RU2738145C1

RU2738145C1 - Development method of powerful low-permeability oil deposit

Info

Publication number: RU2738145C1
Application number: RU2020114405A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Амур Физюсович Яртиев
Original assignee: Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date: 2020-04-22
Filing date: 2020-04-22
Publication date: 2020-12-08

Abstract

FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in development of powerful low-permeability oil deposit using vertical cracks of multi-stage hydraulic fracturing of formation (MSHF) and using gas-lift method of operation. Method for development of powerful low-permeable oil deposit includes drilling on deposit of horizontal wells - HW, cementing of horizontal shafts between casing string and header, secondary opening of reservoir, performance of multi-stage hydraulic fracturing of formation - MSHF, use of packers for separation of horizontal shafts into sections, extraction of products from HW. Reservoir is selected consisting of two formations matched in structural plan, wherein upper formation is purely oil-saturated, and lower one has water-oil contact, or is also purely oil-saturated, total thickness of nonreservoir between formations does not exceed 20 m, total oil-saturated thickness of upper productive formation is not less than 30 m, lower - not less than 20 m, It characterized by oil reservoir gas content of not less than 300 m3/t. HW is drilled at bottom of upper productive formation with distance between horizontal shafts 500–1500 m in plan, horizontal boreholes are arranged parallel to each other and oriented along a bisector formed between a vector of maximum stress of the formation and direction of natural cracks. All HW are made by producers. In all HW, the MSHF is carried out so that the formed cracks create a hydrodynamic connection between the upper and lower productive formations. After withdrawal of formation product and formation pressure drop to the value at which the liquid flow rate of the fluid is reduced by no more than four times from the initial value, the well in which the given yield drop occurred is transferred to the gas lift mode of operation, wherein said gas is represented by produced oil gas from said deposit. Said operations are carried out in all HW deposits, water breakthrough from water-bearing area of lower bed to HW, as well as prevention of reduction of formation pressure below pressure of oil saturation with gas are controlled by modes and operating time of all wells of the deposit.EFFECT: technical result consists in improvement of oil recovery of powerful low-permeability oil deposit.1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощной низкопроницаемой нефтяной залежи с использованием вертикальных трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) и применением газлифтного способа эксплуатации.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of a powerful low-permeability oil reservoir using vertical fractures of multi-stage hydraulic fracturing (MSHF) and the use of gas-lift operation.

Известен способ МГРП горизонтального ствола скважины, включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. Установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины, первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости - носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами, с указанной изоляцией путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра, причем полимерную корку формируют путем подачи в скважину специального состава, а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем с содержанием разрушителя геля 0,6-1,2 кг/м³ воды (патент РФ №2362010, кл. Е21В 43/267, опубл. 20.07.2009).There is a known method of multi-stage hydraulic fracturing of a horizontal wellbore, which includes the formation of fractures sequentially in different intervals of a productive formation exposed by a horizontal wellbore by installing a packer, supplying a hydraulic fracturing fluid through a filter installed in each of the parts of the horizontal well corresponding to each of these intervals with isolation of its other parts. The packer is installed in a vertical wellbore, initially hydraulic fracturing is carried out in the interval of the formation with the highest permeability by supplying a carrier fluid with a proppant with the installation of a proppant plug "head" overlapping the corresponding section of the horizontal wellbore, between the filters, with said isolation by forming a polymer cake on the corresponding filters , repeat the specified operation at each of the remaining intervals sequentially according to the degree of decrease in their permeability with preliminary removal of the cake from the filter corresponding to this interval, and the polymer cake is formed by feeding a special composition into the well, and its removal is carried out with a liquid-solvent with a gel breaker content of 0.6 -1.2 kg / m ³ water (RF patent No. 2362010, class E21B 43/267, publ. 20.07.2009).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи, включающий вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки. Согласно изобретению, выделяют залежь с проницаемостью не более 2 мД, проводят гидравлический разрыв пласта в основном стволе скважины, получая трещину в вертикальной плоскости, затем в направлении максимальных нефтенасыщенных толщин проводят боковой горизонтальный ствол со спуском эксплуатационной колонны до расстояния С не менее 100 м и не более 300 м от плоскости трещины гидроразрыва основного ствола, далее расстояния С боковой горизонтальный ствол выполняют открытым, обсаженным, либо со спуском перфорированного хвостовика, причем угол между плоскостью трещины гидроразрыва и направлением бокового горизонтального ствола должен составлять от 45° до 90°, в боковом горизонтальном стволе проводят многократный гидравлический разрыв пласта с расстоянием между ступенями не менее 10 м и не более 100 м, причем первую ступень многократного гидроразрыва проводят на расстоянии С, считая от «пятки» бокового горизонтального ствола, основной вертикальный ствол используют для нагнетания рабочего агента в данную залежь, а боковой горизонтальный ствол - для отбора продукции, посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (патент РФ №2526937, кл. Е21В 43/26, Е21В 43/14, опубл. 27.08.2014 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing low-permeability oil deposits, including opening an oil deposit with a vertical well, drilling a side horizontal wellbore, conducting multiple hydraulic fracturing, product selection and pumping a working agent with equipment for simultaneous-separate production and injection. According to the invention, a reservoir with a permeability of no more than 2 mD is isolated, hydraulic fracturing of the formation is carried out in the main wellbore, obtaining a fracture in the vertical plane, then a horizontal sidetrack is carried out in the direction of the maximum oil-saturated thicknesses with the production string running down to a distance C of at least 100 m and not more than 300 m from the plane of the hydraulic fracture of the main wellbore, then the distance C of the lateral horizontal wellbore is made open, cased, or with the lowering of the perforated liner, and the angle between the plane of the hydraulic fracture and the direction of the horizontal sidetrack should be from 45 ° to 90 °, in the lateral horizontal multiple hydraulic fracturing of the formation is carried out in the wellbore with a distance between steps of at least 10 m and not more than 100 m, and the first stage of multiple hydraulic fracturing is carried out at a distance C, counting from the "heel" of the lateral horizontal wellbore, the main vertical wellbore is used to inject a working agent nta into this reservoir, and the lateral horizontal wellbore - for product selection, by means of equipment for simultaneous-separate production and injection (RF patent No. 2526937, cl. E21B 43/26, E21B 43/14, publ. 08/27/2014 - prototype).

Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность при наличии на залежи нескольких пластов. В результате нефтеотдача залежи по известному способу остается невысокой.A common disadvantage of the known methods is their low efficiency in the presence of several layers in the reservoir. As a result, the oil recovery of the reservoir by the known method remains low.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощной низкопроницаемой нефтяной залежи.The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery of a powerful low-permeability oil reservoir.

Задача решается тем, что в способе разработки мощной низкопроницаемой нефтяной залежи, включающем бурение на залежи горизонтальных скважин (ГС), цементирование горизонтальных стволов между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП), применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из ГС, согласно изобретению, подбирают залежь, состоящую из двух пластов, совпадающих в структурном плане, причем верхний пласт является чисто нефтенасыщенным, а нижний - имеет водно-нефтяной контакт, либо также является чисто нефтенасыщенным, общая толщина не коллектора между пластами не превышает 20 м, общая нефтенасыщенная толщина верхнего продуктивного пласта составляет не менее 30 м, нижнего - не менее 20 м, нефть пластов характеризуется газосодержанием не менее 300 м³/т, ГС бурят у подошвы верхнего продуктивного пласта с расстоянием между горизонтальными стволами 500-1500 м в плане, горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу и ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин, все ГС выполняют добывающими, во всех ГС проводят МГРП таким образом, чтобы образуемые трещины создавали гидродинамическую связь между верхним и нижним продуктивными пластами, после отбора продукции пластов и падения пластового давления до значения, при котором дебит ГС по жидкости снижается не более, чем в четыре раза от первоначального, скважину, в которой произошло данное падение дебита, переводят на газлифтный способ эксплуатации, причем в качестве газа используют попутно добываемый нефтяной газ с данной залежи, указанные операции проводят во всех ГС залежи, прорыв воды с водоносной области нижнего пласта к ГС, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. The problem is solved by the fact that in the method of developing a powerful low-permeability oil reservoir, including drilling horizontal wells (HW) in the reservoir, cementing horizontal wells between the casing and the reservoir, re-opening the reservoir, carrying out multi-stage hydraulic fracturing boreholes to the sites, selection of products from horizontal wells, according to the invention, a reservoir is selected, consisting of two layers that coincide in structural terms, and the upper layer is purely oil-saturated, and the lower one has water-oil contact, or is also purely oil-saturated, the total thickness is not collector between the layers does not exceed 20 m, the total net pay thickness of the upper productive formation is not less than 30 m, the lower - no less than 20 m, the oil reservoir is characterized by gas content of not less than 300 m ³ / t, heavy drilled at an upper productive formation of the sole to the distance between the horizontal trunks 500-1500 m in plan , horizontal wellbores are placed parallel to each other and oriented along the bisector formed between the vector of the maximum formation stress and the direction of natural fractures, all horizontal wells are produced, in all horizontal wells, multistage hydraulic fracturing is carried out in such a way that the formed fractures create a hydrodynamic connection between the upper and lower productive layers, after extraction of reservoir products and a drop in reservoir pressure to a value at which the flow rate of the HW for liquid decreases by no more than four times from the initial, the well in which this drop in flow rate occurred is transferred to the gas-lift method of operation, and the associated oil is used as gas. gas from this reservoir, these operations are carried out in all HW of the reservoir, water breakthrough from the aquifer of the lower layer to the HW, as well as the prevention of a decrease in reservoir pressure below the oil saturation pressure with gas, are controlled by the modes and operating time of all wells of the reservoir.

