RU2709260C1 - Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits - Google Patents
Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2709260C1 RU2709260C1 RU2019106117A RU2019106117A RU2709260C1 RU 2709260 C1 RU2709260 C1 RU 2709260C1 RU 2019106117 A RU2019106117 A RU 2019106117A RU 2019106117 A RU2019106117 A RU 2019106117A RU 2709260 C1 RU2709260 C1 RU 2709260C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- oil
- formation
- core
- intervals
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 claims description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых неоднородных нефтяных залежей горизонтальными скважинами (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП).A method of increasing the development efficiency of low-permeable oil deposits The invention relates to the oil industry and may find application in the development of low-permeable heterogeneous oil deposits by horizontal wells (HW) with multi-stage hydraulic fracturing (MHF).
Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий определение направления естественной трещиноватости породы и ее максимального главного напряжения, в горизонтальном стволе скважины изоляцию интервала разрыва, проведение гидроразрыва в изолированном интервале, крепление трещины разрыва. Горизонтальную скважину с длиной горизонтальной части не менее 200 м выбирают, либо бурят в направлении, являющейся биссектрисой меньшего угла между вектором естественной трещиноватости и вектором максимального главного напряжения породы, при превышении длины Ln каждого интервала вдоль ствола скважины более 50 м на нем проводят N=Ln/100 ступеней гидроразрыва пласта, где N округляют до целого числа, первоначально ступень гидроразрыва пласта проводят на интервале с наименьшей проницаемостью, жидкость гидроразрыва закачивают с расходом 1-3 м3/мин, в качестве которой используют последовательно сшитый гель и линейный гель в соотношении 2:1 соответственно, а продавку жидкости с пропантом осуществляют технологической жидкостью с плотностью равной плотности пластовой воды данного пласта, при этом трещины многократного гидравлического разрыва пласта в каждом из интервалов крепят такими фракциями пропанта, которые выбирают из условия обеспечения равенства продолжительности выработки отдельных интервалов пласта с различной проницаемостью по формуле:A known method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore, including determining the direction of the natural fracture of the rock and its maximum principal stress, isolating the fracture interval in a horizontal wellbore, conducting hydraulic fracturing in an isolated interval, fixing the fracture. A horizontal well with a horizontal part length of at least 200 m is selected, or drilled in a direction that is a bisector of a smaller angle between the natural fracture vector and the maximum main stress vector of the rock, when the length L n of each interval is exceeded along the wellbore more than 50 m, N = L n / 100 stages of hydraulic fracturing, where N is rounded to the nearest integer, initially the hydraulic fracturing step is carried out in the interval with the lowest permeability, hydraulic fracturing fluid is pumped at a flow rate of 1-3 m 3 / min, which is used as a sequentially crosslinked gel and a linear gel in a ratio of 2: 1, respectively, and the propellant fluid is pumped with a process fluid with a density equal to the density of formation water of a given formation, and multiple hydraulic fracturing in each of the intervals is fixed with such fractions proppant, which are selected from the condition of ensuring the equality of the duration of the development of individual intervals of the reservoir with different permeability according to the formula:
