RU2579039C1

RU2579039C1 - Method for development of low-permeability oil-gas formations

Info

Publication number: RU2579039C1
Application number: RU2015115504/03A
Authority: RU
Inventors: Александр Михайлович Свалов; Владимир Георгиевич Григулецкий
Original assignee: Александр Михайлович Свалов; Владимир Георгиевич Григулецкий
Priority date: 2015-04-24
Filing date: 2015-04-24
Publication date: 2016-03-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and can be used to increase efficiency of development of low-permeability productive formations. Method involves drilling of wells with hydraulic fracturing in each borehole of these wells and injection of displacement agent in production well feeding area. At that, at selected section of formation directions of main compressive horizontal stresses in bed are determined. Drilled at least two branched wells. Faces of these wells are arranged along common line directed mainly towards minimum compressive stresses in bed, with successive alternation of faces. Both wells operated as production to elastic energy depletion of formation fluid. After that, injection of displacement agent through one of wells is performed.

EFFECT: improving development efficiency of low-permeability productive formations at reduction of labour intensity of development.

2 cl, 1 ex, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to increase the efficiency of the development of low permeable reservoirs.

Известен способ разработки продуктивных пластов с использованием добывающих скважин с вытеснением пластового флюида через систему нагнетательных скважин (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под общей ред. Ш.К. Гиматудинова, М., Недра, 1983, 455 с.).A known method of developing productive formations using production wells with the displacement of reservoir fluid through a system of injection wells (a reference guide for designing the development and operation of oil fields. Under the general editorship of Sh.K. Gimatudinova, M., Nedra, 1983, 455 pp.).

Известен способ бурения многозабойных скважин, при котором из основного ствола скважины при приближении к продуктивному пласту ответвляется множество дополнительных стволов, входящих в продуктивный пласт на его различных участках, что увеличивает область охвата пласта одной скважиной (Григорян А.Н. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. - М., Недра, 1969, 192 с.).There is a known method of drilling multilateral wells, in which, from the main wellbore, when approaching the reservoir, a multitude of additional trunks are included that are part of the reservoir in its various sections, which increases the coverage area of the reservoir by one well (Grigoryan A.N. Opening of reservoirs with multilateral and horizontal wells . - M., Nedra, 1969, 192 p.).

Недостатком этих известных способов при их использовании в разработке низкопроницаемых пластов является низкая продуктивность добывающих скважин.The disadvantage of these known methods when they are used in the development of low permeability formations is the low productivity of producing wells.

Известен способ разработки низкопроницаемых пластов с помощью горизонтальной скважины с проведением многостадийного гидроразрыва продуктивного пласта, то есть с созданием системы трещин в пласте, пресекающих ствол горизонтальной скважины (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 International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009). Недостатком этого способа является технологическая сложность его использования, а также отсутствие процесса вытеснения пластового флюида закачиваемым агентом (водой, газом), что существенно снижает коэффициент извлечения флюида из продуктивного пласта.There is a method of developing low-permeability formations using a horizontal well with multi-stage fracturing of the reservoir, that is, with the creation of a system of fractures that prevent the horizontal well (E. Sayapov, IR Diyashev and AV 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, December 7-9, 2009). The disadvantage of this method is the technological complexity of its use, as well as the absence of the process of displacing the reservoir fluid with an injected agent (water, gas), which significantly reduces the coefficient of fluid extraction from the reservoir.

Наиболее близким к заявляемому является способ разработки низкопроницаемых залежей нефти (патент РФ №2515628 С1, МПК Е21В 43/18, Е21В 43/30, опубл. 20.05.2014), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, выполнение многостадийного гидроразрыва пласта и бурение наклонно направленных нагнетательных скважин с выполнением гидроразрывов пласта. При этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, гидроразрыв и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу, причем закачку жидкости в нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. Недостатком этого способа является необходимость применения технологически сложного способа строительства горизонтальных скважин с проведением в них многостадийного гидроразрыва, а также нерациональное размещение забоев нагнетательных скважин, удаленных от основной области питания системы трещин гидроразрыва в добывающих горизонтальных скважинах, что снижает полноту и темпы вытеснения нефти из этой области.Closest to the claimed is a method of developing low-permeability oil deposits (RF patent No. 2515628 C1, IPC ЕВВ 43/18, ЕВВ 43/30, publ. 05/20/2014), including drilling horizontal production wells, performing multi-stage hydraulic fracturing and drilling directionally directed injection wells with hydraulic fracturing. At the same time, on injection wells located opposite the middle of the horizontal wellbore of production wells, hydraulic fracturing and commissioning are carried out at the stage when all neighboring wells are already put into operation, and fluid injection in injection wells is carried out at a bottomhole pressure exceeding the fracture pressure. The disadvantage of this method is the need to use a technologically sophisticated method of constructing horizontal wells with multistage hydraulic fracturing in them, as well as irrational placement of the faces of injection wells remote from the main supply area of the hydraulic fracturing system in horizontal producing wells, which reduces the completeness and rate of oil displacement from this area .