Сущность изобретенияThe essence of the invention

На нефтеотдачу мощной низкопроницаемой нефтяной залежи, представленной несколькими пластами, существенное влияние оказывает вовлечение данных пластов искусственными трещинами в разработку с максимальным охватом. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощной низкопроницаемой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a thick low-permeability oil reservoir, represented by several formations, is significantly influenced by the involvement of these formations with artificial fractures into development with maximum coverage. However, the existing technical solutions do not fully allow to fulfill this task. The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery of a powerful low-permeability oil reservoir. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка нефтяной залежи с профилем одной из ГС. Обозначения: 1 - верхний нефтенасыщенный пласт, 2 - нижний нефтенасыщенный пласт, 3 - водонасыщенный пласт, 4 - пропласток не коллектора, 5 - горизонтальная скважина, 6 - пакера, h₁ - общая нефтенасыщенная толщина пласта 1, h₂ - общая нефтенасыщенная толщина пласта 2, а - общая толщина пропластка не коллектора 4, L - длина горизонтального ствола скважины 5, S₁-S₁₀- стадии МГРП, ВНК - водно-нефтяной контакт.FIG. 1 shows a schematic representation of a vertical section of an oil reservoir section with a profile of one of the horizontal wells. Designations: 1 - upper oil-saturated formation, 2 - lower oil-saturated formation, 3 - water-saturated formation, 4 - non-reservoir interlayer, 5 - horizontal well, 6 - packer, h ₁ - total oil-saturated formation thickness 1, h ₂ - total oil-saturated formation thickness 2, a - total thickness of non-reservoir 4 interlayer, L - length of horizontal wellbore 5, S ₁ -S ₁₀ - multistage hydraulic fracturing stages, OWC - water-oil contact.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Подбирают залежь, состоящую из двух мощных продуктивных пластов, совпадающих в структурном плане. Верхний пласт 1 является чисто нефтенасыщенным, а нижний 2 - имеет водно-нефтяной контакт (ВНК) с соответствующей водоносной зоной 3, либо является чисто нефтенасыщенным (фиг.1). Толщина a не коллектора 4 между пластами 1 и 2 не превышает 20 м. Общая нефтенасыщенная толщина h₁ верхнего продуктивного пласта 1 составляет не менее 30 м, общая нефтенасыщенная толщина h₂ нижнего пласта 2 - не менее 20 м. Нефть пластов 1 и 2 характеризуется высоким газосодержанием - не менее 300 м³/т. A reservoir is selected, consisting of two thick pay strata that are structurally identical. The upper layer 1 is purely oil-saturated, and the lower 2 has a water-oil contact (WOC) with the corresponding aquifer 3, or is purely oil-saturated (Fig. 1). The thickness a not of the reservoir 4 between strata 1 and 2 does not exceed 20 m. The total oil-saturated thickness h _{1 of the} upper productive stratum 1 is at least 30 m, the total oil-saturated thickness h _{2 of the} lower stratum 2 is not less than 20 m. The oil of strata 1 and 2 is characterized by high gas content - not less than 300 m ³ / t.

