RU2236567C1 - Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit - Google Patents

Abstract

FIELD: oil extractive industry.

SUBSTANCE: method includes pumping of working agent through force wells and extraction of oil through product wells from the beds. At least one well is stopped, previously perforated intervals are cemented, cement bridge is placed in the well with forming of new artificial pit-face above perforation intervals. At depth higher than upper interval of perforation a new slanting shaft of well is drilled with junction to horizontal shaft in non-extracted bed. New face is placed at distance of no less than 50m from face of previously drilled well. Drilled well is used as force well. Length of horizontal portion of well is selected on basis of needed well acceleration. Pressure and volume of pumping into drilled well is lessened for excluding outbreak of working agent into adjacent beds through behind-column space of main well shaft. Pumping of working agent is performed in cyclical mode. In product wells face pressure is heightened for value for which pressure of pumping working agent into force well was lessened.

EFFECT: higher oil yield due to better coverage of bed by operations, and use of previously idle productive beds.

1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a heterogeneous multilayer oil reservoir.

Известен способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий вырезку окна в эксплуатационной колонне выше кровли продуктивного пласта, через него бурение радиально направленных наклонных стволов малого диаметра за зону кольматации и заколонных перетоков флюида на все продуктивные пропластки продуктивных пластов. При этом применяют композитные растворы на нефтяной основе. Рецептуру растворов подбирают на основании анализа керна из ближайшей вертикальной скважины данного участка. В процессе эксплуатации окно в эксплуатационной колонне перекрывают щелевым фильтром (Патент РФ №2087671, кл. Е 21 В 29/06, опубл. 1997.08.20).A known method for the secondary opening of productive formations of oil and gas wells, including cutting a window in the production string above the roof of the productive formation, through it drilling radially directed inclined shafts of small diameter beyond the zone of mudding and annular fluid flows to all productive layers of productive formations. In this case, oil-based composite solutions are used. The formulation of the solutions is selected based on the analysis of the core from the closest vertical well in this area. During operation, the window in the production casing is closed with a slit filter (RF Patent No. 2087671, class E 21 V 29/06, publ. 1997.08.20).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.The known method does not allow the development of oil deposits with high oil recovery.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины из пластов, остановку, по крайней мере, одной скважины, цементирование под давлением ранее перфорированных интервалов, устанавливание в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте, расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин, назначение плотности перфорации стволов в невыработанных пластах согласно коллекторским свойствам пластов (Патент РФ №2097536, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1997 г. - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method of developing a heterogeneous multilayer oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells, taking oil through production wells from the reservoirs, stopping at least one well, cementing previously perforated intervals under pressure, installing in the well cement bridge with the formation of a new artificial face above the perforation intervals, from a depth above the upper perforation interval, drilling a new inclined the wellbore with a transition to a horizontal wellbore in an undeveloped formation, the location of new faces at a distance of at least 50 m from the faces of previously drilled wells, the appointment of the density of perforation of wells in undeveloped formations according to the reservoir properties of the formations (RF Patent No. 2097536, class E 21 B 43 / 20, publ. 1997 - prototype).

Известный способ позволяет извлекать из нефтяной залежи основные запасы, однако в залежи остаются значительные невыработанные запасы.The known method allows to extract the main reserves from the oil deposits, however, significant undeveloped reserves remain in the deposits.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery due to a more complete coverage of formations by impact, involvement in the development of previously not working productive formations.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные, скважины, отбор нефти через добывающие скважины из пластов, остановку, по крайней мере, одной скважины, цементирование под давлением ранее перфорированных интервалов, устанавливание в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте, расположение нового забоя на расстоянии не менее 50 м от забоя ранее пробуренной скважины, согласно изобретению пробуренную скважину используют как нагнетательную, длину горизонтального участка скважины выполняют исходя из необходимой приемистости скважины, давление и объем закачки в пробуренную скважину уменьшают до исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через межпластовые перемычки, закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме, а в добывающих скважинах снижают забойное давление на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважину.The problem is solved in that in a method for developing a heterogeneous multilayer oil reservoir, including injecting a working agent through injection wells, taking oil through production wells from the reservoirs, stopping at least one well, cementing previously perforated intervals under pressure, installing a cement in the well bridge with the formation of a new artificial bottom above the perforation intervals, from a depth above the upper perforation interval, drilling a new inclined wellbore with a transition to horizontal ntal well in an undeveloped formation, the location of the new bottom at a distance of at least 50 m from the bottom of a previously drilled well, according to the invention, the drilled well is used as an injection well, the length of the horizontal section of the well is performed based on the required injectivity of the well, the pressure and volume of injection into the drilled well are reduced to an exception the breakthrough of the working agent into adjacent formations through interstratal jumpers, the injection of the working agent is carried out in a cyclic mode, and bottom hole pressure is reduced in production wells dividing by the magnitude of the decrease in the pressure of injection of the working agent into the injection well.