где kn - проницаемость пласта n-ого интервала, м2, rc - радиус скважины, м, Sn - скинфактор n-ого интервала призабойной зоны пласта, доли ед., h - мощность пласта, м, rk - радиус контура питания, м (патент РФ 2515651, кл. Е21В 43/267, опубл. 20.05.2013).where k n is the permeability of the formation of the n-th interval, m 2 , r c is the radius of the well, m, S n is the skin factor of the n-th interval of the bottom-hole formation zone, fractions of units, h is the thickness of the formation, m, r k is the radius of the contour food, m (RF patent 2515651, CL ЕВВ 43/267, publ. 05.20.2013).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки карбонатной нефтяной залежи, включающий бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотную обработку и многократный гидравлический разрыв пласта в данных скважинах. Керн отбирают в разных участках вдоль всей длины горизонтального ствола, на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение давления гидроразрыва, при этом выявляют участки вдоль ствола, где требуется минимальное Pmin, МПа, и максимальное Pmax, МПа, давление гидроразрыва, предварительно проводят кислотную обработку каждого участка, причем концентрацию кислоты для каждого участка задают одинаковой, во время проведения кислотной обработки каждый обрабатываемый участок пласта временно изолируют пакерами от остальной части скважины, затем осуществляют многократный пропантный гидравлический разрыв пласта под давлением, не превышающим Pmax, причем на участках, где требуется Pmax, проводят кислотную обработку в объеме Qmax, м3/м, где требуется Pmin, кислотную обработку проводят в объеме не более 10% от максимального, т.е. Qmin=0…0,1⋅Qmax, в остальных участках объем закачиваемой кислоты определяют пропорционально полученным давлениям гидроразрыва, согласно соотношению:Closest to the technical nature of the proposed method is a method of developing a carbonate oil reservoir, including drilling horizontal wells with coring in the reservoir, laboratory testing of the coring, acid treatment and multiple hydraulic fracturing in these wells. The core is taken in different sections along the entire length of the horizontal wellbore, laboratory tests are carried out on the selected core to determine the fracture pressure, while areas along the trunk where minimum P min , MPa, and maximum P max , MPa, hydraulic fracture pressure are detected, pre-conduct acid treatment of each section, and the acid concentration for each section is set the same, during the acid treatment, each treated section of the formation is temporarily isolated by packers from the rest of STI wells then performed multiple propantny fracturing pressure is not greater than P max, wherein the areas that require P max, is carried out acid treatment in the volume Q max, m 3 / m, where a P min, acid treatment is carried out in a volume no more than 10% of the maximum, i.e. Q min = 0 ... 0.1⋅Q max , in the remaining sections the volume of injected acid is determined in proportion to the hydraulic fracture pressures obtained, according to the ratio:
где Qn - удельный на метр толщины объем кислоты, необходимый для закачки в n-ый участок пласта вдоль горизонтального ствола, м3/м,where Q n is the specific acid volume per meter of thickness required for injection into the n-th section of the formation along the horizontal wellbore, m 3 / m,
Pn - требуемое давление гидроразрыва на n-ом участке пласта вдоль горизонтального ствола, МПа (патент РФ №2544931, кл. Е21В 43/27, Е21В 43/267, опубл. 20.03.2015 - прототип).P n - the required hydraulic fracturing pressure on the n-th section of the formation along the horizontal wellbore, MPa (RF patent No. 2544931, class ЕВВ 43/27, ЕВВ 43/267, publ. March 20, 2015 - prototype).
Общим недостатком известных способов является сложность реализации указанных в способах работ по выравниванию продуктивности. Практика показала, что неоднородность пласта при этом изменяется незначительно. Кроме того, не учитывается тот факт, что пластовое давление в слабопроницаемых коллекторах, разрабатываемых ГС с МГРП, достаточно быстро падает. Для его поддержания или повышения необходимо проводить закачку газа. Таким образом, нефтеотдача при реализации указанных способов остается невысокой.A common disadvantage of the known methods is the difficulty in implementing the productivity alignment activities indicated in the methods. Practice has shown that reservoir heterogeneity does not change significantly. In addition, the fact that reservoir pressure in poorly permeable reservoirs developed by hydraulic reservoirs with multi-stage hydraulic fracturing falls quite quickly. To maintain or increase it is necessary to carry out an injection of gas. Thus, oil recovery during the implementation of these methods remains low.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of low-permeability oil deposits.