Согласно исследованиям, при толщине a не коллектора 4 между пластами 1 и 2 более 20 м, возникают сложности с тем, чтобы вовлечь нижний пласт 2 в разработку, т.к. при этом необходимо создавать высокие трещины, что даже при современном техническом развитии достаточно сложно. При общей нефтенасыщенной толщине h₁ верхнего продуктивного пласта 1 менее 30 м, эффективность предлагаемого способа снижается, т.к. для вовлечения в разработку нижнего пласта 2, создание высоких трещин предполагает их рост не только вниз, но и вверх. Трещины при небольшой толщине пласта 1, будут «пробивать» кровлю пласта 1, что может привести к быстрому обводнению скважины 5 и снизить нефтеотдачу. При общей нефтенасыщенной толщине h₂ нижнего продуктивного пласта 2 менее 20 м возникает опасность подтягивания конуса воды из водоносной области или водоносного пласта 3 к скважине 5, что также приводит к снижению нефтеотдачи. При газосодержании пластов 1 и 2 менее 300 м³/т, эффективность газлифтного способа эксплуатации снижается ввиду недостаточных объемов газа.According to studies, when the thickness a of non-reservoir 4 between layers 1 and 2 is more than 20 m, difficulties arise in order to involve the lower layer 2 in development, since in this case, it is necessary to create high cracks, which is quite difficult even with modern technical development. When the total oil-saturated thickness h _{1 of the} upper productive layer 1 is less than 30 m, the effectiveness of the proposed method decreases, because to involve the lower layer 2 in the development, the creation of high fractures involves their growth not only downwards, but also upwards. Fractures with a small thickness of formation 1 will "pierce" the top of formation 1, which can lead to rapid watering of well 5 and reduce oil recovery. When the total oil-saturated thickness h _{2 of the} lower productive layer 2 is less than 20 m, there is a danger of pulling the water cone from the aquifer or aquifer 3 to the well 5, which also leads to a decrease in oil recovery. When the gas content of formations 1 and 2 is less than 300 m ³ / t, the efficiency of the gas-lift method of operation decreases due to insufficient gas volumes.

У подошвы верхнего продуктивного пласта 1 бурят ГС 5 с расстоянием между горизонтальными стволами 500-1500 м в плане (не показано на фиг.1) и длинами стволов L. Горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу и ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин, что позволяет поддерживать высокий дебит нефти скважин как можно дольше. Горизонтальные стволы цементируют между обсадной колонной и коллектором. Проводят исследования, по данным которых выполняют дизайн МГРП. Коллектор вторично вскрывают, перфорации размещают в соответствии с дизайном МГРП. Все ГС 5 выполняют добывающими.At the bottom of the upper pay zone 1, GS 5 is drilled with a distance between horizontal wells of 500-1500 m in plan (not shown in Fig. 1) and lengths of wells L. Horizontal wells are placed parallel to each other and oriented along the bisector formed between the vector of maximum formation stress and the direction of natural fractures, which allows maintaining a high oil production rate of wells as long as possible. Horizontal wellbores are cemented between the casing and the reservoir. Research is carried out, according to which the design of multistage hydraulic fracturing is performed. The reservoir is reopened, the perforations are placed in accordance with the multi-stage hydraulic fracturing design. All HS 5 are producing.

Согласно расчетам, при расстоянии между горизонтальными стволами скважин менее 500 в плане возникает интерференция трещин МГРП, тогда как при данном расстоянии более 1500 м охват пласта воздействием от трещин МГРП снижается. В обоих случаях это приводит к снижению нефтеотдачи.According to calculations, when the distance between horizontal wellbores is less than 500 in plan, there is interference of multi-stage hydraulic fractures, while at a given distance of more than 1500 m, the formation coverage by the action of multi-stage fractures decreases. In both cases, this leads to a decrease in oil recovery.

Далее во всех ГС 5 проводят МГРП со стадиями S₁-S₁₀ таким образом, чтобы образуемые трещины создавали гидродинамическую связь между верхним 1 и нижним 2 продуктивными пластами. Для разделения горизонтальных стволов на участки применяют пакера 6. После МГРП скважины 5 пускают в добычу жидкости.Further, in all horizontal wells 5, multistage hydraulic fracturing is carried out with stages S ₁ -S ₁₀ so that the formed fractures create a hydrodynamic connection between the upper 1 and lower 2 productive formations. To divide horizontal wellbores into sections, packer 6 is used. After multistage fracturing, wells 5 are put into fluid production.

После отбора продукции пластов 1, 2 и падения пластового давления до значения, при котором дебит ГС по жидкости снижается не более, чем в 4 раза от первоначального, скважину, в которой произошло данное падение дебита, переводят на газлифтный способ эксплуатации. В качестве газа используют попутно добываемый нефтяной газ с данной залежи. Согласно расчетам, при снижении дебита ГС по жидкости более, чем в 4 раза, значительно снижается темп отбора нефти. Для его поддержания используют газлифтный способ эксплуатации, что особо эффективно при наличии достаточных объемов газа.After the production of reservoirs 1, 2 and the drop in reservoir pressure to a value at which the HW flow rate for liquid decreases by no more than 4 times from the initial one, the well in which this flow rate drop occurred is transferred to the gas-lift method of operation. The associated gas is produced petroleum gas from this deposit. According to calculations, with a decrease in the flow rate of horizontal wells for liquid by more than 4 times, the rate of oil withdrawal significantly decreases. To maintain it, a gas-lift method of operation is used, which is especially effective in the presence of sufficient gas volumes.