Существенными признаками изобретения являются:The essential features of the invention are:

1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;1. injection of a working agent through injection wells;

2. отбор нефти через добывающие скважины из пластов;2. the selection of oil through production wells from the reservoirs;

3. остановка, по крайней мере, одной скважины;3. stop at least one well;

4. цементирование под давлением ранее перфорированных интервалов;4. cementing under pressure of previously perforated intervals;

5. установка в остановленной скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации;5. installation of a cement bridge in a stopped well with the formation of a new artificial face above the perforation intervals;

6. в остановленной скважине с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте с низким пластовым давлением;6. in a stopped well from a depth above the upper perforation interval, drilling a new deviated wellbore with a transition to a horizontal well in an undeveloped formation with low reservoir pressure;

7. расположение нового забоя на расстоянии не менее 50 м от забоя ранее пробуренной скважины;7. the location of the new face at a distance of not less than 50 m from the bottom of a previously drilled well;

8. использование пробуренной скважины как нагнетательной;8. the use of drilled wells as injection;

9. выбор длины горизонтального участка скважины исходя из необходимой приемистости скважины;9. the choice of the length of the horizontal section of the well based on the necessary injectivity of the well;

10. уменьшение давления и объема закачки в пробуренную скважину до исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины;10. reducing the pressure and volume of injection into the drilled well to the exclusion of a breakthrough of the working agent in adjacent formations through the annulus of the main wellbore;

11. закачка рабочего агента в циклическом режиме;11. injection of the working agent in a cyclic mode;

12. в добывающих скважинах повышение забойного давления на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважину и увеличение отбора нефти.12. in production wells, the increase in bottomhole pressure by the amount of decrease in the pressure of injection of the working agent into the injection well and increase in oil withdrawal.

Признаки 1-7 являются общими с прототипом, признаки 8-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-7 are common with the prototype, signs 8-12 are the salient features of the invention.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи часть запасов залежи остается не охваченной воздействием. На практике залежь может состоять из 20 и более пластов. Поскольку пласты имеют разную проницаемость, пористость и т.п., т.е. залежь неоднородна, выработка запасов из пластов происходит неравномерно. Все пласты вскрывают общим фильтром и приобщают к разработке. Однако в разработке участвуют, как правило, 40-60% нефтенасыщенных толщин. Охватываются разработкой, в основном, высокопроницаемые пласты. Кроме того, вследствие образовавшихся перетоков воды вдоль ствола скважины часть запасов остается как бы захороненной в залежи. Ликвидация таких перетоков известными средствами носит временный характер и во многом неэффективна. Из-за близости водонефтяных и газонефтяных контактов не вскрываются целые пласты пониженной продуктивности, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. По этим причинам нефтеотдача неоднородной многопластовой нефтяной залежи бывает на 10-20 пунктов ниже, чем обычной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших невыработанных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах. Задача решается следующей совокупностью операций.When developing a heterogeneous multilayer oil reservoir, part of the reservoir’s reserves are not affected by the impact. In practice, the reservoir may consist of 20 or more layers. Since the layers have different permeability, porosity, etc., i.e. the deposit is heterogeneous, the development of reserves from the reservoirs is uneven. All layers are opened with a common filter and attached to the development. However, as a rule, 40-60% of oil-saturated thicknesses are involved in the development. Highly permeable formations are mainly covered by development. In addition, due to the formed overflows of water along the wellbore, some of the reserves remain as if buried in the reservoir. The elimination of such flows by known means is temporary and largely ineffective. Due to the proximity of water-oil and gas-oil contacts, whole layers of reduced productivity cannot be opened that cannot be involved in the development by conventional methods. For these reasons, the oil recovery of a heterogeneous multilayer oil reservoir is 10–20 points lower than that of a conventional reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of a heterogeneous multilayer reservoir due to a more complete coverage of formations by impact, involvement in the development of previously unworked undeveloped formations in inactive, idle, low productivity, unprofitable, highly watered wells. The problem is solved by the following set of operations.

