of increasing the effective net pay thickness, and length of trunk take inversely proportional to their permeability.

Недостатками способа являются: невозможность точного определения длины стволов разветвленной горизонтальной добывающей скважины, неравномерная выработка запасов углеводородов при одновременной эксплуатации пластов-коллекторов, узкие геологические границы (только карбонатный пласт-коллектор).The disadvantages of the method are: the inability to accurately determine the length of the trunks of a branched horizontal production well, uneven production of hydrocarbon reserves while operating reservoirs, narrow geological boundaries (only carbonate reservoir).

Техническими задачами предполагаемого изобретения являются равномерная выработка двух или более пластов, сокращение затрат на дополнительном бурении добывающих скважин, равномерное вытеснение углеводородов при нагнетании закачиваемой воды.The technical objectives of the proposed invention are the uniform production of two or more layers, reducing the cost of additional drilling of production wells, uniform displacement of hydrocarbons during injection of injected water.

Технические задачи решаются способом разработки нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной, включающим определение не менее двух пластов-коллекторов, совпадающих в плане, разделенных прослоями-перемычками, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами необходимой длины, расположенными в соответствующем пласте-коллекторе, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину.Technical problems are solved by the method of developing oil in layered reservoirs with a branched horizontal well, including the determination of at least two reservoir layers that are the same in plan, separated by interlayers, drilling vertical injection and branched horizontal production wells with horizontal wells of the required length, located in the corresponding reservoir collector, injection of displacing fluid through vertical injection wells and selection of products through a branched mountain ontalnuyu production well.

Новым является то, что определяют текущие запасы, вязкость нефти и проницаемость для каждого пласта-коллектора на участке разработки, а горизонтальные стволы строят длиной, прямо пропорциональной запасам вскрываемого соответствующего пласта-коллектора, при этом нагнетательные скважины вскрывают перфорацией все пласты-коллекторы, причем площадь перфорации для соответствующего пласта-коллектора выбирают прямо пропорциональной вязкости продукции и/или толщине участка пласта-коллектора, при обводнении продукции определяют пласт-коллектор с максимальной обводненностью продукции и отсекают его от основного ствола добывающей скважины.What is new is that current reserves, oil viscosity and permeability are determined for each reservoir in the development area, and horizontal shafts are constructed with a length directly proportional to the reserves of the corresponding reservoir being opened, while injection wells open all reservoir reservoirs with perforation, and the area perforations for the corresponding reservoir layer are selected directly proportional to the viscosity of the product and / or the thickness of the section of the reservoir layer; when watering the product, the reservoir call is determined Ktorov maximum water production and cut it from the main trunk of the production well.

На фигуре представлен способ разработки нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной.The figure shows a method of developing oil in layered reservoirs of a branched horizontal well.

Способ разработки нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной осуществляется следующим образом.The method of oil development in layered reservoirs branched horizontal well is as follows.

По предлагаемому способу определяют в коллекторе не менее двух слоев в виде пластов-коллекторов 1, находящихся друг над другом, приуроченных к одному или разным отложениям по геологическому строению, совпадающих в плане и разделенных непроницаемыми прослоями-перемычками 2. Далее строят разветвленную горизонтальную добывающую скважину 3 с горизонтальными стволами 4 и 5 в соответствующий пласт-коллектор 1. Для бурения горизонтальных стволов 4 и 5 каждый пласт-коллектор 1 по толщине должен быть не менее 3-5 м. Для определения необходимой длины соответствующего горизонтального ствола 4 или 5 у каждого пласта-коллектора 1 определяют текущие запасы нефти на участке разработки, приходящемся на каждый горизонтальный ствол 4 и 5 разветвленной добывающей скважины 3. При этом длина каждого горизонтального ствола 4 и 5 прямо пропорциональна текущим запасам участка пласта-коллектора 1.According to the proposed method, at least two layers in the form of reservoir layers 1, located one above the other, confined to one or different deposits according to the geological structure, coinciding in plan and separated by impermeable layers-bridges 2, are determined in the reservoir. Next, a branched horizontal production well 3 is built with horizontal shafts 4 and 5 into the corresponding reservoir 1. For drilling horizontal shafts 4 and 5, each reservoir 1 in thickness should be at least 3-5 m. To determine the required length with The corresponding horizontal wellbore 4 or 5 at each reservoir 1 determines the current oil reserves at the development site attributable to each horizontal wellbore 4 and 5 of the branched production well 3. The length of each horizontal wellbore 4 and 5 is directly proportional to the current reserves of the reservoir reservoir one.

