RU2743478C1 - Difficult turonian gas production method - Google Patents
Difficult turonian gas production method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2743478C1 RU2743478C1 RU2020108285A RU2020108285A RU2743478C1 RU 2743478 C1 RU2743478 C1 RU 2743478C1 RU 2020108285 A RU2020108285 A RU 2020108285A RU 2020108285 A RU2020108285 A RU 2020108285A RU 2743478 C1 RU2743478 C1 RU 2743478C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- hydraulic fracturing
- drilling
- formation
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам повышения производительности скважин с применением гидравлического разрыва пласта и может быть использовано при разработке трудноизвлекаемых газовых залежей, характеризующихся высокой неоднородностью и заглинизированностью.The invention relates to the gas industry, in particular to methods for increasing the productivity of wells using hydraulic fracturing and can be used in the development of hard-to-recover gas deposits characterized by high heterogeneity and clay content.
Известны способы разработки нефтегазовых, в том числе, основанные на ориентированном бурении стволов скважин, с применением многократного гидроразрыва пласта, основанные на создании гидродинамически связанной системы поглощающих и добывающих скважин [RU 2528308 C1, RU 2528309 C1, RU 2528757 С1, RU 2515776 C1, RU 2613713 С1].Known methods for the development of oil and gas, including those based on oriented drilling of wellbores, using multiple hydraulic fracturing, based on the creation of a hydrodynamically coupled system of absorption and production wells [RU 2528308 C1, RU 2528309 C1, RU 2528757 C1, RU 2515776 C1, RU 2613713 C1].
Общим недостатком указанных способов, особенно для гидрофильных коллекторов, является необходимость закачки воды в продуктивные горизонты, для обеспечения притока пластового флюида к добывающим скважинам.A common disadvantage of these methods, especially for hydrophilic reservoirs, is the need to inject water into productive horizons to ensure the inflow of formation fluid to the producing wells.
Еще одним недостатком известных способов является то, что избыточный объем закачиваемой рабочей жидкости при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП), ухудшает естественные фильтрационные свойства пород в призабойной зоне пласта, снижает проводимость трещин и вызывает осложнения при освоении скважины после ГРП, а также при дальнейшей разработке трудноизвлекаемых газовых залежей.Another disadvantage of the known methods is that the excess volume of the injected working fluid during hydraulic fracturing (hydraulic fracturing), impairs the natural filtration properties of rocks in the bottomhole formation zone, reduces the fracture conductivity and causes complications during well development after hydraulic fracturing, as well as during further development. hard-to-recover gas deposits.
Известен способ добычи нефти или газа в нефтяном и/или газовом месторождении, включающий использование трубы для добычи с расположенной ниже дренажной трубой, используют дренажную трубу, разделенную на секции с по меньшей мере одним устройством ограничения притока, которое ограничивает приток или закачку жидкости в скважину и управляет поступлением нефти и газа из месторождения в дренажную трубу на основе рассчитанного падения давления из-за трения вдоль дренажной трубы, расчетного профиля производительности месторождения и расчетного притока газа или воды [RU 2126882 С1, Е21В 43/00 (1995.01), Е21В 43/08 (1995.01), опубл. 27.02.1999].A known method of oil or gas production in an oil and / or gas field, including the use of a pipe for production with a drain pipe located below, use a drain pipe divided into sections with at least one flow restriction device that restricts the inflow or injection of liquid into the well and controls the flow of oil and gas from the field into the drain pipe based on the calculated pressure drop due to friction along the drain pipe, the calculated profile of the field's productivity and the calculated flow of gas or water [RU 2126882 C1, E21B 43/00 (1995.01), E21B 43/08 (1995.01), publ. 02/27/1999].
Недостатком известного способа является отсутствие создания гидродинамически связанной системы трещин в низкопроницаемом коллекторе с целью увеличения зоны дренирования и повышения производительности скважин, вскрывающих низкопроницаемые газовые коллектора.The disadvantage of this method is the lack of creation of a hydrodynamically connected system of cracks in a low-permeability reservoir in order to increase the drainage zone and increase the productivity of wells opening low-permeability gas reservoirs.
Известен способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, включающий кислотный гидравлический разрыв пласта (ГРП), путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачки в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва, после кислотного ГРП производят повторный ГРП в два этапа, причем на первом этапе образовавшуюся вследствие кислотного ГРП трещину закрепляют закачкой жидкости гидроразрыва с проппантом в расчетном количестве, достаточном для изменения горизонтальных напряжений в карбонатном пласте и перпендикулярного направления второй трещины, образующейся при проведении второго этапа кислотного ГРП относительно первой трещины, причем после проведения первого этапа повторного ГРП проводят отработку скважины на излив через штуцеры в возрастающей последовательности их диаметров, при этом на первом этапе ГРП в качестве жидкости гидроразрыва используют гель, а на втором - кислотный состав [RU 2462590 C1, Е21В 43/26 (2006.01), опубл. 27.09.2012].A known method for improving the hydrodynamic connection of a well with a productive formation, including acid hydraulic fracturing (HF), by installing a packer above the top of a perforated productive formation, pumping a hydraulic fracturing fluid into the sub-packer zone, creating a hydraulic fracturing pressure in the sub-packer zone and pushing the hydraulic fracturing fluid into the formed fracture, after acid fracturing, repeated hydraulic fracturing is performed in two stages, and at the first stage, the fracture formed as a result of acid fracturing is fixed by injecting fracturing fluid with proppant in a calculated amount sufficient to change the horizontal stresses in the carbonate formation and the perpendicular direction of the second fracture formed during the second stage of acid fracturing relative to the first fracture, and after the first stage of re-fracturing, the well is tested for pouring through the chokes in an increasing sequence of their diameters, while at the first stage of hydraulic fracturing, the hydraulic fracturing fluid is yva use a gel, and on the second - an acidic composition [RU 2462590 C1, E21B 43/26 (2006.01), publ. 09/27/2012].
