RU2526037C1

RU2526037C1 - Development of fractured reservoirs

Info

Publication number: RU2526037C1
Application number: RU2013129626/03A
Authority: RU
Inventors: Ильдар Ильшатович Бакиров; Айрат Ильшатович Бакиров; Надежда Васильевна Музалевская
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2013-06-27
Filing date: 2013-06-27
Publication date: 2014-08-20

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: proposed method comprises determination of pool fracturing or softening lines, construction of production and injection wells with allowance for formation fracturing, injection of displacing agent in injection wells and oil withdrawal via production wells. In compliance with this invention, area of the 10 m-deep oil-saturated pool is selected whereat quick flooding of extracted oil with bottom water is ruled out. Location of softening nodes, an intersection of softening lines, is determined. Vertical production wells are drilled in irregular spacing to get to softening nodes or as lateral or lateral horizontal shafts with crossing of adjacent softening lines connected with softening nodes. Injection wells are located in compacted carbonate reservoirs with minimum and mean fracturing between several softening nodes at equal distance therefrom.

EFFECT: higher oil yield and efficiency of development.

1 ex, 1 dwg

Description

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки трещиноватых коллекторов.The proposed method relates to the oil industry, in particular to the field of development of fractured reservoirs.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи (патент RU №2206725, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.06.2003, бюл. №17), включающий определение направления трещиноватости коллектора по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины под различными азимутальными углами. По стволу скважины регистрируют сейсмические волны. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну - P-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. В интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны. Находят отношение амплитуд - PS/Р-волн. Строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS /Р-волн по разным азимутальным углам. По направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости. По отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. После определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора.A known method of developing a heterogeneous oil reservoir (patent RU No. 2206725, IPC EV 43/20, publ. 06/20/2003, bull. No. 17), including determining the direction of fracture of the reservoir by excitation of a seismic wave from excitation sources located at a distance from the well under various azimuthal angles. Seismic waves are recorded along the wellbore. A direct longitudinal seismic wave — the P wave and an exchange reflected or transmitted seismic wave — the PS wave, are isolated. In the range of 300-500 m above the reservoir, the intensity of the PS-wave is determined. Find the amplitude ratio - PS / P-waves. An ellipse is constructed from the vectors of amplitude ratios of PS / P waves at different azimuthal angles. The direction of the dominant fracture is determined in the direction of the minor axis of the ellipse. The ratio of the lengths of the major axis to the minor axis of the ellipse determines the anisotropy coefficient of the rocks in the reservoir under study. After determining the direction of fracture of the reservoir, the boundaries of the site of the reservoir with a certain fracture of the reservoir are determined. The formation of the rows of producing wells is carried out at an angle to the identified direction of fracture within the boundaries of the site of the reservoir with a certain fracture of the reservoir. Injection wells are placed beyond the boundaries of the reservoir with a certain fracture of the reservoir.

Недостатком известного способа является то, что при выделении участка залежи с высокой проницаемостью вероятность обводнения продукции добывающих скважин значительно увеличивается, что ведет к снижению дебитов нефти и конечной нефтеотдачи пласта.The disadvantage of this method is that when you select a site of deposits with high permeability, the likelihood of watering production of producing wells increases significantly, which leads to a decrease in oil production and final oil recovery.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2459939, МПК Е21В 43/20, Е21 В 43/30 опубл. 27.08.2012, бюл. №24), включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные, формирование рядов нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Ряды нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, формируют из добывающих скважин, переводимых в нагнетательные. Между рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, размещают от 2 до 5 рядов добывающих скважин, также расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. В рядах нагнетательных скважин между существующими скважинами размещают дополнительные добывающие скважины, перед переводом в нагнетательные добывающие скважины эксплуатируют на форсированном режиме до достижения в каждой скважине давления насыщения.The closest in technical essence to the proposed one is a method of developing an oil deposit (patent RU No. 2459939, IPC ЕВВ 43/20, Е21 В 43/30 publ. 08/27/2012, bull. No. 24), including the selection of oil through production wells, transfer part production wells into injection wells, formation of rows of injection wells perpendicular to the direction of natural fracturing and injection of a working agent through injection wells. Rows of injection wells located perpendicular to the direction of natural fracturing are formed from production wells being converted to injection wells. Between the rows of injection wells located perpendicular to the direction of natural fracturing, 2 to 5 rows of production wells are also located perpendicular to the direction of natural fracturing. In the rows of injection wells between existing wells, additional production wells are placed, before being transferred to injection production wells, they are operated in forced mode until saturation pressure is reached in each well.

