EA005105B1 - Способ контроля направления распространения трещин от нагнетания в проницаемых породах - Google Patents

Способ контроля направления распространения трещин от нагнетания в проницаемых породах Download PDF

Info

Publication number
EA005105B1
EA005105B1 EA200301281A EA200301281A EA005105B1 EA 005105 B1 EA005105 B1 EA 005105B1 EA 200301281 A EA200301281 A EA 200301281A EA 200301281 A EA200301281 A EA 200301281A EA 005105 B1 EA005105 B1 EA 005105B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
drilled
well
wells
rock
period
Prior art date
Application number
EA200301281A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200301281A1 (ru
Inventor
Оле Йергенсен
Original Assignee
Мерск Олие Энд Гас А/С
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Мерск Олие Энд Гас А/С filed Critical Мерск Олие Энд Гас А/С
Publication of EA200301281A1 publication Critical patent/EA200301281A1/ru
Publication of EA005105B1 publication Critical patent/EA005105B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/006—Measuring wall stresses in the borehole
    • 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

Abstract

Изобретение относится к способу контроля добычи нефти или газа из породы (1), заключающийся в том, что бурят вблизи друг друга первую и вторую продуктивные скважины (105, 110), проходящие, по существу, горизонтально, у пробуренных продуктивных скважин бурят дополнительную скважину (115), проходящую между первой и второй пробуренными продуктивными скважинами (105, 110), начинают добычу нефти или газа и во время добычи нефти или газа подают жидкость в дополнительную пробуренную скважину (115) и из нее в породу (1) в течение первого периода времени T. Изобретение отличается тем, что воздействуют на поровое давление в породе в течение периода времени Tс целью последующего контроля образования трещин вдоль пробуренной скважины, обычно на большие расстояния в коллекторе. Такое воздействие осуществляется отчасти добычей в соседних скважинах и отчасти нагнетанием с низкой скоростью без растрескивания в скважину, в которой должна начаться трещина. Нагнетание с низкой скоростью предполагает, что выполнено, по меньшей мере, приближенное определение максимально допустимой скорости нагнетания Iв течение периода времени Tдля предотвращения образования трещин в дополнительной пробуренной скважине (115) во время подачи жидкости, при этом скорость нагнетания I жидкости, подаваемой в дополнительную пробуренную скважину, поддерживают ниже указанной максимально допустимой скорости Iв течение указанного первого периода времени T, когда удовлетворяется соотношение σ'≤σ'.

Description

Настоящее изобретение относится к усовершенствованному способу, при котором для добычи нефти или газа из породы бурят вблизи друг друга первую и вторую продуктивные скважины, бурят дополнительную скважину, так называемую нагнетательную скважину, проходящую вблизи первой и второй пробуренных скважин или между ними, и во время добычи нефти или газа подают жидкость в пробуренную нагнетательную скважину и из нее в породу в течение периода времени Т1.
Изобретение основано на том факте, что во время подачи жидкости в нагнетательную скважину с высокими скоростями нагнетания могут появляться трещины, которые распространяются от нагнетательной скважины через те места в породе, которые имеют собственные ослабления и/или в направлении максимального горизонтального напряжения п'к в породе. Эти трещины нежелательны по той причине, что жидкость неконтролируемым образом протекает из нагнетательной скважины непосредственно в первую или во вторую соседнюю продуктивную скважину, и это означало бы, что эксплуатационные условия не являются оптимальными. Однако образование трещин вообще полезно тем, что подаваемая жидкость может быстрее перемещаться в окружающую породу поперек большей вертикальной поверхности и, таким образом, быстрее вытеснять содержащиеся в породе нефть или газ.
Для оптимизации добычи нефти или газа предпринимается попытка, используя изобретение, образовать строго определенную трещину, проходящую от нагнетательной скважины. Конкретнее, целью настоящего изобретения является обеспечение возможности контроля распространения такой трещины таким образом, чтобы трещина имела контролируемое направление и в большой степени проходила в вертикальной плоскости вдоль нагнетательной скважины и сходилась с ней.
