RU2829527C2 - Method for repeated hydraulic fracturing - Google Patents
Method for repeated hydraulic fracturing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2829527C2 RU2829527C2 RU2023110213A RU2023110213A RU2829527C2 RU 2829527 C2 RU2829527 C2 RU 2829527C2 RU 2023110213 A RU2023110213 A RU 2023110213A RU 2023110213 A RU2023110213 A RU 2023110213A RU 2829527 C2 RU2829527 C2 RU 2829527C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- composition
- old
- crack
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 36
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу формирования новых трещины или разрывов на участках пласта (пластах), ранее не задействованных или слабо задействованных в процессе разработки, и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта.The invention relates to the oil industry, in particular to a method for forming new cracks or fractures in sections of a formation (formations) that were previously unused or weakly used in the development process, and can find application in hydraulic fracturing of a formation.
Известен способ формирования трещин или разрывов (Патент RU №2637539 от 31.08.2016, бюллетень №34 от 05.12.2017), представляющий собой способ увеличения охвата пласта трещинами гидроразрыва пласта путем изменения направления распространения трещин относительно регионального направления максимальных напряжений, проведением гидроразрыва пласта в две стадии.A method for forming cracks or ruptures is known (Patent RU No. 2637539 dated 31.08.2016, Bulletin No. 34 dated 05.12.2017), which is a method for increasing the coverage of a formation with hydraulic fracturing cracks by changing the direction of crack propagation relative to the regional direction of maximum stresses, by performing hydraulic fracturing of the formation in two stages.
Недостатком данного способа является инициализация первой трещины гидроразрыва пласта (ГРП) в объеме расположения предыдущей, снизившей характеристики проводимости вследствие деградации, кольматации проппантной пачки, в том числе в зоне выработанных запасов нефти. В данном случае старый объем трещины заполняется проппантной пачкой и не кольматирует выработавшую свой ресурс часть пласта, интенсифицируя приток воды из выработанной зоны.The disadvantage of this method is the initialization of the first hydraulic fracturing crack (HF) in the volume of the previous one, which has reduced conductivity characteristics due to degradation, colmatation of the proppant pack, including in the zone of depleted oil reserves. In this case, the old volume of the crack is filled with a proppant pack and does not colmatate the part of the formation that has exhausted its resource, intensifying the inflow of water from the depleted zone.
Известен способ гидроразрыва пласта, предполагающий предварительную закачку материала в пласт и проведение гидроразрыва пласта (Патент RU №2459947 от 20.10.2011, бюллетень №24 от 27.08.2012). Нацелен на решение задач предотвращения поглощения жидкостей разрыва за счет предварительной закачки обратной нефтяной эмульсии, включающей нефть товарную в количестве 0,35-0,45 об. ч., эмульгатор в количестве 0,05-0,06 об. ч., пластовую девонскую воду плотностью 1170-1180 кг/м3 в количестве 0,5-0,6 об. ч.A method of hydraulic fracturing is known that involves preliminary injection of material into the formation and performing hydraulic fracturing of the formation (Patent RU No. 2459947 dated 20.10.2011, Bulletin No. 24 dated 27.08.2012). It is aimed at solving the problems of preventing the absorption of fracturing fluids due to preliminary injection of a reverse oil emulsion, including commercial oil in the amount of 0.35-0.45 vol. parts, an emulsifier in the amount of 0.05-0.06 vol. parts, formation Devonian water with a density of 1170-1180 kg/ m3 in the amount of 0.5-0.6 vol. parts.
Недостатком данного способа является отсутствие возможности создания прочного геомеханического барьера для отклонения трещины ГРП. Нефтяная эмульсия, применяемая в качестве активного агента, используется с целью увеличения степени сдерживания гидравлических нагрузок в условиях высокопроницаемых объектов, отягощенных наличием негативного фактора пониженного пластового давления. В последствии гидроразрыв не переориентируется в зоны неохваченные или частично охваченные разработкой.The disadvantage of this method is the lack of the ability to create a strong geomechanical barrier to deflect the hydraulic fracture. Oil emulsion, used as an active agent, is used to increase the degree of containment of hydraulic loads in conditions of highly permeable objects, aggravated by the presence of a negative factor of low reservoir pressure. Subsequently, hydraulic fracturing is not reoriented to zones not covered or partially covered by development.