Задача решается тем, что в способе повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей, включающем бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, вдоль горизонтального ствола в зависимости от характеристик пласта проведение поинтервальной закачки химических реагентов и многократного гидравлического разрыва пласта, согласно изобретению, подбирают пласт со средней проницаемостью не более 1 мД, горизонтальные стволы скважин выполняют длиной не менее 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200-600 м, керн и/или шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна и/или шлама, данные опробования и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которых определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, причем интервалы разделяют пакерами и перфорируют таким образом, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более чем на 10%, после снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,0-1,1 от давления насыщения нефти газом каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку газа.The problem is solved in that in a method for increasing the efficiency of developing low-permeability oil deposits, including drilling horizontal wells with coring in a productive formation, conducting laboratory research of the core along the horizontal well, depending on the characteristics of the formation, conducting periodic injection of chemicals and multiple hydraulic fracturing, according to according to the invention, a formation with an average permeability of not more than 1 mD is selected, horizontal wellbores are made at least 1000 m and placed in parallel at a distance of 200-600 m, core and / or sludge is taken along the entire length of horizontal shafts in increments of 10-50 m, horizontal shafts are cemented using laboratory data from selected core and / or sludge, sampling data and geophysical data studies during drilling, build petrophysical, geomechanical and geological and hydrodynamic models, on the basis of which the intervals of perforation along horizontal shafts are determined, and the intervals are separated by packers and perforated so that the productivity of each interval differed by no more than 10%, after reducing the reservoir pressure in the well selection zone to 1.0-1.1 from the pressure of oil saturation with gas, every second horizontal well is transferred to gas injection.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу слабопроницаемых неоднородных нефтяных залежей, проницаемость которых составляет не более 1 мД, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти вдоль горизонтальных стволов с МГРП. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей. Задача решается следующим образом.The oil recovery of poorly permeable heterogeneous oil deposits, the permeability of which is not more than 1 mD, is significantly affected by the uniformity of oil reserves production along horizontal shafts with multistage fracturing. Existing technical solutions do not fully solve this problem. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of low-permeability oil deposits. The problem is solved as follows.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Участок нефтяной залежи со средней проницаемостью коллектора не более 1 мД вскрывают горизонтальными скважинами. Горизонтальные стволы скважин выполняют длиной не менее 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200-600 м. Согласно исследованиям, при средней проницаемости коллектора более 1 мД, прирост нефтеотдачи от проводимых в предлагаемом способе мероприятий снижается. При длине горизонтального ствола менее, чем 1000 м, нефтеотдача слабопроницаемых коллекторов остается невысокой. Параллельное размещение горизонтальных стволов позволяет добиться максимального охвата. При расстоянии между горизонтальными стволами менее 200 м, повышается опасность соединения трещин соседних скважин, а при более 600 м - снижается охват пласта.A section of an oil reservoir with an average reservoir permeability of not more than 1 mD is opened with horizontal wells. Horizontal wellbores are not less than 1000 m long and placed in parallel at a distance of 200-600 m. According to studies, with an average reservoir permeability of more than 1 mD, oil recovery from measures taken in the proposed method is reduced. With a horizontal trunk length of less than 1000 m, oil recovery of poorly permeable reservoirs remains low. The parallel placement of horizontal trunks allows for maximum coverage. With a distance between horizontal shafts of less than 200 m, the risk of connecting fractures of neighboring wells increases, and with more than 600 m, the coverage of the formation decreases.
Керн и/или шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м. При расстоянии между точками отбора керна и/или шлам более 50 м, точность последующей петрофизической модели и выделения интервалов горизонтальных стволов снижается, а при менее 10 м - значительно повышаются затраты на бурение скважин.The core and / or sludge is taken along the entire length of horizontal trunks in increments of 10-50 m. When the distance between the core sampling points and / or sludge is more than 50 m, the accuracy of the subsequent petrophysical model and the identification of intervals of horizontal trunks decreases, and with less than 10 m Well drilling costs are rising.
Для повышения эффективности создания трещин в выделяемых интервалах, горизонтальные стволы цементируют.To increase the efficiency of creating cracks in the allocated intervals, horizontal trunks are cemented.
Далее на отобранном керне и/или шлама проводят лабораторные исследования на определение пористости, проницаемости, насыщенности, геомеханических параметров, выявляют подвижность нефти.Further, laboratory tests are carried out on the selected core and / or sludge to determine porosity, permeability, saturation, geomechanical parameters, and the mobility of oil is revealed.