В связи с вышеописанным способом это достигается тем, что выполняют, по меньшей мере, приближенное определение максимально допустимой скорости нагнетания 1макс в течение периода времени Т1 для предотвращения образования трещин в нагнетательной скважине во время подачи жидкости, скорость нагнетания I жидкости, подаваемой в нагнетательную скважину, поддерживают ниже указанной максимально допустимой скорости нагнетания 1макс в течение указанного первого периода времени Т1 и увеличивают скорость нагнетания I до величины выше 1макс после истечения периода времени Т1, когда удовлетворяется соотношение о'ствол,мин^о'ь. Термин «скорость нагнетания», используемый здесь, служит для обозначения количества жидкости, подаваемого в нагнетательную скважину за единицу времени.
Максимально допустимая скорость нагнетания 1макс для предотвращения образования трещин может быть определена или рассчитана, например, посредством так называемого испытания со «ступенчатым увеличением скорости», при котором ступенчато увеличивают скорость, одновременно контролируя давление в стволе скважины. Когда кривая, которая отображает эту зависимость, внезапно изменяет свой наклон, такое изменение согласно существующим теориям истолковывается как начало распространения трещины, и скорость нагнетания I, которая вызывает такое образование трещины, в дальнейшем обозначается как 1макс.
Скважины предпочтительно бурят так, чтобы они проходили, по существу, горизонтально, посредством чего вертикальные напряжения в породе еще больше способствуют осуществлению изобретения. Термин «по существу, горизонтально», используемый в этом контексте, служит для обозначения стволов скважин, проходящих в угловом интервале ± около 25° относительно горизонтальной плоскости. Следует отметить, что изобретение может быть также осуществлено вне этого интервала.
Кроме того, предпочтительно, чтобы до бурения скважины было определено направление наибольшего действующего собственного главного напряжения а'к в породе в месте запланированного расположения стволов скважин и чтобы пробуренные скважины проходили в пределах интервала ± около 25° относительно этого направления.
Далее изобретение будет подробнее описано со ссылкой на чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 показывает две пробуренные продуктивные скважины, из которых добывают нефть или газ, и ориентацию главных напряжений в окружающей породе;
фиг. 2 показывает напряжения в породе, показанной на фиг. 1, после 6 месяцев добычи;
фиг. 3 показывает две пробуренные продуктивные скважины, из которых добывают нефть или газ, пробуренную нагнетательную скважину, в которую подают жидкость, и ориентацию главных напряжений в окружающей породе;
фиг. 4 показывает напряжения в породе, показанной на фиг. 3, после 6 месяцев добычи и 3 месяцев нагнетания воды;
фиг. 5 поясняет обозначения напряжений у пробуренной нагнетательной скважины;
фиг. 6 показывает развитие со временем напряжений непосредственно у пробуренной нагнетательной скважины, показанной на фиг. 5;
фиг. 7 показывает типичную зависимость между давлением в нагнетательной скважине и скоростью нагнетания.
На фиг. 1 показаны две пробуренные продуктивные скважины 5, 10 для добычи нефти или газа из породы мелового периода 1. Про дуктивные скважины 5, 10 проходят в приблизительно разделенной плоскости в породе 1 на глубину, например, около 7000 футов ниже уровня моря. Показанная разделенная плоскость является горизонтальной, но она может иметь любую ориентацию. Например, продуктивные скважины 5, 10 могут проходить в плоскости с уклоном, находящимся в интервале ± около 25° относительно горизонтальной плоскости.
Обычно продуктивные скважины имеют направленные вверх стволы, где в областях 16, 20, соединенных с устьями скважин, отбирают нефть или газ из породы 1 для подачи к распределительной системе на поверхности. Стволы скважин 5, 10, 16, 20 обычно пробуривают с поверхности.
Продуктивные скважины 5, 10 имеют глубину, например, около 10000 футов и предпочтительно проходят параллельно друг другу при расстоянии между ними, например, около 1200 футов. Однако в рамках данного изобретения продуктивные скважины 5, 10 могут немного расходиться в направлении от областей 16, 20. Положение, показанное на фиг. 1, является типичным при верном направлении бурения скважин, указанные расстояния даны в футах.