Останавливают, по крайней мере, одну скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. Цементирование под давлением приводит к полной закупорке перфорационных отверстий и зоны около скважины и практически полному прекращению всякого поступления пластовых флюидов в скважину и вдоль ствола скважины. Проверяют на герметичность эксплуатационную колонну. С глубины выше верхнего интервала перфорации верхнего пласта вырезают окно в эксплуатационной колонне и бурят новый наклонно-направленный ствол скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте. Бурение нового ствола скважины и фактическая ликвидация прежнего ствола приводит к ликвидации образовавшихся ранее перетоков воды. При этом в последующем исключается проведение изоляционных работ. Горизонтальный или наклонный ствол бурят только в невыработавший пласт. Ранее образовавшиеся конуса воды и межпластовые перетоки отстоят от нового ствола на расстоянии, по крайней мере, 20-50 м, что вполне достаточно для исключения их влияния на обводнение добываемой продукции или ухода закачиваемого рабочего агента.At least one well is stopped, previously perforated intervals are cemented under pressure and a cement bridge is installed in the well with the formation of a new artificial face above the perforated intervals. Cementation under pressure leads to a complete blockage of perforations and the area near the well and almost complete cessation of any flow of formation fluids into the well and along the wellbore. Inspect the casing for leaks. From a depth above the upper perforation interval of the upper formation, a window is cut out in the production casing and a new directional well bore is drilled with a transition to a horizontal well in an undeveloped formation. Drilling a new wellbore and actually eliminating the former wellbore leads to the elimination of previously formed water flows. At the same time, insulation work is subsequently excluded. A horizontal or inclined shaft is drilled only into an undeveloped formation. Previously formed water cones and interstratal flows are separated from the new trunk at a distance of at least 20-50 m, which is quite sufficient to exclude their influence on the flooding of the produced products or the withdrawal of the injected working agent.

Расположение новых забоев на расстоянии не менее 30 м от забоев ранее пробуренных скважин способствует более полному охвату пластов воздействием и выработке ранее не вырабатываемых запасов залежи.The location of new faces at a distance of not less than 30 m from the faces of previously drilled wells contributes to a more complete coverage of formations by the impact and development of previously undeveloped reserves.

Пробуренную скважину используют как нагнетательную. Несмотря на то что в основном стволе скважины проведены работы по цементированию ранее перфорированных интервалов и установлению в скважине цементного моста, заколонные перетоки могут иметь место. Их возможность и интенсивность определяются давлением в пластах и перепадом давления между пластами. Поэтому давление и объем закачки в пробуренную скважину выбирают исключающими прорыв рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины. Этим исключается прорыв рабочего агента в смежные пласты. За счет этого повышается равномерность поступления рабочего агента по толщине и площади невыработанного пласта, повышается охват пласта воздействием и увеличивается нефтеотдача залежи.A drilled well is used as an injection well. Despite the fact that cementing of previously perforated intervals and the establishment of a cement bridge in the well have been carried out in the main wellbore, annular flow can take place. Their ability and intensity are determined by the pressure in the layers and the pressure drop between the layers. Therefore, the pressure and volume of injection into the drilled well are chosen to exclude the breakthrough of the working agent into adjacent formations through the annulus of the main wellbore. This eliminates the breakthrough of the working agent in adjacent layers. Due to this, the uniformity of the supply of the working agent in the thickness and area of the undeveloped formation increases, the coverage of the formation by exposure increases, and the oil recovery of the reservoir increases.