Недостатком данного способа является ограничение применения способа исключительно в карбонатных породах.The disadvantage of this method is the limitation of the use of the method exclusively in carbonate rocks.
Известен способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора, при котором во внутреннюю полость эксплуатационной колонны спускают гидромеханический щелевой перфоратор, прорезают с помощью вертикально перемещающихся дисков-фрез гидромеханического щелевого перфоратора стенки эксплуатационной колонны с образованием двух продольных щелей, расположенных напротив друг друга на разных высотных отметках, в интервале от подошвы до кровли продуктивного пласта, закачивают через гидромониторные насадки гидромеханического щелевого перфоратора технологическую жидкость на углеводородной основе и промывают через продольные щели в эксплуатационной колонне посредством технологической жидкости на углеводородной основе, истекающей под давлением, величиной, не превышающей давление гидроразрыва пласта, с образованием фильтрационных каналов в цементном камне за эксплуатационной колонной и окружающей горной породе призабойной зоны пласта, проходящих в глубину продуктивного пласта, после образования фильтрационных каналов из скважины извлекают гидромеханический щелевой перфоратор и в скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают подземное внутрискважинное оборудование, состоящее из пакера высокого давления и циркуляционного клапана, далее запакеровывают пакер над кровлей продуктивного пласта и промывают фильтрационные каналы соляной кислотой 12%-ной концентрации с продавливанием в глубину продуктивного пласта технологической жидкости на углеводородной основе, ранее закачанной в скважину, после этого заполняют подпакерное пространство скважины загущенной глинокислотой, состоящей из соляной кислоты 12%-ной концентрации, фтористоводородной кислоты 3%-ной концентрации и загустителя - карбоксиметилцеллюлозы, продавливают ее в глубину пласта в качестве жидкости разрыва и расклинивающего материала с образованием трещины разрыва, затем после завершения кислотного гидравлического разрыва и закрепления трещины разрыва промывают трещину разрыва соляной кислотой 12%-ной концентрации с разрушением загустителя - карбоксиметилцеллюлозы, далее промывают надпакерное пространство скважины созданием циркуляции в затрубном и трубном пространствах с помощью циркуляционного клапана и осуществляют вызов притока из продуктивного пласта методом снижения противодавления, и после освоения скважину вводят в эксплуатацию с оставлением в скважине спущенного в процессе гидравлического разрыва подземного внутрискважинного оборудования [RU 2543004 C1, Е21В 43/27 (2006.01), опубл. 27.02.2015].The known method of acidic longitudinal-slotted hydraulic fracturing of a low-permeability terrigenous reservoir, in which a hydromechanical slotted perforator is lowered into the inner cavity of the production string, cut through the walls of the production string with the help of vertically moving discs-milling cutters of the hydromechanical slotted perforator with the formation of two longitudinal slots located opposite each other on different at elevation marks, in the interval from the bottom to the top of the productive formation, a hydrocarbon-based process fluid is pumped through the jetting nozzles of a hydromechanical slotted perforator and washed through longitudinal slots in the production casing with an oil-based process fluid flowing out under pressure with a value not exceeding the hydraulic fracturing pressure , with the formation of filtration channels in the cement stone behind the production casing and the surrounding rock of the bottomhole formation zone, extending into the depth of the productive formation, after the formation of filtration channels, a hydromechanical slotted perforator is removed from the well and underground downhole equipment, consisting of a high-pressure packer and a circulation valve, is lowered into the well on a tubing string, then the packer is sealed over the top of the productive formation and the filtration channels are washed with
Недостатком данного способа является недостаточная площадь и глубина вскрытия продуктивного пласта, набухание глин, содержащихся в заглинизированных низкопроницаемых терригенных отложениях продуктивного пласта, большая продолжительность удаления расклинивающего материала.The disadvantage of this method is the insufficient area and depth of the opening of the productive formation, swelling of clays contained in the clayey low-permeable terrigenous deposits of the productive formation, the long duration of the removal of proppants.
Известен способ разработки многократным гидроразрывом низкопроницаемого нефтяного пласта, включающий проектирование и бурение горизонтальных скважин в пласте, ранее вскрытом вертикальными и/или наклонно-направленными скважинами, проведение в горизонтальных скважинах многократного гидравлического разрыва пласта и последующий отбор продукции, по геофизическим исследованиям в вертикальных и/или наклонно-направленных скважинах выявляют неоднородный по проницаемости нефтенасыщенный пласт, проницаемость которого меняется по толщине не менее чем в десять раз, при этом средняя проницаемость пласта по объему не превышает 2 мД, а каждый прослой неколлектора в пласте не превышает толщины в 2 м, в наиболее проницаемом прослое толщиной не менее 1 м проектируют и бурят горизонтальную скважину, при этом проводку горизонтального ствола осуществляют с использованием наддолотного модуля и измерением геофизических параметров в процессе бурения, по которым осуществляют корректировку траектории ствола с целью его проводки по наиболее проницаемому участку, компоновку горизонтального ствола выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней от 5 до 30 и расстоянием между ступенями от 10 до 50 м [RU 2549942 C1, Е21В 43/26 (2006.01), опубл. 10.05.2015].A known method of development by multiple hydraulic fracturing of a low-permeability oil reservoir, including the design and drilling of horizontal wells in the reservoir, previously opened with vertical and / or directional wells, carrying out multiple hydraulic fracturing in horizontal wells and subsequent selection of products, by geophysical research in vertical and / or Directional wells reveal a non-uniform oil-saturated reservoir in terms of permeability, the permeability of which changes in thickness by at least ten times, while the average permeability of the reservoir by volume does not exceed 2 mD, and each non-reservoir layer in the reservoir does not exceed a thickness of 2 m, in the most a permeable interlayer with a thickness of at least 1 m, a horizontal well is designed and drilled, while the horizontal wellbore is guided using the above-bit module and the measurement of geophysical parameters during drilling, along which the trajectory of the wellbore is corrected with pouring it through the most permeable section, the layout of the horizontal wellbore is performed with the possibility of multiple hydraulic fracturing with the number of stages from 5 to 30 and the distance between the stages from 10 to 50 m [RU 2549942 C1, Е21В 43/26 (2006.01), publ. 05/10/2015].