Изобретение направлено на создание в породе поля напряжений, которое обеспечивает прохождение трещины, образованной нагнетанием при достаточно повышенных давлении и скорости вдоль скважины, у которой она возникла.
Настоящее изобретение предполагает знание первоначального состояния напряжений в породе, т.е. состояния напряжений до начала любой значительной добычи или нагнетания. Во многих случаях поле напряжений в породе будет первоначально ориентировано таким образом, что главные напряжения будут состоять из двух горизонтальных составляющих напряжения и одной вертикальной составляющей напряжения. В таких случаях для определения поля начальных действующих напряжений требуется определить четыре параметра: σ'ν, т.е. вертикальную составляющую действующего напряжения, σ'^ т.е. максимальную горизонтальную составляющую действующего напряжения, σ'π, т.е. горизонтальную составляющую действующего напряжения, перпендикулярную σ'^ и направление σ^. Величина σ'ν определяется весом покрывающей породы минус давление р поровой текучей среды. Давление р поровой текучей среды может быть измерено от стенки пробуренной скважины посредством стандартного оборудования. Вес покрывающей породы может быть определен, например, бурением через нее, вычислением плотности породы вдоль пробуренной скважины на основе измерений, сделанных вдоль пробуренной скважины, и, наконец, определением всего веса на единицу площади посредством суммирования. В тех случаях, когда σ'ν больше трех главных напряжений, определение σ'κ может быть выполнено, например, гидравлическим разрывом пласта, конкретнее, измерением напряжения, при котором смыкается гидравлически образованная трещина. В тех случаях, когда σ'ν+ξ(3σ'^σ'Ο^σ'κ-σ'ΐο где ξ обозначает коэффициент Пуассона для породы, определение σ^ может быть выполнено, например, посредством гидравлического разрыва пласта в вертикальной скважине, где давление гидравлического разрыва будет функцией (σ^-σ'κ) и σ'κ. В тех случаях, когда σ'ν больше трех главных напряжений, направление σ^ может быть определено измерением ориентации гидравлически образованной трещины, которая, при условии, что порода имеет изотропные прочностные свойства, будет проходить в вертикальной плоскости, совпадающей с σ'^ Предшествующее знание величины σ^ не имеет важного значения, если изобретение используется для гидроразрыва в скважинах при системе их размещения, которая предпочтительно следует направлению σ^.
Во время добычи на месторождении жидкости и/или газы, протекающие в породе, будут изменять состояние напряжений в породе. Для непрерывного определения состояния напряжений в породе, кроме знания начального состояния напряжений, могут быть выполнены расчет на моделях потока в коллекторе, а также расчет на моделях получающихся действующих напряжений в коллекторской породе. Моделирование потока может быть выполнено посредством стандартной программы моделирования с использованием в качестве исходных данных результатов измерения темпов добычи, скоростей нагнетания и давлений в скважинах. По рассчитанному полю напряжений может быть определено поле градиента давления, которое определяет объемные силы, действующие на твердую породу согласно следующим формулам:
6,=-β бр/бх: Ьу.=-β бр/бу: όζ=-β άρ/άζ (1) где р - поровое давление в породе, β - биотфактор породы и х, у, ζ - оси в прямоугольной системе координат. Действие этих объемных сил на поле действующих напряжений в породе будет следовать теории упругости и может быть рассчитано, например, методом конечных элементов.
На фиг. 1 показано направление 2 составляющей главного напряжения σ^ в породе 1 в показанной плоскости после периода добычи в 6 месяцев. Как видно, на ориентацию α действующего главного напряжения σ^ относительно пробуренных продуктивных скважин 5, 10 сравнительно не влияет добыча на определенном расстоянии от продуктивных скважин 5, 10. Например, угол α составляет около 25°. Кроме того, позицией γ обозначена ориентация σ^ относительно линии 15, которая центрально про ходит между продуктивными скважинами 5, 20. Как видно, в показанном примере угол γ приблизительно соответствует углу а.