Известен способ гидроразрыва пласта (Патент RU №2742382 от 09.06.2017, бюллетень №4 от 05.02.2021-прототип), содержащий закачивание в скважину с трещинами ГРП первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна, до формирования первого фильтрующего слоя; закачивание в скважину с несколькими трещинами ГРП второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна, до формирования второго фильтрующего слоя; при этом первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании в скважину и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1; повышение давления в скважине до уровня выше давления гидроразрыва и проведение гидроразрыва пласта в новом месте.A known method of hydraulic fracturing a formation (Patent RU No. 2742382 dated 09.06.2017, Bulletin No. 4 dated 05.02.2021 - prototype) comprises pumping a first suspension containing a viscous carrier fluid, degradable particles and degradable fibers into a well with hydraulic fractures until a first filter layer is formed; pumping a second suspension containing a viscous carrier fluid, non-degradable particles and degradable fibers into a well with several hydraulic fractures until a second filter layer is formed; wherein the first and second suspensions do not mix when pumped into the well and the volume of the first suspension relates to the volume of the second suspension in a proportion of 1:5 to 2:1; increasing the pressure in the well to a level above the hydraulic fracture pressure and performing hydraulic fracturing of the formation in a new location.
Недостатком прототипа является необходимость закачки временно-блокирующих кольматирующих материалов, что увеличивает риски вовлечения в работу в процессе эксплуатации скважины после проведения ГРП ранее изолированной трещины ГРП.The disadvantage of the prototype is the need to pump in temporary blocking colmatation materials, which increases the risk of involving a previously isolated hydraulic fracture in the process of well operation after hydraulic fracturing.
В предлагаемом изобретении решается задача повышения зоны охвата воздействия от гидроразрыва пласта (ГРП).The proposed invention solves the problem of increasing the coverage area of the impact of hydraulic fracturing (HF).
Задача решается тем, что в способе проведения повторного гидроразрыва пласта ГРП, включающем создание геомеханического барьера в интервале старой ранее созданной трещины от предыдущего ГРП, выработавшей свой ресурс, закачкой в указанный интервал кольматирующего состава и его технологическим отстоем,The problem is solved by the fact that in the method of conducting repeated hydraulic fracturing of the formation, which includes the creation of a geomechanical barrier in the interval of the old previously created crack from the previous hydraulic fracturing, which has exhausted its resource, by pumping a colmatation composition into the specified interval and its technological settling,
выполнение ГРП, формируя новую трещину или разрывы на участках пласта, ранее не задействованных или слабо задействованных в процессе разработки, которые могут совпадать с расположением старой трещины ГРП, а также располагаться как выше, так и ниже закольматированного интервала, в результате чего создаваемая трещина ГРП получит развитие в отличающимся от азимута старой трещины ГРП направления, причем,performing hydraulic fracturing, forming a new crack or fractures in sections of the formation that were previously not involved or were weakly involved in the development process, which may coincide with the location of the old hydraulic fracturing crack, and also be located both above and below the colmatated interval, as a result of which the created hydraulic fracturing crack will develop in a direction different from the azimuth of the old hydraulic fracturing crack, and,
кольматирующий состав закачивают в объемах от 10 до 1500 м3 в зависимости от показателя приемистости скважин пласта при ступенчатом повышении давления нагнетания до давления, превышающего давление гидроразрыва, производя раскрытие и заполнение кольматирующим составом объема указанной старой трещины ГРП, тампонируя матрицу породы пласта и проппантную набивку указанной старой трещины ГРП,the colmatation composition is pumped in volumes from 10 to 1500 m3 depending on the reservoir well injectivity index with a stepwise increase in injection pressure to a pressure exceeding the hydraulic fracturing pressure, opening and filling the volume of the specified old hydraulic fracturing crack with the colmatation composition, plugging the reservoir rock matrix and proppant packing of the specified old hydraulic fracturing crack,
время технологического отстоя-время, необходимое для закрытия указанной старой трещины ГРП, составляет от 2 до 10 ч,technological standstill time - the time required to close the specified old hydraulic fracturing crack, is from 2 to 10 hours,
выполняют ГРП по всему разрезу с массой проппанта от 3 до 10 т на метр перфорированной мощности,perform hydraulic fracturing throughout the entire section with a proppant mass of 3 to 10 tons per meter of perforated thickness,
причем в качестве кольматирующего состава используют суспензионный с нарастающей концентрацией основного вещества в диапазоне концентраций от 1 до 3% или полимерный состав с нарастающей концентрацией полимерной основы в диапазоне концентраций от 1 до 5% и с нарастающей концентрацией сшивателя в диапазоне концентраций от 0.1 до 0.5%.wherein a suspension composition with an increasing concentration of the main substance in the concentration range from 1 to 3% or a polymer composition with an increasing concentration of the polymer base in the concentration range from 1 to 5% and with an increasing concentration of the crosslinker in the concentration range from 0.1 to 0.5% is used as a colmatating composition.