Указанные операции проводят во всех ГС залежи. Прорыв воды с водоносной области нижнего пласта к ГС, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. These operations are carried out in all HW deposits. The breakthrough of water from the aquifer of the lower layer to the horizontal well, as well as the prevention of a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure of oil with gas is controlled by the modes and operating time of all wells of the reservoir.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки нефтяной залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the oil deposit.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи мощной низкопроницаемой нефтяной залежи.The result of the implementation of this method is to increase oil recovery from a powerful low-permeability oil reservoir.

Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific execution of the method.

Пример 1. Подбирают залежь, состоящую из двух мощных пластов, совпадающих в структурном плане. Верхний пласт 1 является карбонатным чисто нефтенасыщенным, а нижний карбонатный пласт 2 имеет ВНК с соответствующей водоносной терригенной зоной 3 (фиг.1). Средняя абсолютная проницаемость верхнего пласта 1 составляет 1 мД, общая нефтенасыщенная толщина h₁=30 м. Средняя абсолютная проницаемость нижнего пласта 2 составляет 5 мД, общая нефтенасыщенная толщина h₂=20 м. Толщина не коллектора 4 составляет a=20 м. Нефть пластов 1 и 2 характеризуется низкой вязкостью - 1 мПа·с и высоким газосодержанием - 300 м³/т. Example 1. A reservoir is selected, consisting of two thick layers that coincide in structural terms. The upper layer 1 is purely oil-saturated carbonate, and the lower carbonate layer 2 has an OWC with a corresponding aquiferous terrigenous zone 3 (Fig. 1). The average absolute permeability of the upper layer 1 is 1 mD, the total oil-saturated thickness h ₁ = 30 m. The average absolute permeability of the lower layer 2 is 5 mD, the total oil-saturated thickness h ₂ = 20 m. The thickness of non-reservoir 4 is a = 20 m. 1 and 2 are characterized by low viscosity - 1 mPa · s and high gas content - 300 m ³ / t.

У подошвы верхнего продуктивного пласта 1 бурят две ГС 5 с расстоянием между горизонтальными стволами 500 м в плане (не показано на фиг.1) и длинами стволов L=1500 м. Горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу и ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин. Горизонтальные стволы цементируют между обсадной колонной и коллектором. Проводят исследования, по данным которых выполняют дизайн МГРП. Коллектор вторично вскрывают, перфорации размещают в соответствии с дизайном МГРП. Обе ГС 5 выполняют добывающими.At the bottom of the upper pay zone 1, two horizontal wells are drilled with a distance between horizontal shafts of 500 m in plan (not shown in Fig. 1) and shaft lengths L = 1,500 m. Horizontal shafts are placed parallel to each other and oriented along the bisector formed between the vector of the maximum formation stress and direction of natural fractures. Horizontal wellbores are cemented between the casing and the reservoir. Research is carried out, according to which the design of multistage hydraulic fracturing is performed. The reservoir is reopened, the perforations are placed in accordance with the multi-stage hydraulic fracturing design. Both HS 5 are producing.

Далее в обоих ГС 5 проводят МГРП с 10 стадиями S₁-S₁₀. Дизайн МГРП предусматривает, чтобы образуемые трещины создавали гидродинамическую связь между верхним 1 и нижним 2 продуктивными пластами. Для разделения горизонтальных стволов на участки применяют пакера 6. После МГРП скважины 5 пускают в добычу жидкости на естественном режиме (режим фонтанирования) с применением штуцеров. Начальный дебит жидкости (после выхода на установившийся режим и отбора закачанных жидкостей МГРП) по двум скважинам составил 580 т/сут и 440 т/сут при обводненности не более 5%.Further, in both horizontal wells 5 multistage fracturing is carried out with 10 stages S ₁ -S ₁₀ . The multistage hydraulic fracturing design envisages that the formed fractures create a hydrodynamic connection between the upper 1 and lower 2 reservoirs. To divide horizontal wellbores into sections, packer 6 is used. After multi-stage hydraulic fracturing, wells 5 are put into production in natural mode (flowing mode) using chokes. The initial fluid flow rate (after reaching the steady state and withdrawing the injected MSHF fluids) in two wells was 580 t / day and 440 t / day with a water cut of no more than 5%.