Как также видно, составляющая главного напряжения п'к непосредственно у продуктивных скважин 5, 10 имеет измененную ориентацию, при этом главное напряжение ориентировано приблизительно перпендикулярно к продуктивным скважинам 5, 10, т.е. под углом меньше, чем угол β. Другими словами, напряжения сжатия в породе в этом месте будут иметь максимальную составляющую, которая ориентирована приблизительно перпендикулярно продуктивным скважинам 5, 10. Это изменение направления возникает с началом добычи и вызвано поступлением окружающих жидкостей в продуктивные скважины 5, 10.
На фиг. 2 на виде в разрезе через породу показано развитие напряжений п'ь и порового давления р в положении, показанном на фиг. 1, после периода добычи в 6 месяцев, при этом линии 5', 10' показывают продольно проходящие вертикальные плоскости, в которых находятся продуктивные скважины 5, 10.
На фиг. 3 показано, как способ согласно изобретению может быть осуществлен с целью обеспечения улучшенных условий эксплуатации продуктивных скважин на фиг. 1, которые в дальнейшем будут обозначены позициями 105, 110. Показанные условия соответствуют тем, которые показаны на фиг. 1, имея в виду расположение продуктивных скважин 105, 110.
Как видно, вдоль линии, соответствующей линии 15 на фиг. 1, пробурена дополнительная скважина, проходящая в породе от области 125 до поверхности, где она соединена с насосом для подачи жидкости, предпочтительно воды, к интервалу скважины 115. Дополнительная пробуренная скважина 115 в дальнейшем называется «нагнетательной скважиной».
Нагнетательная скважина 115 предпочтительно имеет такую же длину, как продуктивные скважины 105, 110, и обычно будет не закрепленной обсадными трубами, что означает, что ствол скважины будет образован пористым материалом породы 1 как таковой. Однако скважина 115 может быть также закреплена обсадными трубами.
Кроме того, на фиг. 3 посредством семейства кривых 102 показаны соотношения напряжений в породе 1 после 6 месяцев с начала добычи. Соотношения напряжений отражают то, что в течение периода времени Т1, соответствующего непосредственно предшествующим 3 месяцам, жидкость, предпочтительно морская вода или пластовая вода, подавалась в породу 1 через нагнетательную скважину 115 и под определенным давлением, что будет предметом более подробного описания ниже.
Как хорошо известно, подача жидкости в пористую породу обычно приводит к тому, что нефть или газ, содержащиеся в породе 1 между продуктивными скважинами 105, 110, вообще говоря, вытесняются горизонтально по направлению к продуктивным скважинам 105, 110, посредством чего, в первую очередь, ускоряется добыча текучих сред. Благодаря использованию изобретения закаченная жидкость может вызвать появление дальнейших изменений в состоянии напряжений вдоль нагнетательной скважины. Как показано на фиг. 3, это может подтверждаться углом γ' между линией, определяемой нагнетательной скважиной 115, и направлением главного напряжения п'к, который меньше, чем соответствующий угол γ для условий в отсутствие подачи жидкости способом согласно изобретению (см. фиг. 1) . Это изменение обнаруживается в зоне вдоль всей нагнетательной скважины. Тот факт, что вблизи нагнетательной скважины а'к направлено приблизительно параллельно нагнетательной скважине 115, вносит, как это будет подробнее объяснено ниже, положительный вклад в достижение результата, предполагаемого согласно изобретению. Если, как, например, в случае предпочтительного варианта осуществления изобретения, будет сделан выбор в сторону образования продуктивных скважин 105, 110 и нагнетательной скважины 115 таким образом, чтобы они в наибольшей возможной степени следовали ориентации 102 собственного действующего главного напряжения п'к в породе, то можно будет на очень ранней стадии, следующей за началом подачи жидкости, создать благоприятные условия для достижения результата, предполагаемого согласно изобретению.
Как видно из фиг. 4, которая иллюстрирует состояние напряжений в породе 1 в положении, показанном на фиг. 3, величина п'ь в зоне у нагнетательной скважины 115 будет, как следствие закаченной жидкости, меньше, чем соответствующая величина, показанная на фиг. 2.
Как упоминалось вначале, изобретение основано на обнаружении того, что во время подачи жидкости в нагнетательную скважину при повышенных скоростях нагнетания могут возникнуть нежелательные трещины, которые распространяются от нагнетательной скважины и в одну из соседних продуктивных скважин. На фиг. 3 показана такая беспорядочно простирающаяся трещина 200, проходящая вертикально от плоскости бумажного листа, но, в зависимости от условий, преобладающих в породе 1, трещина может проходить в любом другом направлении.