Применение известного способа позволяет решить задачу повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта и не подходит для условий подземной газодинамики.The use of the known method allows to solve the problem of increasing the sweep efficiency and increasing oil recovery of an oil reservoir and is not suitable for the conditions of underground gas dynamics.
Известен способ освоения и разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами, включающий бурение наклонно-направленной скважины с восходящим окончанием ствола, спуск эксплуатационной колонны либо хвостовика, оборудование восходящего участка эксплуатационной колонны фильтром, изоляцию «глухой» части обсадной колонны от фильтровой пакерующим устройством с муфтой ступенчатого цементирования, в газовой скважине вскрытие участков продуктивных пластов производят с заданным зенитным углом, применяя буровой раствор на основе эмульсии смеси газойлей и воды, сначала по нисходящей, а затем по восходящей траектории, достигают тем самым максимальную протяженность вскрытия продуктивного горизонта и скорость газового потока, ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной, оборудованной фильтром в нисходящем и восходящем участке ствола скважины, формируют в нижней части ствола скважины зону аккумуляции пластовой жидкости, в которую спускают лифтовую колонну насосно-компрессорных труб и осуществляют совместную эксплуатацию продуктивных горизонтов, обеспечивая вынос жидкости за счет скорости газового потока, поступающего из продуктивных пластов [RU 2560763 C1, Е21В 43/00 (2006.01), опубл. 20.08.2015]. Применение известного способа повышает эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов газа на месторождениях, залежи которых представлены неконсолидированными, заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами.There is a known method of development and development of a multi-layer field with low reservoir reservoirs, including drilling a directional well with an ascending end of the wellbore, lowering the production string or liner, equipping the ascending section of the production string with a filter, isolating the “blind” part of the casing from the filter packer with with a stage cementing sleeve, in a gas well, the sections of productive formations are opened at a given zenith angle, using a drilling fluid based on an emulsion of a mixture of gas oil and water, first downward and then along an upward trajectory, thereby reaching the maximum length of the productive horizon and the gas flow rate , the wellbore is cased with a production string equipped with a filter in the downward and upward sections of the wellbore, a formation fluid accumulation zone is formed in the lower part of the wellbore, into which the production string is lowered tubing and carry out joint operation of productive horizons, ensuring the removal of liquid due to the speed of the gas flow coming from the productive formations [RU 2560763 C1, E21B 43/00 (2006.01), publ. 08/20/2015]. The use of the known method increases the efficiency of the development of hard-to-recover gas reserves in the fields, the deposits of which are represented by unconsolidated, clay-covered reservoirs with high residual water saturation and low filtration-volumetric properties.
Недостатком данного способа является сложность геологического сопровождения при строительстве скважин, повышенные риски недоспуска и деформации хвостовика при спуске, повышенная сложность при проведении промыслово-геофизических исследований (риск недохода до забоя скважины), образования гидрозатвора на точке перегиба траектории скважины, усложнение технологии ремонта в случае необходимости проведения работ в восходящей части ствола.The disadvantage of this method is the complexity of geological support during well construction, increased risks of underfilling and deformation of the liner during running, increased complexity during production logging (the risk of not reaching the bottom of the well), formation of a hydraulic seal at the inflection point of the well trajectory, complication of the repair technology if necessary work in the ascending part of the trunk.
Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий определение направления естественной трещиноватости породы и ее максимального главного напряжения, в горизонтальном стволе скважины изоляцию интервала разрыва, проведение гидроразрыва в изолированном интервале, крепление трещины разрыва, горизонтальную скважину с длиной горизонтальной части не менее 200 м выбирают, либо бурят в направлении, являющемся биссектрисой меньшего угла между вектором естественной трещиноватости и вектором максимального главного напряжения породы, при превышении длины Ln каждого интервала вдоль ствола скважины более 50 м на нем проводят N=Ln/100 ступеней гидроразрыва пласта, где N округляют до целого числа, первоначально ступень гидроразрыва пласта проводят на интервале с наименьшей проницаемостью, жидкость гидроразрыва закачивают с расходом 1-3 м3/мин, в качестве которой используют последовательно сшитый гель и линейный гель в соотношении 2:1 соответственно, а продавку жидкости с пропантом осуществляют технологической жидкостью с плотностью, равной плотности пластовой воды данного пласта, при этом трещины многократного гидравлического разрыва пласта в каждом из интервалов крепят такими фракциями пропанта, которые выбирают из условия обеспечения равенства продолжительности выработки отдельных интервалов пласта с различной проницаемостью [RU 2515651 C1, Е21В 43/267 (2006.01), опубл. 20.05.2014]. Отличия известного способа от предлагаемого заключаются в следующем: способ применим для скважин, оснащенных хвостовиками с фильтровыми секциями и заколонными пакерами.There is a known method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore, including determining the direction of natural fracturing of the rock and its maximum main stress, isolating the fracture interval in the horizontal wellbore, conducting hydraulic fracturing in an isolated interval, fastening a fracture crack, a horizontal well with a horizontal length of at least 200 m is selected, or drilled in a direction that is the bisector of a smaller angle between the vector of natural fracturing and the vector of the maximum principal stress of the rock, when the length L n of each interval along the wellbore exceeds 50 m, N = L n / 100 hydraulic fracturing stages are performed on it, where N is rounded to an integer, initially the stage of hydraulic fracturing is carried out at the interval with the lowest permeability, the fracturing fluid is pumped at a rate of 1-3 m 3 / min, which is used as a sequentially crosslinked gel and a linear gel in a ratio of 2: 1, respectively specifically, the fluid with proppant is squeezed out with a process fluid with a density equal to the density of the formation water of a given formation, while the fractures of multiple hydraulic fracturing of the formation in each of the intervals are fixed with such proppant fractions, which are selected from the condition of ensuring equality of the duration of production of individual intervals of the formation with different permeabilities [RU 2515651 C1, E21B 43/267 (2006.01), publ. 05/20/2014]. The differences between the known method and the proposed one are as follows: the method is applicable for wells equipped with liners with filter sections and annular packers.