Постепенно штуцера c меньшим сечением заменяют на штуцера c большим сечением. После отбора продукции пластов 1, 2 и падения пластового давления до значения, при котором дебит по жидкости одной из ГС (второй скважины) снижается в 4 раза от первоначального, т.е. до 110 т/сут, данную скважину переводят на газлифтный способ эксплуатации. В качестве газа используют попутно добываемый нефтяной газ с данной залежи. Gradually, fittings with a smaller cross-section are replaced with fittings with a larger cross-section. After the production of reservoirs 1, 2 and the drop in reservoir pressure to a value at which the fluid flow rate of one of the horizontal wells (the second well) decreases 4 times from the initial one, i.e. up to 110 tons / day, this well is converted to gas-lift operation. The associated gas is produced petroleum gas from this deposit.

Указанные операции проводят также и в первой скважине, при аналогичном падении дебита жидкости до 145 т/сут. Прорыв воды с водоносной области нижнего пласта к ГС, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы обоих скважин залежи. These operations are also carried out in the first well, with a similar drop in the fluid flow rate to 145 t / day. The breakthrough of water from the aquifer of the lower layer to the horizontal well, as well as the prevention of a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure of oil with gas is controlled by the modes and operating time of both wells of the reservoir.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Нефтенасыщенные пласты 1 и 2 характеризуются иными геолого-физическими характеристиками и размерами. Пласт 2 является чисто нефтенасыщенным без подошвенной воды. Бурят 4 скважины. Расстояние между горизонтальными стволами в плане составляет 1500 м.Example 2. Perform as example 1. Oil-saturated formations 1 and 2 are characterized by different geological and physical characteristics and dimensions. Formation 2 is purely oil-saturated without bottom water. 4 wells are drilled. The distance between horizontal shafts in the plan is 1500 m.

В результате разработки, которое ограничили снижением дебита нефти по залежи до значения 10 т/сут, было добыто 568 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) залежи составил 0,211 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 42,1 тыс.т нефти, КИН составил 0,153 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 for the deposit to 10 tons / day, 568 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor (ORF) of the deposit was 0.211 unit fraction. According to the prototype, all other things being equal, 42.1 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor was 0.153 unit units. The increase in oil recovery factor according to the proposed method is 0.058 unit units.

Предлагаемый способ позволяет повысить охват залежи и поддерживать эксплуатацию скважин, как следствие, увеличить коэффициент нефтеизвлечения.The proposed method allows to increase the reservoir coverage and maintain wells operation, as a result, to increase the oil recovery factor.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи мощной низкопроницаемой нефтяной залежи.The application of the proposed method will allow solving the problem of increasing oil recovery of a powerful low-permeability oil reservoir.

Claims

A method of developing a powerful low-permeability oil reservoir, including drilling in horizontal wells - horizontal wells, cementing horizontal wells between the casing and the reservoir, re-opening the reservoir, carrying out multi-stage hydraulic fracturing - multistage hydraulic fracturing, using packers to separate horizontal wells into sections, withdrawing products from horizontal wells , characterized in that a reservoir is selected, consisting of two layers that coincide in structural terms, and the upper layer is purely oil-saturated, and the lower one has water-oil contact or is also purely oil-saturated, the total thickness of the non-reservoir between the layers does not exceed 20 m, the total oil-saturated thickness of the upper pay zone is at least 30 m, of the lower one - at least 20 m, the oil in the formations is characterized by a gas content of at least 300 m ³ / t, horizontal wells are drilled at the bottom of the upper pay zone with a distance between horizontal wells of 500-1500 m in plan, horizontal shafts They are placed parallel to each other and oriented along the bisector formed between the vector of the maximum formation stress and the direction of natural fractures, all horizontal wells are producing, in all horizontal wells, multistage hydraulic fracturing is carried out in such a way that the fractures formed create a hydrodynamic connection between the upper and lower productive layers, after the production of the formation and a drop in reservoir pressure to a value at which the flow rate of the HW for liquid decreases by no more than four times from the initial one, the well in which this drop in flow rate occurred is transferred to the gas-lift method of operation, and the associated oil gas from this deposits, these operations are carried out in all horizontal wells of the deposit, water breakthrough from the aquifer of the lower layer to the horizontal well, as well as preventing the formation pressure from decreasing below the saturation pressure of oil with gas, are controlled by the modes and operating time of all wells of the deposit.