Предлагаемый способ расширяет границы применения метода гидроразрыва пласта, способен обеспечить вовлечение в разработку ранее не дренируемых и слабо дренируемых, в том числе трудноизвлекаемых запасов нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти, расширить критерии применимости технологии без существенного увеличения стоимости гидроразрыва относительно стандартных подходов.The proposed method expands the scope of application of the hydraulic fracturing method, is capable of involving previously undrained and poorly drained, including hard-to-recover oil reserves, in development, and increasing the oil recovery factor, expanding the criteria for the applicability of the technology without significantly increasing the cost of hydraulic fracturing relative to standard approaches.
Технический результат заключается в получении рентабельных притоков нефти из вновь созданной, переориентированной в пространстве трещины ГРП в ранее не дренируемые или слабо дренируемые участки пласта.The technical result consists in obtaining profitable oil flows from a newly created, spatially reoriented hydraulic fracturing crack into previously undrained or poorly drained sections of the formation.
Новизна данного изобретения заключается в том, что проведением первой стадии с закачкой кольматирующего состава обеспечивается кольматация промытых, выработанных и обводненных интервалов пласта, образование искусственного геомеханического барьера, а за счет стадии ГРП обеспечивается интенсификация притока из ранее не дренируемых или частично дренируемых остаточных запасов нефти и газа, обусловленное, как изменением азимутального направления созданной трещины относительно старой трещины ГРП и/или созданием трещины ГРП в новых участках пласта, выше или ниже расположения старой трещины ГРП.The novelty of this invention lies in the fact that the first stage with the injection of a colmatation composition ensures the colmatation of washed, worked out and flooded intervals of the formation, the formation of an artificial geomechanical barrier, and due to the hydraulic fracturing stage, the intensification of the inflow from previously undrained or partially drained residual reserves of oil and gas is ensured, caused by a change in the azimuthal direction of the created crack relative to the old hydraulic fracturing crack and/or the creation of a hydraulic fracturing crack in new sections of the formation, above or below the location of the old hydraulic fracturing crack.
Сущность изобретения поясняется чертежами. На фиг. 1 представлен типовой геологический разрез с мощностью коллектора более 50 м по скважине X Повховского месторождения и схематически изображена созданная трещина после проведения первого ГРП.The essence of the invention is explained by drawings. Fig. 1 shows a typical geological section with a reservoir thickness of more than 50 m along well X of the Povkhovskoye field and schematically depicts the crack created after the first hydraulic fracturing.
На фиг. 2 представлен редизайн-ГРП с созданной трещиной ГРП по скважине X Повховского месторождения.Fig. 2 shows a redesign-HF with a created HF crack in well X of the Povkhovskoye field.
На фиг. 3 представлена типовая схема работ с созданием двух трещин ГРП, где на первой стадии вместо проппантной набивки происходит заполнение трещины кольматирующим составом, на второй стадии за счет изменения азимутального направления от искусственного созданного кольматирующим составом геомеханического барьера, формируется новая трещина ГРП, заполненная проппантом.Fig. 3 shows a typical work scheme with the creation of two hydraulic fracturing cracks, where at the first stage, instead of proppant packing, the crack is filled with a colmatation composition, and at the second stage, due to a change in the azimuthal direction from the artificial geomechanical barrier created by the colmatation composition, a new hydraulic fracturing crack filled with proppant is formed.