Благодаря изобретению достигаются преимущества, которые связаны с трещиной, проходящей от нагнетательной скважины. Как показано на фиг. 1, благодаря изобретению можно в большой степени обеспечить образование полезной трещины в виде широкой вертикальной
Ί щели, проходящей вдоль нагнетательной скважины 115 и сходящейся с ней.
Для достижения предполагаемого результата согласно изобретению вначале при осуществляемой добыче подают жидкость в нагнетательную скважину при сравнительно низкой скорости нагнетания I. Это состояние поддерживают, по меньшей мере, в течение периода времени Ть что, как упоминалось, вызовет переориентацию поля напряжений вокруг нагнетательной скважины, посредством чего численно наименьшая составляющая п'ь нормального напряжения ориентируется приблизительно перпендикулярно направлению нагнетательной скважины 115. Другими словами, наименьшее напряжение, которое удерживает породу в сжатом состоянии, ориентировано по направлению к плоскости, в которой желательно получить трещину. В течение периода времени Т1 давление жидкости Р в нагнетательной скважине должно быть меньше, чем давление Р£ - давление гидроразрыва, или равно этому давлению, которое вызывает разрыв в породе, а в течение этого периода времени Т1 скорость нагнетания должна быть меньше, чем скорость нагнетания 1макс, или равна этой скорости нагнетания, которая приводит к образованию разрывов в породе.
Вследствие подачи жидкости в нагнетательную скважину 115 будут происходить местные изменения напряжений в породе по периферии нагнетательной скважины, и изобретение позволяет использовать этот надрезающий эффект у пробуренной скважины 115.
Выше описывалось, как поток текучих сред изменяет поле напряжений в коллекторе. Созданное поле напряжений может быть рассчитано добавлением изменений напряжений к первоначальному состоянию напряжений. В частности, напряжения могут быть оценены вдоль линии 115 в коллекторе, вдоль которой пробурена нагнетательная скважина.
В вышеуказанное не включено местное изменение поля напряжений вокруг скважин, вызванное наличием ствола в породе. В пределах радиуса от скважины, превышающего приблизительно в 3 раза радиус ствола, поле напряжений будет зависеть от поля напряжений, оцененного вдоль линии через коллектор, которой следует пробуренная скважина, но будет значительно отличаться от него. Напряжения на поверхности ствола скважины как таковые представляют особый интерес для данного изобретения, в частности наименьшее действующее сжимающее напряжение или наибольшее растягивающее напряжение в случае, если имеет место фактическое состояние растяжения у ствола скважины. Такое напряжение в дальнейшем обозначается как а'ствол,мин. В тех случаях, когда о'ствол,мин является растягивающим напряжением, оно, как считают, является отрицательным, в то время как сжимающее напряжение всегда счи тается положительным. Расчет а'ствол,мин основывается на том, что деформации в породе являются линейно упругими. Принимая это условие, специалист в данной области может рассчитать о'ствол,мин вдоль направления скважины при любой произвольной ориентации относительно любого произвольного, но известного состояния напряжений.
В тех случаях, когда горизонтальная необсаженная нагнетательная скважина, по существу, параллельна а'к, следует отметить, что добыча и нагнетание могут вызвать эту параллельность в тех случаях, когда она не существует непосредственно во время бурения нагнетательной скважины, показанной на фиг. 3, и когда σ'ν, а'к и а'н являются главными напряжениями, рассчитанными вдоль линии в коллекторе, где пробурена скважина, предполагается также, что σ'ρσ'ι,. а'ствол,мин должно обнаруживаться на верхней и нижней поверхностях ствола и определяться выражением σ ствол,мин’ 3σ Ι-σ ν (2) где σ'ι и σ'ν в настоящем контексте являются обозначениями действующих напряжений в породе в местоположении пробуренной нагнетательной скважины 115, определенных на основе теории упругости с соответствующим учетом входящих потоков (см. формулу 1).