Для поддержания необходимого давления в каждом пласте-коллекторе при выработке участка, на который будет работать добывающая скважина 3, строится вертикальная нагнетательная скважина 6, вскрывающая каждый пласт-коллектор, вскрытый добывающей скважиной 3. Площадь перфорационных отверстий 7 нагнетательной скважины 6 прямо пропорциональна вязкости и/или толщине пласта-коллектора 1.In order to maintain the required pressure in each reservoir, during the development of the area where the production well 3 will work, a vertical injection well 6 is being built, opening each reservoir layer opened by the producing well 3. The area of the perforations 7 of the injection well 6 is directly proportional to the viscosity and / or reservoir thickness 1.

При установившемся режиме работы, добывающей 2 и нагнетательной 6 скважин, ведется постоянный контроль за обводненностью добываемой продукции. В случае достижения обводненности критической отметки (80-90%) определяют пласт-коллектор 1, из которого ведется отбор воды, и отсекают его от основного ствола 8 разветвленной горизонтальной скважиной 3.In the established operating mode, producing 2 and 6 injection wells, constant monitoring of the water cut of the produced products is carried out. In case of reaching the water cut of the critical mark (80-90%), the reservoir 1 is determined from which water is taken, and it is cut off from the main trunk 8 by a branched horizontal well 3.

Пример конкретного исполнения.An example of a specific implementation.

Разрабатываются пласты-коллекторы 1 Соколкинского нефтяного месторождения бобриковского горизонта и турнейского яруса, разделенные непроницаемой перемычкой 2. Геолого-физические характеристики пласта турнейских и бобриковских отложений приведены в таблице.The reservoir formations 1 of the Sokolkinsky oil field of the Bobrikov horizon and the Tournaisian layer, separated by an impenetrable bridge 2. The geological and physical characteristics of the Tournaisian and Bobrikov deposits are shown in the table.

При определении текущих запасов нефти на каждый горизонтальный ствол 4 и 5 добывающей скважины 3 используется вышеприведенная таблица. Запасы участка турнейского яруса соответствуют 84 тыс. т, бобриковского горизонта 64 тыс. т.When determining the current oil reserves for each horizontal wellbore 4 and 5 of the producing well 3, the above table is used. The reserves of the Tournaisian stage section correspond to 84 thousand tons, the Bobrikovsky horizon is 64 thousand tons.

Строится добывающая скважина 3 с двумя горизонтальными участками 4 и 5. Горизонтальный участок 4 добывающей скважины 3 будет работать на бобриковский горизонт, соответственно горизонтальный участок 5 будет работать на турнейский ярус. При разработке нефтяного участка добывающей скважины 3 по результатам проведенных исследований подбирается оптимальный режим работы скважины 3 горизонтального участка 4, одним из критериев которого является дебит, в данном случае равный 20 т/сут. Из формулы Джоши обратным расчетом, зная приток к горизонтальному стволу скважины, в зависимости от его длины находится оптимальная длина L₁ горизонтального участка 4 скважины 3, соответствующая оптимальному дебиту (20 т/сут), которая по расчетам составляет 211 м. Для равномерной выработки запасов нефти одним насосным оборудованием добывающей скважины 3 начальный дебит нефти горизонтального участка 5, который будет работать на турнейский ярус должен соответствовать 26,3 т/сут, и для определения его длины также применяется формула Джоши. При известных начальных условиях пласта длина L₂ горизонтального участка 5 должна составлять 275 м.A production well 3 is being built with two horizontal sections 4 and 5. The horizontal section 4 of the producing well 3 will work on the Bobrikov horizon, respectively, the horizontal section 5 will work on the Tournaisian layer. When developing the oil section of the producing well 3, according to the results of the studies, the optimal operating mode of the well 3 of the horizontal section 4 is selected, one of the criteria of which is the flow rate, in this case equal to 20 tons / day. From Joshi’s formula, by inverse calculation, knowing the inflow to the horizontal wellbore, depending on its length, the optimal length L _{1 of the} horizontal section 4 of well 3 is found, which corresponds to the optimal flow rate (20 t / day), which is estimated to be 211 m. For uniform production of reserves oil with one pumping equipment of a producing well 3, the initial oil production rate of the horizontal section 5, which will operate on the Tournaisian stage, must correspond to 26.3 tons / day, and the Joshi formula is also used to determine its length. Under known initial reservoir conditions, the length L _{2 of the} horizontal section 5 should be 275 m.