На фиг. 4 представлена типовая схема работ, где на первой стадии происходит фильтрация в интервал расположения старой трещины ГРП кольматирующего состава без последующего создания новой трещины ГРП в зоне расположения старой трещины. Новая трещина при такой схеме формируется в новом участке (выше или ниже интервала старой трещины).Fig. 4 shows a typical work scheme, where at the first stage the filtration of the colmatation composition into the interval of the old hydraulic fracture occurs without the subsequent creation of a new hydraulic fracture in the area of the old fracture. In such a scheme, the new fracture is formed in a new section (above or below the interval of the old fracture).
Изобретение осуществляется следующим образом.The invention is carried out as follows.
1 этап: создание искусственного геомеханического барьера в интервале выработавшей свой ресурс трещины ГРП кольматирующим составом осуществляется с применением высокопроизводительных насосных агрегатов, используемых флотами ГРП для осуществления операций по гидроразрыву. В пласт закачивают кольматирующий состав при давлении, способствующем созданию гидравлической трещины в интервале расположения трещины, условно выработавшей свой ресурс. В случае, если кольматирующий состав не будет способен образовать трещину ГРП и будет наблюдаться излишний рост давления, возможно использовать линейный гель для создания гидравлической трещины, после чего произвести закачку кольматирующего состава. Значение давления раскрытия трещины ГРП зависит от характеристик и залегания конкретного объекта разработки и определяется на этапе разработки дизайна ГРП. После образования трещины ГРП производят закачку кольматирующего состава в объемах и концентрациях, зависящих от приемистости и давления ее определения на этапе, предшествующем этапу ГРП. В процессе закачки должен происходить дополнительный рост давления, косвенно указывающий на упаковку кольматирующего состава в целевом интервале пласта. Искусственный геомеханический барьер будет способствовать переориентированию новой трещины ГРП в пространстве пласта.Stage 1: creation of an artificial geomechanical barrier in the interval of a hydraulic fracture that has exhausted its resource with a colmatation composition is carried out using high-performance pumping units used by hydraulic fracturing fleets to carry out hydraulic fracturing operations. The colmatation composition is injected into the formation at a pressure that facilitates the creation of a hydraulic fracture in the interval of the location of the fracture that has conditionally exhausted its resource. If the colmatation composition is not capable of forming a hydraulic fracture and an excessive increase in pressure is observed, it is possible to use a linear gel to create a hydraulic fracture, after which the colmatation composition is injected. The value of the Hydraulic Fracture Opening Pressure depends on the characteristics and occurrence of a specific development object and is determined at the stage of Hydraulic Fracture Design Development. After the Hydraulic Fracture has formed, the colmatation composition is injected in volumes and concentrations that depend on the injectivity and pressure of its determination at the stage preceding the Hydraulic Fracture Stage. During the injection process, there should be an additional increase in pressure, indirectly indicating the packing of the colmatation composition in the target interval of the formation. An artificial geomechanical barrier will facilitate the reorientation of the new hydraulic fracture in the formation space.
Вид, объем и концентрацию кольматирующего состава определяют на этапе подготовительных работ на основании данных приемистости скважин, давления при котором определялось значение приемистости.The type, volume and concentration of the colmatation composition are determined at the stage of preparatory work based on the well injectivity data and the pressure at which the injectivity value was determined.
2 этап: выполнение гидроразрыва пласта.Stage 2: hydraulic fracturing.
Выполнение работ на первом этапе может происходить в зависимости от условий расположения объекта воздействия для интенсификации методом ГРП:The execution of works at the first stage can take place depending on the conditions of the location of the object of influence for intensification by the hydraulic fracturing method:
Если объект воздействия интенсификацией методом ГРП расположен в интервале условно выработавшей свой ресурс трещины ГРП флотом ГРП производят стандартную операцию ГРП, в процессе которой образуется новая трещина ГРП с проппантной набивкой, переориентированная пространстве относительно предыдущей трещины ГРП, поскольку в старой трещине будет создан геомеханический барьер из кольматирующего состава.If the object of impact intensification by the hydraulic fracturing method is located in the interval of a hydraulic fracturing crack that has conditionally exhausted its resource, the hydraulic fracturing fleet performs a standard hydraulic fracturing operation, during which a new hydraulic fracturing crack with proppant packing is formed, reoriented in space relative to the previous hydraulic fracturing crack, since a geomechanical barrier made of a colmatage composition will be created in the old crack.