Недостатком известного способа является то, что для эффективной разработки по предложенному способу необходимо знать направление преобладающей трещиноватости пород и зоны с высокой проницаемостью. При попадании нагнетательной скважины в зону с высокой проницаемостью возрастает риск быстрого обводнения добывающих скважин.The disadvantage of this method is that for the effective development of the proposed method, it is necessary to know the direction of the prevailing fracturing of rocks and zones with high permeability. When an injection well enters a zone with high permeability, the risk of rapid flooding of production wells increases.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи и эффективности разработки трещиноватых коллекторов за счет более рационального размещения добывающих скважин.The technical task of the proposed method is to increase oil recovery and the development of fractured reservoirs due to a more rational placement of production wells.

Указанная техническая задача решается способом разработки, включающим определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.The indicated technical problem is solved by a development method, including determination of fracturing or decompression lines of a reservoir, construction of production and injection wells taking into account fracture of the reservoir, injection of a displacing agent into injection wells and selection of oil through production wells.

Новым является то, что выбирают участок залежи с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти подошвенной водой, определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, добывающие скважины бурят по неравномерной сетке в виде вертикальных скважин с попаданием в узлы разуплотнений или в виде боковых, или боковых горизонтальных стволов с пересечением близлежащих линий разуплотнений, сообщаемых с узлами разуплотнений, нагнетательные горизонтальные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах, между несколькими узлами разуплотнений перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи.What is new is that they select a site of deposits with oil-saturated thicknesses of more than 10 m that prevent rapid flooding of produced oil with bottom water, determine the location of decompression nodes — the intersections of decompression lines, production wells are drilled along an uneven grid in the form of vertical wells that enter the decompression nodes or in the form lateral, or lateral horizontal shafts with the intersection of nearby decompression lines in communication with the decompression nodes, horizontal injection wells are located into compacted carbonate reservoirs, through several nodes decompressor perpendicular to the prevailing direction of fracturing deposits.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки трещиноватых коллекторов.The drawing shows a diagram of an implementation of the proposed method for the development of fractured reservoirs.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.

Нефтяную залежь 1 с трещиноватыми коллекторами разбуривают вертикальными скважинами 2-4 по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи 1, структурные планы продуктивных пластов. Определяют преобладающее направление трещиноватости на залежи по результатам сейсмических исследований методом 3D. На карту эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта наносят линии разуплотнений 5, то есть линейные или дугообразные структурные элементы, связанные с глубинными разломами, являющимися проявлениями зон повышенной трещиноватости горных пород. Затем выделяют участки залежи 6, 7, ограниченные линиями разуплотнений 5. Точки пересечения линий разуплотнений 5 образуют узлы разуплотнений 8. Проводят лабораторные исследования керна, гидродинамические исследования в скважинах с определением пластового давления, проницаемости, продуктивности коллекторов.Oil reservoir 1 with fractured reservoirs is drilled with vertical wells 2-4 on a rare grid. Clarify the geological structure of reservoir 1, structural plans of productive formations. The prevailing direction of fracturing in the deposits is determined by the results of 3D seismic studies. The decompression lines 5, that is, linear or arched structural elements associated with deep faults, which are manifestations of zones of increased fracturing of rocks, are plotted on the map of effective oil-saturated thicknesses of the reservoir. Then, areas of reservoir 6, 7 limited by decompression lines 5 are distinguished. The points of intersection of decompression lines 5 form decompression nodes 8. Laboratory tests of the core and hydrodynamic studies in wells are carried out to determine reservoir pressure, permeability, and reservoir productivity.