Строится нагнетательная вертикальная скважина 6, которая будет поддерживать пластовое давление, необходимое для выработки запасов разрабатываемого участка, вскрывающая каждый пласт-коллектор 1, вскрытый добывающей скважиной 3. Площадь перфорационных отверстий 7 нагнетательной скважины 6 прямо пропорциональна вязкости и толщине пласта-коллектора 1 и составляет 0,0965 м² для бобриковского горизонта, 0,265 м² для турнейского яруса. Обе скважины 6 и 3 вводятся в работу.A vertical injection well 6 is being built, which will maintain the reservoir pressure necessary for producing reserves of the developed area, opening each reservoir 1 opened by the producing well 3. The area of perforations 7 of the injection well 6 is directly proportional to the viscosity and thickness of the reservoir 1 and is 0 , 0965 m ² for the Bobrikovsky horizon, 0.265 m ² for the Tournaisian tier. Both wells 6 and 3 are put into operation.

При установившемся режиме работы, добывающей 3 и нагнетательной 6 скважин, ведется постоянный контроль за обводненностью добываемой продукции. В случае достижения обводненности критической отметки (80-90%) определяют пласт-коллектор 1, из которого ведется отбор воды, по плотности добываемой жидкости и отсекают его от основного ствола 8 разветвленной горизонтальной скважины 3.In the established mode of operation, producing 3 and 6 injection wells, constant monitoring of water cut of produced products is carried out. In case of reaching the water cut of the critical mark (80-90%), the reservoir 1 from which water is taken is determined by the density of the produced fluid and cut off from the main trunk 8 of a branched horizontal well 3.

Предполагаемый способ разработки залежи нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной позволяет обеспечить равномерную выработку двух или более пластов, сократить затраты на дополнительном бурении добывающих скважин и обеспечить равномерное вытеснение углеводородов при нагнетании закачиваемой воды.The proposed method for developing oil deposits in layered reservoirs with a branched horizontal well allows for the uniform production of two or more layers, reduces the cost of additional drilling of production wells, and ensures uniform displacement of hydrocarbons during injection of injected water.

Claims

A method for developing oil deposits in layered reservoirs of a branched horizontal well, comprising identifying at least two reservoir layers that are the same in plan, separated by bridging layers, drilling vertical injection wells and a branched horizontal production well with horizontal trunks of the required length, located in the corresponding reservoir , injection of displacing fluid through vertical injection wells and selection of products through branched horizontal production a well, characterized in that the current reserves, oil viscosity and permeability are determined for each reservoir in the development area, and horizontal wells are constructed with a length directly proportional to the reserves of the corresponding reservoir being opened, while the injection wells open all reservoir reservoirs with perforation, moreover, the perforation area for the corresponding reservoir layer is directly proportional to the viscosity of the product and / or the thickness of the section of the reservoir layer, ensure the development of reserves n The oil of all reservoir layers with one pumping equipment of a branched production well, with a steady operation of a branched production and injection wells, constantly monitor the water cut of the produced oil, and when the water of the produced oil is watered, 80-90% of the reservoir is determined with the maximum water cut by oil density and cut it from the main trunk of the producing well.