Недостатком известного способа является меньшая вариативность при выборе интервала для проведения ГРП, а так же высокие технологические риски заклинки пакеров остатками проппанта в стволе скважины.The disadvantage of the known method is less variability when choosing an interval for hydraulic fracturing, as well as high technological risks of jamming packers with proppant residues in the wellbore.
Известен способ многократного гидравлического разрыва 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 [RU 2362010 C1, Е21В 43/267 (2006.01), C09K 8/90 (2006.01), опубл. 20.07.2009].There is a known method of multiple hydraulic fracturing of a horizontal wellbore, including the formation of fractures sequentially in different intervals of the productive formation exposed by the horizontal wellbore by installing a packer, supplying hydraulic fracturing fluid through a filter installed in each of the parts of the horizontal wellbore corresponding to each of these intervals with isolation of the rest parts, the installation of the packer is carried out in the vertical wellbore, initially hydraulic fracturing is carried out in the interval of the formation with the highest permeability by supplying a liquid carrier with a proppant with the installation of a proppant plug "head" overlapping the corresponding section of the horizontal wellbore, between the filters, with the specified insulation by forming a polymer cake on 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 corresponding interval the filter shaft [RU 2362010 C1, Е21В 43/267 (2006.01), C09K 8/90 (2006.01), publ. 20.07.2009].
Недостатком известного способа является исключение неоднородности залежи, что приводит к низкой газоотдаче трудноизвлекаемых газовых залежей после проведения ГРП. Еще одним недостатком известного способа является меньшая вариативность при выборе интервала для проведения ГРП, а также закачка значительного объема жидкости на водной основе при намывке проппантной пробки и полимерной корки.The disadvantage of this method is the elimination of the heterogeneity of the reservoir, which leads to low gas recovery of hard-to-recover gas deposits after hydraulic fracturing. Another disadvantage of the known method is less variability in the selection of the interval for hydraulic fracturing, as well as the injection of a significant volume of water-based fluid when filling the proppant plug and polymer cake.
Все указанные способы применимы только для коллекторов с высокой проницаемостью насыщенных газом пластов и пластов с низким содержанием глин и не склонных к набуханию. Сосредоточенные в туронских залежах запасы газа являются трудноизвлекаемыми, притоки газа незначительны, в связи с низкой проницаемостью насыщенных газом горных пород. Разработка туронских газовых залежей с использованием традиционных способов ГРП нецелесообразна по следующим причинам:All of these methods are applicable only to reservoirs with high permeability, gas-saturated reservoirs and reservoirs with a low clay content and not prone to swelling. Gas reserves concentrated in Turonian deposits are difficult to recover, gas inflows are insignificant, due to the low permeability of gas-saturated rocks. The development of Turonian gas deposits using traditional hydraulic fracturing methods is impractical for the following reasons:
1) повреждение проводимости трудноизвлекаемой залежи полимерной жидкостью при проведении ГРП;1) damage to the conductivity of a hard-to-recover reservoir with a polymer fluid during hydraulic fracturing;
2) потеря ширины трещины вследствие вдавливания проппанта в горную породу;2) loss of fracture width due to proppant pressing into the rock;
3) не достижение расчетной продуктивности скважин;3) failure to achieve the calculated well productivity;
4) риск неразложения геля ввиду низкой температуры пласта.4) the risk of non-decomposition of the gel due to the low temperature of the formation.
Технической проблемой, на решение которой направлен предлагаемый способ является повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов газа на месторождениях, залежи которых представлены неконсолидированными, заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами, а также включающих в свой состав глинистых минералов, обладающих способностью к сильному набуханию благодаря своему строению и имеющих ярко выраженные сорбционные свойства.The technical problem to be solved by the proposed method is to increase the efficiency of the development of hard-to-recover gas reserves in fields, the deposits of which are represented by unconsolidated, shale reservoirs with high residual water saturation and low filtration-volumetric properties, as well as containing clay minerals with the ability to swelling due to its structure and having pronounced sorption properties.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение является повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов газа на месторождениях, за счет применения первичных жидкостей вскрытия пласта на углеводородной основе и проведения многостадийного ГРП с применением высоковязкого геля на основе углеводородов (дизельного топлива) для исключения взаимодействия между жидкостью ГРП и глинами, с целью понижения риска разбухания глинизированных пропластков туронской газовой залежи и, следовательно, снижения риска критического уменьшения проводимости пород, окружающих трещину ГРП.The technical result to be achieved by the present invention is to increase the efficiency of the development of hard-to-recover gas reserves in the fields through the use of hydrocarbon-based primary drilling fluids and multi-stage hydraulic fracturing using a highly viscous hydrocarbon-based gel (diesel fuel) to exclude interaction between the hydraulic fracturing fluid and clays, in order to reduce the risk of swelling of shale layers of the Turonian gas reservoir and, therefore, reduce the risk of a critical decrease in the conductivity of the rocks surrounding the hydraulic fracture.