Затем выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенными толщинами более десяти метров 9 с целью предотвращения быстрого обводнения добываемой продукции подошвенной водой.Then choose the site of the reservoir 1 with oil-saturated thicknesses of more than ten meters 9 in order to prevent rapid flooding of the produced products with bottom water.

Задача повышения нефтеотдачи пласта решается за счет рационального размещения скважин в трещиноватых коллекторах, для чего на карте эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта выделяют узлы разуплотнений 8. Проводят анализ работы пробуренных добывающих скважин 2, 3.The task of increasing oil recovery is solved by rational placement of wells in fractured reservoirs, for which decompression nodes are highlighted on the map of effective oil-saturated thicknesses of a productive formation 8. An analysis is made of the operation of drilled production wells 2, 3.

Скважины 2, 3, пробуренные на линиях разуплотнений 5 или вскрывшие узлы разуплотнений 8, имеют более высокие дебиты нефти по сравнению с добывающими скважинами 4, пробуренными в уплотненных карбонатных коллекторах. Повышенная трещиноватость карбонатных пород способствует более интенсивному притоку жидкости к интервалам перфорации. Скважины 10-13 бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений 8, в результате чего увеличивается площадь дренирования добывающих скважин 2, 3 и 10-13. При разработке залежи 1 для поддержания пластового давления на определенном уровне и с целью повышения суммарной добычи нефти вводят в эксплуатацию нагнетательные скважины. Распространение фронта закачиваемой жидкости в трещиноватых карбонатных коллекторах происходит неравномерно. Наиболее интенсивно движение жидкости происходит по трещинам или линиям разуплотнений. Размещение горизонтальных нагнетательных скважин 14, 15 перпендикулярно преобладающей трещиноватости коллектора залежи 1 в уплотненных карбонатных коллекторах 6, 7 способствует движению закачиваемой жидкости к узлам разуплотнений 8. Причем нагнетательные горизонтальные скважины 14, 15 размещают соответственно в уплотненных карбонатных коллекторах между несколькими узлами разуплотнений 3, 11, 12, 13 и 10, 11, 12 на расстоянии 100-250 м от узлов разуплотнений и перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи 1. Нагнетательные горизонтальные скважины 14 и 15 не должны пересекать линии разуплотнений 5 во избежание быстрого распространения закачиваемой жидкости по линиям разуплотнений 5 и обводнения добываемой продукции. При размещении нагнетательных горизонтальных скважин 14, 15 перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи 1 распространение закачиваемой жидкости по площади происходит более равномерно, без прорыва жидкости в трещины с охватом вытеснения максимальной площади для максимального извлечения нефти из залежи 1 в уплотненных карбонатных коллекторах с 6, 7.Wells 2, 3, drilled on decompression lines 5 or opened decompression nodes 8, have higher oil production rates compared to production wells 4 drilled in compacted carbonate reservoirs. Increased fracturing of carbonate rocks contributes to a more intensive flow of fluid to the perforation intervals. Wells 10-13 are drilled along an uneven grid with penetration into decompression units 8, as a result of which the drainage area of production wells 2, 3, and 10-13 increases. When developing reservoir 1, injection wells are put into operation to maintain reservoir pressure at a certain level and in order to increase the total oil production. The distribution of the front of the injected fluid in the fractured carbonate reservoirs is uneven. The most intense fluid movement occurs along cracks or lines of decompression. The placement of horizontal injection wells 14, 15 perpendicular to the prevailing fracture of reservoir 1 in compacted carbonate reservoirs 6, 7 facilitates the movement of the injected fluid to the decompression units 8. Moreover, the horizontal injection wells 14, 15 are placed respectively in the compacted carbonate reservoirs between several decompression units 3, 11, 12, 13 and 10, 11, 12 at a distance of 100-250 m from the decompression nodes and perpendicular to the prevailing direction of fracturing of reservoir 1. Injection horizons fill wells 14 and 15 should not cross the decompression lines 5 in order to avoid the rapid spread of the injected fluid along the decompression lines 5 and watering the produced products. When the injection horizontal wells 14, 15 are perpendicular to the prevailing direction of fracturing of reservoir 1, the distribution of the injected fluid over the area occurs more uniformly, without breakthrough of the fluid into the cracks, covering the displacement of the maximum area for maximum oil recovery from reservoir 1 in compacted carbonate reservoirs 6, 7.