Используя данные лабораторных исследований отобранного керна и/или шлама, данные опробования и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели. На основе данных моделей определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов. Интервалы разделяют пакерами и перфорируют таким образом, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более, чем на 10%. Такое разделение на интервалы позволяет сгруппировать участки с различными свойствами хрупкости и нефтенасыщенности и затем эффективно проводить гидроразрыв каждой ступени МГРП. При отличии продуктивности интервалов более, чем на 10% значительно снижается равномерность выработки запасов и, как следствие, нефтеотдача.Using the data of laboratory tests of the selected core and / or cuttings, the data of testing and the data of geophysical studies during drilling, construct petrophysical, geomechanical and geological and hydrodynamic models. Based on these models, perforation intervals along horizontal trunks are determined. The intervals are separated by packers and perforated so that the productivity of each interval differs by no more than 10%. This division into intervals allows you to group areas with different properties of brittleness and oil saturation and then effectively carry out hydraulic fracturing of each stage of multi-stage fracturing. If the productivity of the intervals differs by more than 10%, the uniformity of the development of reserves and, as a consequence, oil recovery, significantly decreases.
Далее выполняют дизайн МГРП и на секторной модели каждой ГС проводят моделирование процесса разработки, проверяют равномерность выработки запасов и, при необходимости, уточняют интервалы и дизайн МГРП. Тип МГРП (кислотный, пропантный или комбинированный) подбирают в зависимости коллекторских свойств. Проводят МГРП.Next, they perform the design of the multistage fracturing and, on the sector model of each hydraulic system, carry out modeling of the development process, check the uniformity of reserves and, if necessary, specify the intervals and design of multistage fracturing. The type of multi-stage fracturing (acidic, proppant or combined) is selected depending on the reservoir properties. Perform multi-stage fracturing.
После снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,0-1,1 от давления насыщения нефти газом, каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку газа. Согласно исследованиям, при снижении пластового давления в зоне отбора скважин ниже давления насыщения нефти газом, нефтеотдача залежи снижается, а при более 1,1 от давления насыщения нефти газом - часть запасов остается не довыработанной.After reducing the reservoir pressure in the well selection zone to 1.0-1.1 from the pressure of oil saturation with gas, every second horizontal well is transferred to the gas injection. According to studies, when the reservoir pressure in the well selection zone is lower than the oil saturation pressure with gas, the oil recovery decreases, and at more than 1.1 from the gas saturation pressure, some of the reserves are not worked out.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the oil field.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей.The result of the implementation of this method is to increase the recovery of low-permeability oil deposits.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. Участок карбонатной нефтяной залежи со средней проницаемостью 1 мД вскрывают тремя горизонтальными скважинами. Коллектор залегает на глубине 1680 м, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 20 м, пористость 11%, начальное пластовое давление 17 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 18 мПа⋅с. Горизонтальные стволы скважин выполняют длиной 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200 м. Шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10 м. Керн отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 50 м. Горизонтальные стволы скважин цементируют.Example 1. A section of a carbonate oil reservoir with an average permeability of 1 mD is opened with three horizontal wells. The reservoir lies at a depth of 1680 m, the average oil-saturated thickness is 20 m, the porosity is 11%, the initial reservoir pressure is 17 MPa, and the viscosity of the oil under reservoir conditions is 18 mPa⋅s. Horizontal boreholes are 1000 m long and placed in parallel at a distance of 200 m. Sludge is taken along the entire length of horizontal boreholes in increments of 10 m. Cores are taken along the entire length of horizontal boreholes in increments of 50 m. Horizontal boreholes are cemented.
Далее на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение стандартных параметров - пористости, проницаемости и насыщенности. Кроме того, выполняют геомеханические исследования, которые позволяют выделить вдоль горизонтального ствола интервалы с высокими и низкими значениями напряженности (стрессов) пласта. На отобранном шламе проводят геохимические исследования, определяют состав породы, а также выявляют подвижность нефти (содержание органического вещества, зрелость керогена и прочие параметры).Then, laboratory tests are carried out on the selected core to determine standard parameters - porosity, permeability and saturation. In addition, they perform geomechanical studies, which make it possible to identify intervals along the horizontal wellbore with high and low values of formation stress (stress). Geochemical studies are carried out on the selected sludge, the composition of the rock is determined, and the mobility of the oil (organic matter content, kerogen maturity and other parameters) is determined.