Задачей, решаемой предлагаемым способом разработки, является повышение эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов при снижении трудоемкости разработки.The problem solved by the proposed method of development is to increase the efficiency of the development of low-permeable reservoirs while reducing the complexity of development.

Поставленная задача решается тем, что способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов включает бурение скважин с проведением гидроразрыва в каждом стволе этих скважин, а также нагнетание вытесняющего агента непосредственно в область питания добывающей скважины. Новым является то, что бурят по меньшей мере две многозабойные скважины, причем забои этих скважин в плане располагают вдоль общей линии, с последовательным их чередованием и эксплуатируют обе скважины как добывающие до истощения упругой энергии пластового флюида, после чего производят нагнетание вытесняющего агента через одну из скважин, при этом общую линию расположения забоев многозабойных скважин в плане выбирают направленной преимущественно в сторону минимальных горизонтальных напряжений в продуктивном пласте.The problem is solved in that the method of developing low-permeability oil and gas reservoirs involves drilling wells with hydraulic fracturing in each well of these wells, as well as forcing a displacing agent directly into the supply area of the producing well. It is new that at least two multilateral wells are drilled, and the faces of these wells in plan are located along a common line with their successive alternation and operate both wells as producing until the elastic energy of the reservoir fluid is depleted, after which the displacing agent is injected through one of the wells, while the overall location line of the faces of multilateral wells in the plan is chosen directed mainly towards the minimum horizontal stresses in the reservoir.

После отбора пластового флюида из области, охваченной системой трещин гидроразрыва, для вытеснения пластового флюида из аналогичных соседних участков продуктивного пласта закачку вытесняющего агента можно производить через обе многозабойные скважины.After the formation fluid is taken from the area covered by the hydraulic fracturing system, for displacing the formation fluid from similar neighboring sections of the productive formation, the displacing agent can be injected through both multilateral wells.

Совокупность существенных признаков заявляемого способа разработки низкопроницаемых пластов обеспечивает следующий технический результат: повышение эффективности извлечения нефти и газа из низкопроницаемых залежей путем увеличения дебитов добывающих скважин и коэффициента отдачи пласта, а также снижение трудоемкости процесса разработки пласта.The set of essential features of the proposed method for developing low-permeability formations provides the following technical result: increasing the efficiency of oil and gas extraction from low-permeable reservoirs by increasing the production rate of wells and the recovery factor of the formation, as well as reducing the complexity of the process of developing the formation.

Технический результат достигается за счет увеличения проводимости внутренних и внешних фильтрационных зон и градиентов давления между забоями скважин в системе заявляемого их размещения на эксплуатационном объекте в направлении минимальных горизонтальных напряжений в продуктивном пласте и за счет того, что в предлагаемом способе используется система трещин гидроразрыва, для формирования которой не требуется технологически сложного бурения горизонтальной скважины с проведением операции многостадийного гидроразрыва пласта, а также за счет того, что на поздней стадии разработки выполняют нагнетание вытесняющего агента непосредственно через последовательно чередующиеся отдельные трещины гидроразрыва одной из многозабойных скважин, что обеспечивает наиболее полное вытеснение пластового флюида из области питания.The technical result is achieved by increasing the conductivity of the internal and external filtration zones and pressure gradients between the bottom of the wells in the system of their claimed placement at the production facility in the direction of minimum horizontal stresses in the reservoir and due to the fact that the proposed method uses a system of hydraulic fractures to form which does not require technologically sophisticated drilling of a horizontal well with multistage hydraulic fracturing operations, as well as e due to the fact that at a late stage of development, the displacing agent is injected directly through successively alternating separate hydraulic fractures of one of the multilateral wells, which ensures the most complete displacement of the formation fluid from the supply area.