Из добывающих скважин 4, не попавших в узлы разуплотнений 8, строят боковые 16 или боковые горизонтальные 17 стволы с пересечением близлежащих линий разуплотнений 5, сообщаемых с узлами разуплотнений 8. Затем строят боковые 16 или боковые горизонтальные 17 стволы с пересечением близлежащих линий разуплотнений 5, не сообщаемых с узлами разуплотнений 8 для увеличения области дренирования.From producing wells 4 that do not fall into decompression units 8, lateral 16 or lateral horizontal 17 trunks are constructed with intersection of nearby decompression lines 5, connected with decompression nodes 8. Then lateral 16 or lateral horizontal 17 trunks are constructed with intersection of nearby decompression lines 5, not communicated with decompression units 8 to increase the drainage area.

При проведении траекторий боковых 16 или боковых горизонтальных 17 стволов необходимо учитывать наличие рентабельных удельных запасов нефти, приходящихся на одну скважину, что ведет к уменьшению срока окупаемости затрат на строительство скважины и добычу каждой тонны нефти.When conducting trajectories of lateral 16 or lateral horizontal 17 shafts, it is necessary to take into account the presence of profitable specific oil reserves per well, which leads to a decrease in the payback period for the costs of well construction and production of each ton of oil.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивных залежей турнейского яруса.The implementation of this method, consider the example of a site characteristic of massive deposits of the Tournaisian layer.

Нефтяную залежь 1 с трещиноватыми коллекторами разбуривают вертикальными скважинами 2-4 по сетке 600×600 м. Уточняют геологическое строение залежи 1, структурный план продуктивного пласта. По результатам сейсмических исследований методом 3D определяют, что преобладающее направление трещиноватости на залежи северо-западное. На карту эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта наносят линии разуплотнений 5. Выделяют участки залежи 6, 7, ограниченные линиями 5 и узлами 8 разуплотнений.Oil reservoir 1 with fractured reservoirs is drilled with vertical wells 2-4 along a grid of 600 × 600 m. The geological structure of reservoir 1 is clarified, the structural plan of the reservoir. According to the results of 3D seismic studies, it is determined that the prevailing direction of fracturing in the deposits is northwest. The lines of decompression are plotted on the map of effective oil-saturated thicknesses of the reservoir. 5. Areas of deposits 6, 7 are defined, limited by lines 5 and nodes 8 of decompressions.

Проводят лабораторные исследования керна и определяют коллекторские свойства пласта: пористость равна 12,2%, нефтенасыщенность - 78,4%. Затем проводят гидродинамические исследования в скважинах 2-4 и определяют пластовое давление, которое составляет 11 МПа, проницаемость - 0,118 мкм², продуктивность коллекторов - 3,36 м³/(сут·МПа). Выбирают участок залежи 1 с эффективными нефтенасыщенными толщинами от 10 до 20 м 6, 7.Core tests are carried out and reservoir properties are determined: porosity is 12.2%, oil saturation is 78.4%. Then conduct hydrodynamic studies in wells 2-4 and determine the reservoir pressure, which is 11 MPa, permeability - 0.118 μm ² , reservoir productivity - 3.36 m ³ / (day · MPa). Select a site of deposit 1 with effective oil-saturated thicknesses from 10 to 20 m 6, 7.