Указанный технический результат достигается способом добычи трудноизвлекаемого туронского газа, который включает бурение наклонно-направленной скважины с нисходящим профилем, спуск эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, либо хвостовика, новым является то, что при бурении скважину ориентируют по азимуту вдоль минимальных напряжений, участки продуктивных пластов последовательно вскрывают, применяя буровой раствор на основе эмульсии смеси газойлей и воды в соотношении 7:1, ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной, производят перфорацию эксплуатационной колонны комбинированными зарядами, осуществляют многостадийный гидроразрыв пласта с применением жидкости на основе дизельного топлива, при этом формируют систему параллельных трещин, направленных вдоль линий естественной трещиноватости.The specified technical result is achieved by the method of producing hard-to-recover Turonian gas, which includes drilling a directional well with a descending profile, lowering the production string with subsequent perforation, or a liner, new is that when drilling the well is oriented in azimuth along the minimum stresses, sections of the productive formations are sequentially is opened using drilling mud based on an emulsion of a mixture of gas oil and water in a ratio of 7: 1, the wellbore is cased with a production string, the production string is perforated with combined charges, a multi-stage hydraulic fracturing is performed using a liquid based on diesel fuel, while a system of parallel fractures is formed, directed along the lines of natural fracturing.
Ключевым отличием применения заявляемого способа, при вскрытии неконсолидированных газовых коллекторов, является формирование системы параллельных трещин, направленных вдоль линий естественной трещиноватости (вдоль вектора максимальных напряжений), обеспечение максимальной протяженности вскрытия продуктивного горизонта и увеличение площади фильтрации пластового флюида в скважину, увеличение контура питания скважины, формирование в нижней части ствола условий, способствующих снижению аккумулирования пластовой жидкости и ее оптимального выноса на дневную поверхность, а так же полное исключение контакта заглинизированных пород с технологическими растворами на водной основе в связи с применением жидкости на основе дизельного топлива, и исключение их набухания.The key difference in the application of the proposed method, when opening unconsolidated gas reservoirs, is the formation of a system of parallel fractures directed along the lines of natural fracturing (along the vector of maximum stresses), ensuring the maximum length of the opening of the productive horizon and increasing the filtration area of the formation fluid into the well, increasing the well feed loop, the formation of conditions in the lower part of the wellbore that contribute to a decrease in the accumulation of formation fluid and its optimal removal to the day surface, as well as the complete exclusion of contact of clayey rocks with water-based technological solutions due to the use of a liquid based on diesel fuel, and the exclusion of their swelling.
Сущность заявляемого способа поясняется нижеследующими фигурами и описанием.The essence of the proposed method is illustrated by the following figures and description.
На фиг. 1 схематично представлена конструкция скважины.FIG. 1 schematically shows the well structure.
На фиг. 2 представлена схема реализации заявленного изобретения при проведении 4-х стадийного ГРП.FIG. 2 shows a diagram of the implementation of the claimed invention during a 4-stage hydraulic fracturing.
На фиг. 3, фиг. 4 представлены модели трещин ГРП, выполненных на симуляторе гидроразрыва.FIG. 3, fig. 4 shows the models of hydraulic fractures performed on a hydraulic fracturing simulator.
На фиг. 1 и фиг. 2 позициями обозначены следующие элементы:FIG. 1 and FIG. 2 numbers indicate the following elements:
1 - направление;1 - direction;
2 - кондуктор;2 - conductor;
3 - эксплуатационная колонна;3 - production casing;
4 - башмак;4 - shoe;
5 - колонна насосно-компрессорных труб;5 - tubing string;
6 - зона аккумуляции пластовой жидкости;6 - zone of accumulation of formation fluid;
7 - фонтанная арматура;7 - Christmas tree;
8, 12 - трещины;8, 12 - cracks;
9 - мостовая пробка 9;9 - bridge plug 9;
10 - участок перфорации 10;10 - area of
11 - пакер.11 - packer.
Конструкция скважины (фиг. 1) включает в себя направление 1, кондуктор 2, эксплуатационную колонну 3. Башмак 4 колонны насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) 5 установлен в нижней части ствола скважины - зоне аккумуляции пластовой жидкости 6. По НКТ 5 через фонтанную арматуру 7 газ поступает в кустовой газосборный коллектор (на фиг. не показано).The well structure (Fig. 1) includes direction 1, conductor 2, production casing 3.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
Магнитный азимут скважины при проводке скважины на горизонт Т1-2 выбран с учетом направления вектора минимальных напряжений геологических стрессов (вдоль).The magnetic azimuth of the well during drilling to the T 1-2 horizon is selected taking into account the direction of the vector of minimum stresses of geological stresses (along).
При бурении, перед разбуриванием «башмака» кондуктора 2 производят перевод скважины на эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе, а именно, на основе эмульсии смеси газойлей и воды в соотношении 7:1. Объемное соотношение составляющих компонентов и реагентов бурового раствора, определяют исходя из требуемых технологических параметров промывочной жидкости в конкретных геологических условиях, и выбранной углеводородной основы (дизельное топливо, минеральное масло и т.п.). Данный тип раствора обладает низким показателем фильтрации, поэтому фильтрат раствора практически не проникает в пласт и не снижает его фильтрационно-емкостные свойства, но при этом обеспечивает максимальный коэффициент восстановления проницаемости. По результатам лабораторных исследований указанного бурового раствора, с применением кернового материала из туронских отложений Южно-Русского НГКМ, коэффициент восстановления проницаемости колебался в пределах 0,92-0,94, даже в образцах со значительным содержанием глинистой составляющей.During drilling, before drilling out the "shoe" of the surface conductor 2, the well is transferred to an emulsion oil-based drilling mud, namely, on the basis of an emulsion of a mixture of gas oil and water in a ratio of 7: 1. The volume ratio of the constituents and reagents of the drilling fluid is determined based on the required technological parameters of the drilling fluid in specific geological conditions, and the selected hydrocarbon base (diesel fuel, mineral oil, etc.). This type of solution has a low filtration rate, therefore, the filtrate of the solution practically does not penetrate into the formation and does not reduce its filtration and reservoir properties, but at the same time provides the maximum permeability recovery factor. According to the results of laboratory studies of the specified drilling mud, using core material from the Turonian deposits of the Yuzhno-Russkoye oil and gas condensate field, the permeability recovery factor fluctuated within 0.92-0.94, even in samples with a significant clay component.
Пример реализации заявляемого способа.An example of the implementation of the proposed method.