На представленной фиг. 1 изображена схема участка низкопроницаемого пласта для разработки, где бурят две многозабойные скважины 1 и 2 и где цифрой 3 обозначена дневная поверхность. При этом забои всех стволов этих многозабойных скважин 1 и 2 располагают в плане (вид сверху), последовательно чередуя вдоль одной линии АВ, ориентированной в направлении минимальных горизонтальных напряжений в продуктивном пласте 4. Производят гидроразрывы пласта 4 во всех стволах этих скважин. В образующейся системе трещин 5 гидроразрыва все трещины будут ортогональны линии АВ, поскольку направление образующихся в пласте трещин будет ортогонально направлению на минимальные сжимающие горизонтальные напряжения в этом пласте.In the presented FIG. 1 shows a diagram of a section of a low-permeability reservoir for development where two multilateral wells 1 and 2 are drilled and where the number 3 denotes a day surface. At the same time, the faces of all the trunks of these multilateral wells 1 and 2 are arranged in plan (top view), sequentially alternating along one line AB, oriented in the direction of minimum horizontal stresses in the productive formation 4. Hydraulic fractures of the formation 4 are made in all the trunks of these wells. In the resulting hydraulic fracturing system 5, all the cracks will be orthogonal to the line AB, since the direction of the cracks generated in the formation will be orthogonal to the direction of the minimum compressive horizontal stresses in this formation.

Таким образом, на выбранном участке низкопроницаемого продуктивного пласта формируется множество поверхностей разрыва, имеющих большую площадь притока, что существенно увеличивает поток пластового флюида (на приводимых фигурах поток обозначен стрелками) к этим поверхностям и, соответственно, к скважинам 1 и 2, которые на начальном этапе разработки эксплуатируются как добывающие скважины. Областью питания этих скважин является, в основном, область, охватываемая системой трещин 5.Thus, a plurality of fracture surfaces having a large inflow area are formed in the selected area of the low-permeable reservoir, which significantly increases the flow of formation fluid (in the figures shown, the flow is indicated by arrows) to these surfaces and, accordingly, to wells 1 and 2, which at the initial stage developments are operated as production wells. The supply area of these wells is mainly the area covered by the fracture system 5.

Как показывает практика применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом, запас энергии пластового флюида обеспечивает рентабельную эксплуатацию добывающей скважины с системой трещин гидроразрыва в течение 1.5-2 лет, после чего эта скважина выводится из эксплуатации. При этом в области питания, охватываемой системой трещин гидроразрыва, остается большой объем пластового флюида, по величине значительно превышающий объем извлеченного флюида, который может быть вытеснен из пласта к добывающей скважине путем нагнетания в пласт вытесняющего агента (воды, газа).As the practice of using horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing shows, the energy reserve of the reservoir fluid ensures the cost-effective operation of a producing well with a hydraulic fracturing system for 1.5-2 years, after which this well is decommissioned. At the same time, in the supply area covered by the hydraulic fracturing system, there remains a large volume of reservoir fluid, significantly larger than the volume of extracted fluid that can be displaced from the reservoir to the production well by injecting a displacing agent (water, gas) into the reservoir.

В предлагаемом способе для нагнетания вытесняющего агента после истощения пластовой энергии используется одна из многозабойных скважин, например скважина 2 на приводимой фиг. 2. Поступление вытесняющего агента в область питания через трещины, соответствующие этой скважине, обеспечит максимально полное вытеснение пластового флюида из области питания к трещинам добывающей скважины 1, что существенно увеличит конечный коэффициент извлечения этого флюида из данного участка низкопроницаемого продуктивного пласта (направление вытеснения флюида показано более светлыми стрелками на фиг. 2).In the proposed method, one of the multilateral wells is used to pump the displacing agent after depletion of reservoir energy, for example, well 2 in FIG. 2. The flow of the displacing agent into the supply area through the cracks corresponding to this well will ensure the most complete displacement of the formation fluid from the supply area to the cracks of the producing well 1, which will significantly increase the final coefficient of extraction of this fluid from this section of the low-permeable reservoir (the direction of fluid displacement is shown more bright arrows in Fig. 2).

После полного вытеснения пластового флюида из области питания, охватываемой системой трещин 5, обе многозабойные скважины 1 и 2 могут быть использованы для нагнетания вытесняющего агента, что будет способствовать более эффективному вытеснению пластового флюида на аналогичных соседних участках продуктивного пласта.After complete displacement of the formation fluid from the supply area covered by the fracture system 5, both multilateral wells 1 and 2 can be used to pump the displacing agent, which will contribute to more efficient displacement of the formation fluid in similar neighboring sections of the reservoir.