Скважина 2, пробуренная на линии разуплотнений 5, и скважина 3, вскрывшая узел разуплотнений 8, имеют более высокие дебиты нефти (6,8 и 9,2 т/сут) по сравнению с добывающей скважиной 4, вскрывшей уплотненные карбонатные коллекторы. Начальный дебит нефти скважины 4 составил 4,8 т/сут. Скважины 10-13 размещают по неравномерной сетке в узлы разуплотнений 10-13. Нагнетательную горизонтальную скважину 14 располагают между узлами разуплотнений 3, 11, 12, 13 перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости на расстоянии 170-190 м, а нагнетательную горизонтальную скважину 15 располагают между узлами разуплотнений 10, 11, 12 перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости на расстоянии 155-180 м.Well 2, drilled on decompression line 5, and well 3, which opened decompression unit 8, have higher oil production rates (6.8 and 9.2 tons / day) compared to production well 4, which opened up compacted carbonate reservoirs. The initial oil production rate of well 4 was 4.8 tons / day. Wells 10-13 are placed on an uneven grid in the nodes of decompression 10-13. A horizontal injection well 14 is located between the decompression nodes 3, 11, 12, 13 perpendicular to the prevailing fracture direction at a distance of 170-190 m, and a horizontal horizontal injection well 15 is located between the decompression nodes 10, 11, 12 perpendicular to the prevailing fracture direction at a distance of 155-180 m .

Из добывающей скважины 4, пробуренной в уплотненных карбонатных коллекторах, строят боковой горизонтальный ствол 16 с пересечением близлежащих линий разуплотнений 5, сообщаемых с узлами разуплотнений 8. Длина бокового горизонтального ствола 16 равна 165 м. Боковой горизонтальный ствол 16 пересекает три близлежащие линии разуплотнений 5, находящиеся на расстоянии 44-136 м к северо-востоку от скважины 4, в плане имеет винтообразную форму. Затем строят боковой ствол 17 с пересечением близлежащей линии разуплотнений 5, не сообщаемой с узлами разуплотнений 8. Линия разуплотнений 5 находится на расстоянии 62 м к юго-западу от скважины 4. Длина бокового ствола 17 равна 95 м. Удельные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на боковой 17 и боковой горизонтальный 16 стволы, составляют 56 тыс.т. Дебит нефти равен 16,4 т/сут. Дополнительная добыча нефти за год эксплуатации бокового 17 и бокового горизонтального 16 стволов составила 3,8 тыс.т.From a producing well 4 drilled in compacted carbonate reservoirs, a horizontal lateral trunk 16 is constructed with intersection of nearby decompression lines 5 connected to the decompression units 8. The length of the horizontal lateral trunk 16 is 165 m. The horizontal lateral trunk 16 intersects three adjacent decompression lines 5 located at a distance of 44-136 m northeast of well 4, it has a helical shape in plan. Then, a lateral well 17 is constructed with the intersection of the nearby decompression line 5, which is not connected with the decompression nodes 8. The decompression line 5 is located 62 m southwest of the well 4. The length of the lateral well 17 is 95 m. The specific recoverable oil reserves accounted for lateral 17 and lateral horizontal 16 trunks, make 56 thousand tons The oil production rate is 16.4 tons / day. Additional oil production for the year of operation of the lateral 17 and lateral horizontal 16 trunks amounted to 3.8 thousand tons.

Предлагаемый способ разработки трещиноватых коллекторов позволяет повысить охват выработкой запасов нефти в карбонатных коллекторах, увеличить дебиты нефти добывающих скважин, повысить конечную нефтеотдачу пласта на 5-10%.The proposed method for the development of fractured reservoirs allows to increase the coverage of oil reserves in carbonate reservoirs, to increase the oil production rate of producing wells, to increase the final oil recovery by 5-10%.

Claims

A method for developing fractured reservoirs, including determining fracturing or decompression lines of a reservoir, constructing production and injection wells taking into account fracture of the reservoir, pumping a displacing agent into injection wells and selecting oil through production wells, characterized in that a section of the reservoir with oil-saturated thicknesses of more than 10 m is selected, preventing rapid flooding of produced oil with bottom water, determine the location of decompression nodes - intersections of decompression lines, production The drilling wells are drilled along an uneven grid in the form of vertical wells falling into decompression nodes or in the form of lateral or lateral horizontal shafts with the intersection of nearby decompression lines communicating with decompression nodes, horizontal injection wells are located in compacted carbonate reservoirs, between several decompression nodes perpendicularly direction of fracturing of the reservoir.