Используя полученные результаты лабораторных исследований, а также данные опробования и геофизических исследований во время бурения горизонтальных стволов строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели. На основе данных моделей определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов. Выполняют дизайн МГРП и на секторной модели каждой ГС проводят моделирование процесса разработки, проверяют равномерность выработки запасов и, при необходимости, уточняют интервалы и дизайн МГРП. Интервалы подбирают такой длины, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более, чем на 10%. Интервалы разделяют пакерами и перфорируют (определенной плотностью перфораций).Using the obtained results of laboratory studies, as well as data from testing and geophysical studies during drilling of horizontal shafts, petrophysical, geomechanical and geological-hydrodynamic models are constructed. Based on these models, perforation intervals along horizontal trunks are determined. They perform the design of the multistage fracturing and, on the sector model of each hydraulic system, carry out modeling of the development process, check the uniformity of reserves and, if necessary, specify the intervals and design of the multistage fracturing. Intervals are selected so long that the productivity of each interval differs by no more than 10%. The intervals are separated by packers and perforated (with a certain density of perforations).
В результате исследований по трем данным скважинам вдоль горизонтальных стволов выделили 12 интервалов (таблица 1). В интервалах 290-340 м и 670-780 м нефть обнаружена не была, поэтому данные интервалы изолируют и гидроразрыв в них не проводят.As a result of research on three of these wells, 12 intervals were identified along horizontal shafts (Table 1). No oil was detected in the intervals of 290-340 m and 670-780 m, therefore, these intervals are isolated and hydraulic fracturing is not carried out in them.
Далее проводят комбинированный МГРП, в котором создают трещины маловязкой жидкостью гидроразрыва SlickWater, закачивают 15%-ную соляную кислоту, затем трещины закрепляют пропантом. После МГРП скважины осваивают и пускают в добычу.Next, a combined multi-stage hydraulic fracturing is carried out, in which cracks with a low-viscosity SlickWater fracturing fluid are created, 15% hydrochloric acid is pumped, then the cracks are fixed with proppant. After multi-stage hydraulic fracturing, the wells are developed and put into production.
Через 3,5 года эксплуатации, пластовое давления в зоне отбора скважин снижается до 1,0 от давления насыщения нефти газом. Центральную горизонтальную скважину переводят под закачку углекислого газа.After 3.5 years of operation, the reservoir pressure in the well selection zone decreases to 1.0 from the pressure of oil saturation with gas. The central horizontal well is transferred to the injection of carbon dioxide.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the oil field.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Участок коллектора имеет значительно большие размеры и иные геолого-физические характеристики. Бурят 10 горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы скважин выполняют длиной 2000 м и размещают параллельно на расстоянии 600 м. После снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,1 от давления насыщения нефти газом, каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку попутно добываемого нефтяного газа.Example 2. Perform as example 1. The site of the collector has a significantly larger size and other geological and physical characteristics. 10 horizontal wells are being drilled. Horizontal boreholes are 2000 m long and placed in parallel at a distance of 600 m. After reducing the reservoir pressure in the well selection zone to 1.1 from the pressure of oil saturation with gas, every second horizontal well is transferred to the injection of produced oil gas.