Как известно, с увеличением длины горизонтального участка скважины увеличивается приемистость скважины при сохранении давления закачки. Поэтому длину горизонтального участка скважины выполняют исходя из необходимой приемистости скважины. При этом давление и объем закачки в пробуренную скважину уменьшают до исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины, как правило на величину 2-5 МПа. Из тех же соображений в добывающих скважинах повышают забойное давление на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, т.е. на ту же величину 2-5 МПа. Закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме, в основном, 5-16 сут закачка, 5-16 сут остановка.As you know, with increasing length of the horizontal section of the well, the injectivity of the well increases while maintaining the injection pressure. Therefore, the length of the horizontal section of the well is performed based on the required injectivity of the well. At the same time, the pressure and volume of injection into the drilled well are reduced until the breakthrough of the working agent into adjacent formations through the annulus of the main wellbore is eliminated, usually by 2-5 MPa. For the same reasons, in bottom-hole wells, bottom-hole pressure is increased by the amount of decrease in pressure of injection of the working agent into the injection well, i.e. by the same value of 2-5 MPa. The injection of the working agent is carried out in a cyclic mode, mainly 5-16 days, injection, 5-16 days stop.

Использование существующего ствола скважины для бурения новых стволов позволяет экономить на бурении основного ствола и удешевлять производство работ. Повышение охвата пластов воздействием и равномерность выработки запасов позволяют повысить нефтеотдачу залежи.Using the existing wellbore for drilling new shafts allows you to save on drilling the main trunk and reduce the cost of work. The increase in the coverage of formations by the impact and the uniformity of the development of reserves can increase the oil recovery of the reservoir.

Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1147,5 м, глубина водонефтяного контакта 1000 м, пластовое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28°С, пористость 16, проницаемость 0,171 мкм², нефтенасыщенность 0,8, вязкость нефти в пластовых условиях 180,2 МПа·с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,916 г/см³, давление насыщения 5 МПа, газовый фактор 3,557 м³/т, коллектор - поровый. Залежь многопластовая. Количество пластов колеблется по залежи от 2 до 7. Пласты отделены друг от друга глинистыми пропластками толщиной 0,8-10 м. Проницаемость пластов колеблется от 0,176 до 0,083 мкм². Балансовые запасы колеблются по пластам от 17000 до 100000 тыс.т.Example 1. An oil reservoir is developed with the following characteristics: a reservoir depth of 1147.5 m, a water-oil contact depth of 1000 m, a reservoir pressure of 12.5 MPa, a reservoir temperature of 28 ° C, a porosity of 16, a permeability of 0.171 μm ² , oil saturation of 0.8, and viscosity oil in reservoir conditions 180.2 MPa · s, oil density under surface conditions 0.916 g / cm ³ , saturation pressure 5 MPa, gas factor 3.557 m ³ / t, reservoir - pore. The reservoir is multi-layer. The number of layers varies from 2 to 7 in the reservoir. The layers are separated from each other by clay interlayers with a thickness of 0.8-10 m. The permeability of the layers varies from 0.176 to 0.083 μm ² . The balance reserves vary from 17,000 to 100,000 thousand tons.