Секцию под эксплуатационную колонну 3 (фиг. 2) бурят долотом диаметром 220,7 мм. Вход в пласт Т1-2 производят с зенитным углом 80,24° для наиболее продолжительной проходки по газоносному горизонту. Далее, при достижении угла 87° бурят участок стабилизации, вскрывающий плотные глинистые перемычки, разделяющие пласт Т1-2, ствол по субгоризонтальной траектории проходит через пропластки горизонта T1-2; окончательный забой - 1450 м (низ пласта Т1-2), при зенитном угле 87°. Таким образом, проходка по продуктивному пласту Т1-2 составляет 500 м, что является оптимальной протяженностью участка продуктивного горизонта для проведения 4-х стадийного ГРП. Ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной 3 диаметром 168 мм. Эксплуатационную колонну 3 цементируют в одну ступень, до устья. После затвердевания цементного камня и испытания эксплуатационной колонны 3 на герметичность, в несколько стадий производят комплекс работ по перфорации и ГРП, результатом которых является формирование 4-х трещин 8 в горной породе, параллельных друг другу, и перпендикулярных стволу скважины.The section for production casing 3 (Fig. 2) is drilled with a bit with a diameter of 220.7 mm. Entry into the T1-2 formation is performed with a zenith angle of 80.24 ° for the longest penetration along the gas-bearing horizon. Further, when the angle of 87 ° is reached, a stabilization section is drilled, exposing dense clay bridges separating the T 1-2 layer, the wellbore along a sub-horizontal trajectory passes through the layers of the T 1-2 horizon; the final bottomhole is 1450 m (bottom of the T 1-2 layer), at a zenith angle of 87 °. Thus, the footage in the productive formation T 1-2 is 500 m, which is the optimal length of the productive horizon section for carrying out a 4-stage hydraulic fracturing. The wellbore is cased with production casing 3 with a diameter of 168 mm. Production casing 3 is cemented in one stage, up to the mouth. After the cement stone has hardened and the production casing 3 has been tested for tightness, a set of perforation and hydraulic fracturing works is performed in several stages, the result of which is the formation of 4 cracks 8 in the rock, parallel to each other and perpendicular to the wellbore.
В данном случае, количество трещин (стадий) ГРП приведено в качестве примера, т.к. описываемая технология практически не ограничивает количество стадий ГРП в одной скважине. В описываемой скважине, в качестве оптимального технического решения, было принято создание 4-х стадий, на расстоянии 100-120 м между ними. Планируемое количество стадий ГРП в каждой отдельной скважине необходимо выбирать исходя из фактических геолого-технических условий, таких как вертикальная и латеральная неоднородность продуктивного пласта, длина ствола в продуктивном горизонте, и механические свойства пород, слагающих продуктивный пласт. Для получения наиболее представительных исходных данных целесообразно проведение геомеханического моделирования.In this case, the number of fractures (stages) of hydraulic fracturing is given as an example, since the described technology practically does not limit the number of hydraulic fracturing stages in one well. In the described well, as an optimal technical solution, it was decided to create 4 stages, at a distance of 100-120 m between them. The planned number of hydraulic fracturing stages in each individual well must be selected based on the actual geological and technical conditions, such as vertical and lateral heterogeneity of the reservoir, the length of the wellbore in the reservoir, and the mechanical properties of the rocks that make up the reservoir. To obtain the most representative initial data, it is advisable to conduct geomechanical modeling.
Для расчета модели развития и геометрии трещины ГРП была построена геомеханическая и литологическая модель разреза туронской залежи, которая была скорректирована по данным ГИС, исследованиям керна и анализу ГРП на пилотной скважине. Модель для симулятора трещины ГРП включает геомеханические параметры: напряжение, модуль Юнга, коэффициент Пуассона и параметры коллектора: проницаемость, пористость и пластовое давление.To calculate the development model and geometry of the hydraulic fracture, a geomechanical and lithological model of the section of the Turonian reservoir was built, which was corrected according to logging data, core studies and analysis of hydraulic fracturing in the pilot well. The model for the hydraulic fracture simulator includes geomechanical parameters: stress, Young's modulus, Poisson's ratio and reservoir parameters: permeability, porosity and reservoir pressure.
Для расчета геомеханических параметров использовались данные широкополосного акустического и плотностного каротажа. Методика расчета реализована в программном продукте симулятора ГРП. В результате, получены модули Юнга для коллектора Т1-Т3 песчаник 2.60Е+04 бар, плотной породы - 3.40Е+04 бар, глины 5.10Е+04 бар; коэффициент Пуассона для коллектора Т1-ТЗ песчаник 0.2, плотной породы - 0.2, глины 0.3. Корректность рассчитанных значений геомеханических параметров была подтверждена анализом ГИС на соседних скважинах (на пилотной скважине). Модуль Юнга для глинистых пород составляет 5.5 Е+04 бар; для пород-коллекторов 3.5 Е+04 бар.To calculate the geomechanical parameters, the data of broadband acoustic and density logging were used. The calculation method is implemented in the hydraulic fracturing simulator software. As a result, Young's moduli were obtained for the T1-T3 reservoir sandstone 2.60E + 04 bar, dense rock 3.40E + 04 bar, clays 5.10E + 04 bar; Poisson's ratio for T1-TZ reservoir sandstone 0.2, tight rock 0.2, clay 0.3. The correctness of the calculated values of geomechanical parameters was confirmed by the analysis of well logging in offset wells (on a pilot well). Young's modulus for clayey rocks is 5.5 E + 04 bar; for reservoir rocks 3.5 E + 04 bar.