В результате разработки, которое ограничили снижением дебита нефти добывающей скважины до минимально рентабельного значения 0,5 т/сут, с участка нефтяного коллектора было добыто 237,5 тыс.т. нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,210 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 171,9 тыс.т. нефти, КИН составил 0,152 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,058 д.ед.As a result of the development, which was limited by a decrease in the oil production rate of the producing well to a minimum profitable value of 0.5 tons / day, 237.5 thousand tons were extracted from the oil reservoir section. oil recovery factor (CIN) amounted to 0.210 units According to the prototype, ceteris paribus, 171.9 thousand tons were produced. oil recovery factor amounted to 0.152 units The increase in recovery factor by the proposed method is 0.058 units
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения за счет выравнивания притока нефти к горизонтальным стволам скважин и применении системы поддержания пластового давления.The proposed method allows to increase the oil recovery coefficient due to the equalization of oil flow to horizontal wellbores and the use of a reservoir pressure maintenance system.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery of low permeability oil deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106117A RU2709260C1 (en) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106117A RU2709260C1 (en) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2709260C1 true RU2709260C1 (en) | 2019-12-17 |
Family
ID=69006835
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019106117A RU2709260C1 (en) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2709260C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2759621C2 (en) * | 2020-04-30 | 2021-11-16 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for optimising production of the reservoir fluid from a borehole after acidic hydraulic fracturing |
| CN113673771A (en) * | 2021-08-24 | 2021-11-19 | 中国石油化工股份有限公司 | Shale gas horizontal well fracturing segmentation method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2526937C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of low-permeable oil deposit development |
| RU2544931C1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Carbonaceous oil deposit development method |
| US9494025B2 (en) * | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
| RU2616052C1 (en) * | 2016-05-05 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method development of shaly carbonate oil pays |
| RU2683453C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-28 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors |
-
2019
- 2019-03-05 RU RU2019106117A patent/RU2709260C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9494025B2 (en) * | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
| RU2526937C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of low-permeable oil deposit development |
| RU2544931C1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Carbonaceous oil deposit development method |
| RU2616052C1 (en) * | 2016-05-05 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method development of shaly carbonate oil pays |
| RU2683453C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-28 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2759621C2 (en) * | 2020-04-30 | 2021-11-16 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for optimising production of the reservoir fluid from a borehole after acidic hydraulic fracturing |
| CN113673771A (en) * | 2021-08-24 | 2021-11-19 | 中国石油化工股份有限公司 | Shale gas horizontal well fracturing segmentation method |
| CN113673771B (en) * | 2021-08-24 | 2024-04-30 | 中国石油化工股份有限公司 | Shale gas horizontal well fracturing segmentation method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
| CN105952427B (en) | A kind of prediction of low-permeability oil deposit water filling induced fractures and evaluation method | |
| CN112502701B (en) | Classification evaluation method for comprehensive geology-engineering of low-permeability reservoir | |
| RU2013135493A (en) | SYSTEM AND METHOD FOR PERFORMING OPERATIONS OF INTENSIFICATION OF PRODUCTION IN A WELL | |
| Wan et al. | Effect of fracture characteristics on behavior of fractured shale-oil reservoirs by cyclic gas injection | |
| RU2544931C1 (en) | Carbonaceous oil deposit development method | |
| RU2709260C1 (en) | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits | |
| CN110439519A (en) | A kind of fracturing process and system based on the design of limit current limliting | |
| CN108661613B (en) | Method for increasing injection of water injection development oil reservoir | |
| CN110094196A (en) | A kind of carbonate rock open-hole horizontal well segmentation acid fracturing effect evaluation method | |
| RU2513791C1 (en) | Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| RU2331761C1 (en) | Low-permeable oil reservoir development method | |
| CN116122801A (en) | Shale oil horizontal well volume fracturing compressibility comprehensive evaluation method | |
| Page et al. | A comparison of hydraulic and propellant fracture propagation in a shale gas reservoir | |
| RU2424425C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors | |
| Yehia et al. | Improving the shale gas production data using the angular-based outlier detector machine learning algorithm | |
| RU2335628C2 (en) | Method of conducting local directed hydro break of bed | |
| RU2493362C1 (en) | Method of oil filed development | |
| Leem et al. | Shale geomechanics: optimal multi-stage hydraulic fracturing design for shale and tight reservoirs | |
| RU2579039C1 (en) | Method for development of low-permeability oil-gas formations | |
| RU2733869C1 (en) | Method for development of a domanic oil reservoir | |
| Chernyshov et al. | Improving the efficiency of terrigenous oil-saturated reservoir development by the system of oriented selective slotted channels | |
| Scott* et al. | Drill Bit Geomechanics and Fracture Diagnostics Optimize Completions in the Powder River Basin | |
| RU2549942C1 (en) | Method of development by multiple hydraulic fracturing of oil deposit with low permeability | |
| Gou et al. | Numerical simulation of the multistage hydraulic fracturing and production in a tight gas horizontal well—history matching and preliminary optimization |