Если объект воздействия интенсификацией методом ГРП расположен в интервалах выше или ниже участка расположения старой трещины ГРП с созданным геомеханическим барьером:If the object of impact by intensification by the hydraulic fracturing method is located in intervals above or below the location of the old hydraulic fracturing crack with the created geomechanical barrier:
После закачки кольматирующего состава и создания искусственного геомеханического барьера, в целевом интервале, выше или ниже производится перфорация, реперфорация.After pumping in the colmatation composition and creating an artificial geomechanical barrier, perforation and reperforation are performed in the target interval, above or below.
Флотом ГРП производят стандартную операцию ГРП, в процессе которой образуется новая трещина ГРП с проппантной набивкой. Новая трещина будет создана в новых интервалах пласта, поскольку в интервале трещины, выработавшей свой ресурс, будет создан геомеханический барьер из кольматирующего состава.The GRP fleet performs a standard GRP operation, during which a new GRP crack with proppant packing is formed. The new crack will be created in new intervals of the formation, since a geomechanical barrier made of a colmatage composition will be created in the interval of the crack that has exhausted its resource.
Для подтверждения изменения азимутального направления вновь созданной трещины (трещин) ГРП требуется выполнение специальных геофизических исследований скважин, таких как поверхностный микросейсмический мониторинг процесса гидравлического разрыва пласта, а также метод волнового акустического каротажа (ВАК) до и после ГРП по определению анизотропии азимутального распределения напряжений.To confirm the change in the azimuthal direction of the newly created hydraulic fracturing crack(s), it is necessary to perform special geophysical well surveys, such as surface microseismic monitoring of the hydraulic fracturing process, as well as the wave acoustic logging (WAL) method before and after hydraulic fracturing to determine the anisotropy of the azimuthal stress distribution.
Пример 1. Нефтедобывающей скважиной вскрыт продуктивный нефтяной пласт со следующими характеристиками: общая мощность 75 м, эффективная мощность 36 м, интервал перфорации 2795-2870 м, пористость 18%, проницаемость 37,9 мД, нефтенасыщенность 47%, пластовое давление 236 Атм. Первый ГРП выполнен по всему разрезу пласта, в интервале 2795-2870 м с проницаемость 37,9 мД.Example 1. An oil producing well penetrated a productive oil formation with the following characteristics: total thickness 75 m, effective thickness 36 m, perforation interval 2795-2870 m, porosity 18%, permeability 37.9 mD, oil saturation 47%, formation pressure 236 atm. The first hydraulic fracturing was performed along the entire section of the formation, in the interval 2795-2870 m with a permeability of 37.9 mD.
Предварительно была замерена приемистость пласта (310 м3/сут., при 70 атм.), определен вид и концентрация кольматирующего состава (глинопорошок 7%).The reservoir capacity was preliminarily measured (310 m3 /day, at 70 atm.), and the type and concentration of the colmatage composition (7% clay powder) was determined.
Согласно предложенному способу производят закачку в выработавшую ресурс трещину кольматирующего состава в объеме 250 м3 с нарастающим диапазоном концентраций, от 1% до 7%, при давлении, превышающем давление гидроразрыва (350 Атм на устье скважины). После технологического отстоя (от 2-х до 10 часов), необходимого для закрытия гидравлической трещины, выполнют ГРП по всему разрезу с массой проппанта от 3 до 10 т на метр перфорированной мощности. В зависимости от наличия или отсутствия рисков, фиксируется приток жидкости по разрезу пласта в интервале 2795 -2870 м с дебитом 100 м3 жидкости, 95% обводненности, 9,3 т нефти при базовых показателях 65 м3 жидкости, 98% обводненности, 6,9 т нефти.According to the proposed method, a colmatage composition is injected into a fracture that has exhausted its resource in a volume of 250 m3 with an increasing range of concentrations, from 1% to 7%, at a pressure exceeding the hydraulic fracturing pressure (350 atm at the wellhead). After a technological settling (from 2 to 10 hours), necessary for closing the hydraulic fracture, hydraulic fracturing is performed along the entire section with a proppant mass of 3 to 10 tons per meter of perforated thickness. Depending on the presence or absence of risks, an influx of liquid along the formation section in the interval of 2795 -2870 m is recorded with a flow rate of 100 m3 of liquid, 95% water cut, 9.3 tons of oil with basic indicators of 65 m3 of liquid, 98% water cut, 6.9 tons of oil.