Далее производят спуск НКТ 5, с установкой башмака 4 в нижней точке ствола. Вызов притока осуществляют компрессированием, при помощи колтюбинговой установки (не показано).Then the tubing 5 is run, with the installation of the
Последовательность работ по перфорации и ГРП заключается в спуске и установке мостовой пробки 9 ниже участка перфорации 10. Производят перфорацию комбинированными зарядами (на фиг. 2 не обозначено). Далее над интервалом перфорации, на подвеске НКТ 5, устанавливают пакер 11 и производят гидравлический разрыв пласта, при помощи жидкости ГРП на дизельной основе, при этом, в горных породах образуется трещина 12, перпендикулярная направлению ствола скважины. В рассматриваемой скважине при составлении дизайна ГРП была принята закрепленная полудлина трещины 50-55 м, и закрепленная ширина трещины 4,2-4,9 мм. Средняя проводимость трещины - 1470-1511 мД м.The sequence of works on perforation and hydraulic fracturing consists in running and installing bridge plug 9 below the
Благодаря углеводородной основе жидкости ГРП, горные породы, слагающие продуктивный пласт, не вступают с ней в реакцию, не набухают и не теряют своих добычных свойств. Производят подъем пакера 11. Вышеизложенные операции повторяют 4 раза. Затем производят разбуривание мостовых пробок 9 и вымыв оставшегося в скважине после ГРП проппанта.Due to the hydrocarbon base of the hydraulic fracturing fluid, the rocks that make up the productive formation do not react with it, do not swell and do not lose their production properties. The
При проведении МГРП на туронскую залежь выполнялся комплекс микросейсмических исследований, включая поверхностный и скважинный мониторинг. Основной целью данного исследования являлось определение геометрии создаваемых трещин, а также сопоставление фактических наблюдаемых результатов ГРП с модельными.When conducting multistage hydraulic fracturing on the Turonian reservoir, a complex of microseismic studies was performed, including surface and well monitoring. The main purpose of this study was to determine the geometry of the created fractures, as well as to compare the actual observed hydraulic fracturing results with the model ones.
Использовался метод лоцирования микросейсмических событий по первым вступлениям продольной и поперечной волны. Скоростная модель была построена по данным кросс-дипольного акустического каротажа, проведенного в наблюдательной скважине.The method of locating microseismic events by the first arrivals of the P and S waves was used. Velocity model was built from cross-dipole acoustic logging data, carried out in the observation well.
По результатам проведения скважинного микросейсмического мониторинга ГРП было показано, что главный азимут распространения трещин ГРП равен 134. Для целей многостадийного ГРП и создания нескольких параллельных трещин оптимальным является азимут бурения горизонтального ствола 225-229°. На 1-й стадии ГРП наблюдалось распространение трещины ГРП вдоль разлома, пересекающего ствол скважины, который оказал влияние на положение точки инициации и азимут первой трещины, на стадиях 2-4 было отмечено преимущественное распространение трещин перпендикулярно горизонтальному стволу скважины, с незначительной асимметрией. Максимальные размеры трещин составили 75 м в длину, 82 м в высоту, что подтверждает параметры моделей трещин ГРП, выполненных на симуляторе гидроразрыва (фиг. 3 и фиг. 4).Based on the results of well microseismic monitoring of hydraulic fracturing, it was shown that the main azimuth of hydraulic fracture propagation is 134. For the purposes of multistage hydraulic fracturing and the creation of several parallel fractures, the optimal azimuth of horizontal wellbore drilling is 225-229 °. At the 1st stage of hydraulic fracturing, the spread of the hydraulic fracture was observed along the fault crossing the wellbore, which influenced the position of the initiation point and the azimuth of the first fracture; at stages 2-4, predominant propagation of fractures was noted perpendicular to the horizontal wellbore, with insignificant asymmetry. The maximum fracture dimensions were 75 m in length, 82 m in height, which confirms the parameters of the hydraulic fracture models performed on the hydraulic fracturing simulator (Fig. 3 and Fig. 4).
Для туронских коллекторов характерны низкие фильтрационно-емкостные свойства, высокая остаточная водонасыщенность, вследствие чего при эксплуатации скважин на забое скапливается конденсационная жидкость, а так же высокое содержание глинистых пропластков, склонных к набуханию при контакте с водой.The Turonian reservoirs are characterized by low filtration and storage properties, high residual water saturation, as a result of which, during well operation, condensation liquid accumulates at the bottomhole, as well as a high content of clay interlayers prone to swelling upon contact with water.
Предлагаемый способ добычи обеспечивает увеличение продуктивности и максимально возможный вынос скапливающейся в процессе эксплуатации жидкости. Газ из горизонта Т1-2, фильтруется в трещины, откуда поступает в ствол скважины. Здесь, за счет увеличения суммарного дебита обеспечиваются достаточные скорости газового потока для выноса скапливающейся жидкости в процессе эксплуатации. Далее, по НКТ 5 через фонтанную арматуру 7 газ поступает в кустовой газосборный коллектор, где происходит смешивание потоков газа из туронских и сеноманских скважин Южно-Русского нефтегазового месторождения.The proposed production method provides an increase in productivity and the maximum possible removal of the fluid accumulating during operation. Gas from the T1-2 horizon is filtered into fractures, from where it enters the wellbore. Here, due to the increase in the total flow rate, sufficient gas flow rates are provided for the removal of the accumulating liquid during operation. Further, along the tubing 5 through the Christmas tree 7, gas enters the cluster gas-gathering reservoir, where the gas flows from the Turonian and Cenomanian wells of the Yuzhno-Russkoye oil and gas field are mixed.
Таким образом, за счет увеличения площади фильтрации газа из пласта через трещины, достигается увеличение дебита, а, следовательно, и скорость газового потока, обеспечивается вынос пластовой жидкости из зоны аккумуляции 6 в процессе эксплуатации, что позволит избежать снижения продуктивности таких скважин и уменьшить необходимость их продувки.Thus, by increasing the area of gas filtration from the formation through the fractures, an increase in the flow rate, and, consequently, the gas flow rate, is achieved, the removal of the formation fluid from the accumulation zone 6 during operation is ensured, which will avoid a decrease in the productivity of such wells and reduce the need for them purge.