Пример осуществления предлагаемого способа.An example implementation of the proposed method.

В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти в низкопроницаемом пласте. На основании расчетов, проведенных с использованием гидродинамической модели пласта, определяют, что при фильтрационно-емкостных свойствах низкопроницаемого участка продуктивного пласта трещины гидроразрыва наиболее рационально размещать на расстоянии, например, 200 м друг от друга. Геофизическими исследованиями, проведением микроразрывов пласта или на основании другой имеющейся информации устанавливают направления главных сжимающих горизонтальных напряжений на выбранном участке пласта. Зная направление этих напряжений, бурят две многозабойные скважины 1 и 2 с последовательно чередующимися забоями, удаленными друг от друга на расстояние, например, 200 м и расположенными вдоль линии АВ. Проводят гидроразрыв с образованием трещин 5 в каждом стволе скважин 1 и 2. Требования к точности проведения стволов скважин, в сравнении с требованиями при строительстве горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом, существенно ниже, что отражено на приводимых фигурах: окружности, соответствующие положению стволов скважин на трещинах гидроразрыва 5, расположены вдоль линии АВ с некоторым разбросом. Некоторые погрешности в определении направления линии АВ и расположения забоев скважин вдоль этой линии в данном способе принципиального значения не имеют.An oil reservoir in a low-permeable reservoir is considered as an object of development. Based on the calculations performed using the hydrodynamic model of the formation, it is determined that it is most rational to place hydraulic fractures at a distance of, for example, 200 m from each other with the reservoir properties of the low-permeability section of the reservoir. Geophysical studies, conducting micro-fractures of the formation or based on other available information establish the direction of the main compressive horizontal stresses in the selected area of the formation. Knowing the direction of these stresses, two multilateral wells 1 and 2 are drilled with successively alternating faces, remote from each other at a distance of, for example, 200 m and located along the line AB. Fracturing is carried out with the formation of cracks 5 in each wellbore 1 and 2. The requirements for the accuracy of the wellbore, in comparison with the requirements for the construction of horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing, are significantly lower, which is reflected in the figures: circles corresponding to the position of the wellbore on the cracks fracturing 5, are located along the line AB with some variation. Some errors in determining the direction of the line AB and the location of the bottom faces of the wells along this line in this method are not of fundamental importance.

Обе многозабойные скважины 1 и 2 эксплуатируют как добывающие до той стадии, когда на основании гидродинамических расчетов через одну из скважин, например скважину 2, будет целесообразно производить закачку вытесняющего агента. После максимального извлечения пластового флюида из области питания, охватываемой системой трещин, добыча флюида на данном участке продуктивного пласта прекращается. Обе скважины в дальнейшем используют для нагнетания вытесняющего агента с целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти к добывающим скважинам на аналогичных соседних участках продуктивного пласта.Both multilateral wells 1 and 2 are operated as producing until the stage when, based on hydrodynamic calculations through one of the wells, for example, well 2, it will be advisable to pump the displacing agent. After the maximum extraction of the formation fluid from the supply area covered by the system of fractures, the production of fluid in this area of the reservoir stops. Both wells are subsequently used to pump the displacing agent in order to maintain reservoir pressure and displace oil to production wells in similar neighboring sections of the reservoir.

Предлагаемый способ может быть использован для разработки месторождений сланцевых или трудноизвлекаемых нефти и газа, например, для разработки нефтяных залежей Баженовской свиты в Западной Сибири.The proposed method can be used to develop deposits of shale or hard-to-recover oil and gas, for example, to develop oil deposits of the Bazhenov formation in Western Siberia.

Claims

1. A method of developing low-permeability oil and gas reservoirs, including drilling wells with hydraulic fracturing in each wellbore of these wells, as well as injecting a displacing agent directly into the supply area of the producing well, characterized in that the directions of the main compressive horizontal stresses in the formation are established in the formation, drilled at least two multilateral wells, and the faces of these wells are located along a common line directed mainly towards the minimum compressive apryazheny in the formation, with successive alternating faces and operate well both as an extractive until exhaustion of the elastic energy of formation fluid, whereupon the injection of the displacement agent through one of the wells.

2. The method according to p. 1, characterized in that after the selection of the formation fluid from the area covered by the hydraulic fracturing system, for displacing the formation fluid from similar neighboring sections of the formation, the displacing agent is injected through another multilateral well.