Пример 2. Нефтедобывающей скважиной вскрыт продуктивный нефтяной пласт со следующими характеристиками: общая мощность 14 м, эффективная мощность 11 м, интервал перфорации 2820-2834 м, пористость 19%, проницаемость 21,8 мД, нефтенасыщенность 52%, пластовое давление 221 Атм. Первый ГРП выполнен по всему разрезу пласта, скважина снизила продуктивность, обводнилась с 55% до 96% по причине прорыва воды от нагнетательной скважины.Example 2. An oil producing well penetrated a productive oil formation with the following characteristics: total thickness 14 m, effective thickness 11 m, perforation interval 2820-2834 m, porosity 19%, permeability 21.8 mD, oil saturation 52%, formation pressure 221 atm. The first hydraulic fracturing was performed along the entire formation section, the well reduced productivity, became flooded from 55% to 96% due to water breakthrough from the injection well.
Ниже целевого объекта имеется неперфорированный участок мощностью 15 м, эффективная мощность 10 м, интервал перфорации 2849-2864 м, пористость 17%, проницаемость 23,4 мД, нефтенасыщенность 53%, пластовое давление 221 Атм.Below the target object there is an unperforated section with a thickness of 15 m, an effective thickness of 10 m, a perforation interval of 2849-2864 m, porosity of 17%, permeability of 23.4 mD, oil saturation of 53%, and formation pressure of 221 atm.
Предварительно была замерена приемистость пласта (170 м3/сут., при 80 атм.), определен вид и концентрация кольматирующего состава (полимер и сшиватель с концентрациями 5% и 0,5% соответственно).The reservoir capacity was preliminarily measured (170 m3 /day, at 80 atm.), and the type and concentration of the colmatage composition were determined (polymer and crosslinker with concentrations of 5% and 0.5%, respectively).
Согласно предложенному способу производят закачку в выработавшую ресурс трещину кольматирующего полимерного состава в объеме 150 м3 с нарастающим диапазоном концентраций, от 1% до 5% для полимерной основы и от 0,1% до 0,5% для сшивателя, при давлении, превышающем давление гидроразрыва (350 Атм на устье скважины). В процессе технологического отстоя (от 2-х до 10 часов), необходимого для закрытия гидравлической трещины выполняют перфорацию в интервале 2849-2864 м с последующим ГРП по всему разрезу с массой проппанта от 3 до 10 т на метр перфорированной мощности в зависимости от наличия или отсутствия рисков. Фиксируют приток жидкости из пласта, в интервале 2849-2864 м с дебитом 35 м3 жидкости, 70% обводненности, 9,3 т нефти при базовых показателях 16 м3 жидкости, 96% обводненности, 0,6 т нефти.According to the proposed method, a colmatating polymer composition is injected into a fracture that has exhausted its resource in a volume of 150 m3 with an increasing range of concentrations, from 1% to 5% for the polymer base and from 0.1% to 0.5% for the crosslinker, at a pressure exceeding the hydraulic fracturing pressure (350 atm at the wellhead). During the technological settling (from 2 to 10 hours), necessary for closing the hydraulic fracture, perforation is performed in the interval of 2849-2864 m with subsequent hydraulic fracturing along the entire section with a proppant mass of 3 to 10 tons per meter of perforated capacity, depending on the presence or absence of risks. An influx of liquid from the formation is recorded in the interval of 2849-2864 m with a flow rate of 35 m3 of liquid, 70% water cut, 9.3 tons of oil with base indicators of 16 m3 of liquid, 96% water cut, 0.6 tons of oil.
Применение предлагаемого способа в нефтяной промышленности позволит:The application of the proposed method in the oil industry will allow:
- повысить степень выработки запасов нефти и газа за счет вовлечения в разработку трудноизвлекаемых, слабодренируемых запасов нефти;- increase the degree of development of oil and gas reserves by involving hard-to-recover, poorly drained oil reserves in development;
- увеличить рентабельный период работы действующих добывающих скважин;- increase the profitable period of operation of existing production wells;
- ввести в эксплуатацию простаивающий фонд скважин, остановленный по причине высокой обводненности добываемой продукции;- put into operation the idle well stock, stopped due to high water cut of the extracted products;
- увеличить темпы отбора нефти;- increase the rate of oil extraction;
- повысить коэффициент нефтеотдачи без дополнительных капитальных вложений.- increase the oil recovery coefficient without additional capital investments.