Использование данного способа добычи трудноизвлекаемого туронского газа из пород, представленных неконсолидированными заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами, позволяет получить ряд преимуществ:The use of this method for the extraction of hard-to-recover Turonian gas from rocks represented by unconsolidated shale reservoirs with high residual water saturation and low filtration-volumetric properties allows obtaining a number of advantages:
1. Применение бурового раствора на углеводородной основе для первичного вскрытия пласта позволяет свести к минимуму воздействие на продуктивную призабойную зону пласта в процессе бурения скважин, что обеспечивает сохранение первичных параметров пласта, отличающегося и так низкими фильтрационно-емкостными свойствами.1. The use of oil-based drilling mud for the primary opening of the formation allows minimizing the impact on the productive bottom-hole zone of the formation during well drilling, which ensures the preservation of the primary parameters of the formation, which is characterized by already low filtration-capacitive properties.
2. Применение жидкостей ГРП на углеводородной основе предохраняет глинизированные пропластки в призабойной зоне пласта от набухания, при закачке большого количества жидкости ГРП, облегчает процесс очистки скважины при освоении.2. The use of hydrocarbon-based hydraulic fracturing fluids protects clay interlayers in the bottomhole formation zone from swelling, when pumping a large amount of hydraulic fracturing fluid, facilitates the well cleaning process during development.
3. Выбор направления проводки ствола скважины вдоль вектора минимальных геологических стрессов позволяет создать систему параллельных трещин, многократно увеличивающих площадь фильтрации газа из пласта в скважину.3. The choice of the direction of the wellbore drilling along the vector of minimal geological stresses allows creating a system of parallel fractures that multiply the area of gas filtration from the reservoir into the well.
4. Формирование нескольких трещин обеспечивает более полное и качественное вскрытие пласта, за счет вовлечения в работу участков пласта, находящихся в отдалении от ствола скважины.4. The formation of several fractures provides a more complete and high-quality penetration of the formation, due to the involvement in the work of the sections of the formation located at a distance from the wellbore.
5. Увеличение дебита позволяет увеличить скорость газового потока до величины, необходимой для выноса скапливающейся в процессе эксплуатации конденсационной жидкости.5. Increasing the flow rate allows increasing the gas flow rate to the value required for the removal of the condensation liquid accumulating during operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020108285A RU2743478C1 (en) | 2020-02-26 | 2020-02-26 | Difficult turonian gas production method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020108285A RU2743478C1 (en) | 2020-02-26 | 2020-02-26 | Difficult turonian gas production method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2743478C1 true RU2743478C1 (en) | 2021-02-18 |
Family
ID=74666340
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020108285A RU2743478C1 (en) | 2020-02-26 | 2020-02-26 | Difficult turonian gas production method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2743478C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115637958A (en) * | 2021-07-19 | 2023-01-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Batch mining method for platform horizontal well |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2356081A1 (en) * | 1998-12-11 | 2000-06-22 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Foamed nitrogen in liquid co2 for fracturing |
| RU2191254C2 (en) * | 2000-12-28 | 2002-10-20 | Институт проблем комплексного освоения недр РАН | Method of opening hydrocarbon-containing beds |
| RU2211322C2 (en) * | 2000-12-28 | 2003-08-27 | Институт проблем комплексного освоения недр РАН | Method of opening of hydrocarbon-containing seams |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
| RU2515776C1 (en) * | 2013-01-25 | 2014-05-20 | Ефим Вульфович Крейнин | Method for effective development of gas deposits in low-permeable rocks |
| RU2543004C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of acid longitudinal hydraulic fracturing of low-permeable terrigenous collector |
-
2020
- 2020-02-26 RU RU2020108285A patent/RU2743478C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2356081A1 (en) * | 1998-12-11 | 2000-06-22 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Foamed nitrogen in liquid co2 for fracturing |
| RU2191254C2 (en) * | 2000-12-28 | 2002-10-20 | Институт проблем комплексного освоения недр РАН | Method of opening hydrocarbon-containing beds |
| RU2211322C2 (en) * | 2000-12-28 | 2003-08-27 | Институт проблем комплексного освоения недр РАН | Method of opening of hydrocarbon-containing seams |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
| RU2515776C1 (en) * | 2013-01-25 | 2014-05-20 | Ефим Вульфович Крейнин | Method for effective development of gas deposits in low-permeable rocks |
| RU2543004C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of acid longitudinal hydraulic fracturing of low-permeable terrigenous collector |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115637958A (en) * | 2021-07-19 | 2023-01-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Batch mining method for platform horizontal well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8307893B2 (en) | Method of improving waterflood performance using barrier fractures and inflow control devices | |
| US10815761B2 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
| US7819187B2 (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation | |
| Renard et al. | Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency (includes associated papers 23526 and 23833 and 23839) | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US10030491B2 (en) | Method for increasing gas recovery in fractures proximate fracture treated wellbores | |
| WO2012054139A2 (en) | Methods for establishing a subsurface fracture network | |
| RU2561420C1 (en) | Hydraulic fracturing technique in two parallel horizontal boreholes | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| Desch et al. | Enhanced oil recovery by CO2 miscible displacement in the Little Knife field, Billings County, North Dakota | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| Holditch et al. | The GRI staged field experiment | |
| Serdyuk et al. | Multistage Stimulation of Sidetrack Wellbores Utilizing Fiber-Enhanced Plugs Proves Efficient for Brown Oil Fields Development | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2733869C1 (en) | Method for development of a domanic oil reservoir | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2726694C1 (en) | Method for development of multi-layer oil deposit with application of hydraulic fracturing of formation | |
| von Flatern | The science of oil and gas well construction | |
| RU2738145C1 (en) | Development method of powerful low-permeability oil deposit | |
| RU2464410C1 (en) | Method of stabilisation of producing formation with unstable rocks | |
| Dietzel et al. | Stimulation of a low permeability natural fractured reservoir in the North-West German carboniferous | |
| WO2023063995A1 (en) | Sequestration chamber and method of construction | |
| Asgarov | Role of Well Stimulation Methods in the Optimization of Production from Oil and Gas Well |