Закачивают рабочий агент через 180 нагнетательных скважин, отбирают нефть через 600 добывающих скважин. Выбирают добывающую скважину, имеющую максимальное количество окружающих добывающих скважин с неработающим пластом, проходящую через 2-6 пластов, из которых 5 слабонасыщены нефтью или же водонасыщены. Цементируют под давлением 15 МПа на устье ранее перфорированные интервалы. С глубины на 150 м выше проектного пласта, т.е. с глубины выше верхнего интервала перфорации, вырезают "окно" в эксплуатационной колонне необходимой длины. Бурение нового наклонного ствола скважины производят через "окно" наклонно-направленно с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте на глубине 1145-1147 м на расстоянии 30 и более метров от прежнего ствола. Пробуренный горизонтальный ствол выполняют необходимой длины от 10 метров и более в интервале продуктивного пласта и обсаживают колонной (или щелевым фильтром), перфорируют. Если невыработанный пласт разделен маломощными глинистыми перемычками толщиной 4 м и менее, не поддающимися ремонту без разрушения цементного кольца и засорения исходного пласта, пробуренную скважину используют как нагнетательную. Длину горизонтального участка скважины выполняют длиной 10 и более метров, исходя из необходимой приемистости скважины. При этом давление и объем закачки в пробуренную скважину уменьшают для исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины на величину 10-40% от первоначального. Таким образом, давление закачки на устье устанавливают равным 10,2 МПа при расходе рабочего агента 200 м³/сут. В качестве рабочего агента используют сточную воду. В окружающих добывающих скважинах высокообводненные пласты отключают селективными материалами или цементом и ведут отбор нефти только из намеченного пласта. Через ближайшие добывающие скважины, в которых этот пласт невыработан, ведут отбор нефти. В добывающих скважинах повышают забойное давление на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, т.е. на ту же величину 4 МПа. Забойное давление устанавливают равным 3 МПа. Закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме, 15 сут. закачка, 15 сут. остановка.The working agent is pumped through 180 injection wells, oil is taken through 600 production wells. A production well is selected that has the maximum number of surrounding production wells with a non-working formation passing through 2-6 formations, of which 5 are poorly saturated with oil or water-saturated. Previously perforated intervals are cemented at a pressure of 15 MPa at the mouth. From a depth of 150 m above the design layer, i.e. from a depth above the upper perforation interval, a “window” is cut out in the production casing of the required length. Drilling a new deviated wellbore is carried out through the "window" in an oblique directional direction with the transition to a horizontal wellbore in an undeveloped formation at a depth of 1145-1147 m at a distance of 30 or more meters from the previous wellbore. A drilled horizontal trunk is made of the required length of 10 meters or more in the interval of the reservoir and is cased with a column (or slotted filter), perforated. If the undeveloped formation is separated by thin clay lintels with a thickness of 4 m or less, which cannot be repaired without breaking the cement ring and clogging the initial formation, the drilled well is used as an injection well. The length of the horizontal section of the well is 10 meters or more, based on the required injectivity of the well. In this case, the pressure and volume of injection into the drilled well are reduced to prevent breakthrough of the working agent into adjacent formations through the annulus of the main wellbore by 10-40% of the initial one. Thus, the injection pressure at the mouth is set equal to 10.2 MPa at a flow rate of the working agent of 200 m ³ / day. As a working agent, waste water is used. In the surrounding production wells, highly watered formations are turned off with selective materials or cement and only oil is selected from the intended reservoir. Oil is extracted through the nearest producing wells in which this layer is not produced. In production wells, the bottomhole pressure is increased by the amount of decrease in the pressure of injection of the working agent into the injection well, i.e. by the same value of 4 MPa. Downhole pressure is set equal to 3 MPa. The injection of the working agent is carried out in a cyclic mode, 15 days. injection, 15 days. stop.

На участке залежи обводненность добываемой нефти снизилась до 20%, нефтеотдача залежи возросла на 10% и составила 43%.In the reservoir area, the water cut of the produced oil decreased to 20%, the oil recovery of the reservoir increased by 10% and amounted to 43%.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will increase the recovery of deposits.

Claims (1)

Способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины из пластов, остановку по крайней мере одной скважины, цементирование ранее перфорированных интервалов, установку в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте, расположение нового забоя на расстоянии не менее 30 м от забоя ранее пробуренной скважины, отличающийся тем, что пробуренную скважину используют как нагнетательную, длину горизонтального участка скважины выполняют исходя из необходимой приемистости скважины, давление и объем закачки в пробуренную скважину уменьшают до исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины, закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме, а в добывающих скважинах повышают забойное давление на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважину.A method for developing a heterogeneous multilayer oil reservoir, including injecting a working agent through injection wells, taking oil through production wells from the reservoirs, stopping at least one well, cementing previously perforated intervals, installing a cement bridge in the well with the formation of a new artificial face above the perforation intervals, s depths above the upper perforation interval, drilling a new deviated wellbore with a transition to a horizontal wellbore in an undeveloped formation, located a new bottom hole at a distance of not less than 30 m from the bottom of a previously drilled well, characterized in that the drilled well is used as an injection well, the length of the horizontal section of the well is performed based on the required injectivity of the well, the pressure and volume of injection into the drilled well are reduced to prevent the breakthrough of the working agent in adjacent layers through the annulus of the main wellbore, the injection of the working agent is carried out in a cyclic mode, and in production wells increase bottomhole pressure by a value of ensheniya injection pressure working fluid in the injection well.