Claims (6)
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2023110213A RU2023110213A (en) | 2024-10-21 |
| RU2829527C2 true RU2829527C2 (en) | 2024-10-31 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1421847A1 (en) * | 1986-08-15 | 1988-09-07 | Красноярский Отдел Восточно-Сибирского Научно-Исследовательского Института Геологии,Геофизики И Минерального Сырья | Method of isolating absorption formations in wells |
| SU1670096A1 (en) * | 1989-05-11 | 1991-08-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Method of well cementing |
| RU2015313C1 (en) * | 1991-07-18 | 1994-06-30 | Красноярский филиал Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
| US7569523B2 (en) * | 2001-09-26 | 2009-08-04 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells using a liquid degradable thermoplastic polymer |
| RU2459947C1 (en) * | 2011-10-20 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| RU2742382C1 (en) * | 2017-06-09 | 2021-02-05 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for temporary isolation of well interval, method of repeated hydraulic fracturing of formation and well killing method |
| RU2778122C1 (en) * | 2021-05-13 | 2022-08-15 | Общество с ограниченной ответственностью "ХимБурСервис" (ООО "ХимБурСервис") | Method for insulation of absorption zones when drilling wells |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1421847A1 (en) * | 1986-08-15 | 1988-09-07 | Красноярский Отдел Восточно-Сибирского Научно-Исследовательского Института Геологии,Геофизики И Минерального Сырья | Method of isolating absorption formations in wells |
| SU1670096A1 (en) * | 1989-05-11 | 1991-08-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Method of well cementing |
| RU2015313C1 (en) * | 1991-07-18 | 1994-06-30 | Красноярский филиал Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
| US7569523B2 (en) * | 2001-09-26 | 2009-08-04 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells using a liquid degradable thermoplastic polymer |
| RU2459947C1 (en) * | 2011-10-20 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| RU2742382C1 (en) * | 2017-06-09 | 2021-02-05 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for temporary isolation of well interval, method of repeated hydraulic fracturing of formation and well killing method |
| RU2778122C1 (en) * | 2021-05-13 | 2022-08-15 | Общество с ограниченной ответственностью "ХимБурСервис" (ООО "ХимБурСервис") | Method for insulation of absorption zones when drilling wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4109721A (en) | Method of proppant placement in hydraulic fracturing treatment | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| US9194222B2 (en) | System and method for improved propped fracture geometry for high permeability reservoirs | |
| US11499406B2 (en) | Method for predicting of hydraulic fracturing and associated risks | |
| RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
| US3121464A (en) | Hydraulic fracturing process | |
| CN110552656A (en) | Method for fixed-point crack initiation of low-permeability layer of water flooded well | |
| US3818990A (en) | Method for controlling movement of liquids and solids through a subterranean fracture | |
| RU2639341C1 (en) | Method for development of nonuniform permeability reservoirs | |
| US3858658A (en) | Hydraulic fracturing method for low permeability formations | |
| RU2513791C1 (en) | Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| Nguyen et al. | Fracture height containment by creating an artificial barrier with a new additive | |
| CN112324412A (en) | Method for forming complex seam net through volume fracturing | |
| Liu et al. | Impact of key parameters on far-field temporary plugging and diverting fracturing in fractured reservoirs: A 2D finite element study | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
| RU2829527C2 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
| RU2135750C1 (en) | Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed | |
| GB2050467A (en) | Fracturing Subterranean Formations | |
| RU2737455C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges | |
| US3687203A (en) | Method of increasing well productivity | |
| RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
| RU2579095C1 (en) | Method of developing low-permeability oil reservoirs | |
| RU2740986C1 (en) | Method of restoration of water-flooded gas or gas condensate well after hydraulic fracturing of formation | |
| RU2821875C1 (en) | Method of controlling rate of increasing pressure of water injection into carbonate reservoirs |