Кроме того, в этих случаях вокруг пробуренной горизонтальной скважины σ'^^^ обнаруживается вдоль верхней и нижней частей скважины, т. е. в двух областях, которые находятся в горизонтальной плоскости, показанной на фиг. 5. Если скважина 115 круглая, то эти области расположены там, где вертикальный диаметр круга пересекает круг.
Так как поток жидкости, как упоминалось, будет со временем приводить к уменьшению σ'ι, то σ'απ,οπ,^ будет уменьшаться. Как видно из формулы 2, σβ,..,,·,,,,,,,, уменьшается с увеличением σ'ν. Добыча из продуктивных скважин 105, 110 вызывает такое увеличение σ'ν.
Как упоминалось, для обеспечения желаемого разрыва увеличивают скорость нагнетания после истечения определенного периода времени Т1 с начала нагнетания.
Состояние, которое должно соответствовать возможности увеличения скорости нагнетания и контролируемого гидроразрыва породы, имеет место во всех случаях, когда соотношение ствол,мин <σ 'ι (3) удовлетворяется на части скважины, которую используют для направления распространения трещины.
Если скорость нагнетания будет увеличена до достижения этого состояния, т.е. до истечения необходимого периода времени Т1, то будет существовать повышенный риск образования вышеописанных нежелательных трещин.
Вышеописанный ход событий проиллюстрирован на фиг. 6, которая показывает, как на чинается нагнетание жидкости после приблизительно 90 дней с начала добычи. В точке, соответствующей времени Ц после начала нагнетания, удовлетворяется вышеприведенное соотношение 3. В этом варианте нагнетание осуществляется при скорости нагнетания I в течение последующих 90 дней, в течение которых п'к с пользой подвергается значительному изменению ориентации (γ-γ1) приблизительно в 15°С. Затем увеличивают скорость нагнетания до величины выше 1макс, как это показано на фиг. 6 в виде увеличения давления в нагнетательной скважине. Как видно, о'ствол,мир резко изменяет свой характер от сжимающего напряжения к растягивающему напряжению, посредством чего достигается предел прочности породы на разрыв и происходит растрескивание.
Отметим, что в случае, если не увеличивают скорость нагнетания согласно теории, предложенной заявителем, в показанном случае также можно получить желаемую трещину, когда а'ствол,мин после данного периода времени достигает величины предела прочности породы на разрыв. Однако во многих случаях это вызовет значительные задержки.
На фиг. 7 показан типичный результат измерения при так называемом испытании со «ступенчатым увеличением скорости нагнетания» для определения максимально допустимой скорости нагнетания 1макс. Отметим, что в определенных случаях может быть уместным выполнять непрерывное определение максимально допустимой скорости нагнетания 1макс. Это обусловлено тем фактом, что 1макс может изменяться со временем. Таким образом, в течение периода времени Т1 может оказаться необходимым уменьшение скорости нагнетания I.

Claims (6)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ контроля направления распространения трещин от нагнетания в проницаемой породе (1), из которой добывают нефть и/или газ, при котором в породе (1) бурят вблизи друг друга первую и вторую продуктивные скважины (105, 110), у пробуренных продуктивных скважин (105, 110) бурят дополнительную скважину (115), проходящую между первой и второй пробуренными продуктивными скважинами (105, 110), начинают добычу нефти и/или газа, во время добычи нефти или газа подают жидкость в дополнительную пробуренную скважину (115) и из нее в породу (1) в течение первого периода времени Τι, отличающийся тем, что выполняют, по меньшей мере, приближенное определение максимально допустимой скорости нагнетания 1макс в течение периода времени Τι для предотвращения образования трещин в дополнительной пробуренной скважине (115) во время подачи жидкости, скорость нагнетания I жидкости, подаваемой в дополнительную пробуренную скважину (115), поддерживают ниже максимально допустимой скорости нагнетания 1макс в течение периода времени Т1 и увеличивают скорость нагнетания I до величины выше Цакс после истечения периода времени Т1, когда удовлетворяется соотношение σ ствол,мин—^ 1|.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважины (105, 110, 115) бурят по существу горизонтальными.
  3. 3. Способ по любому из пп.1-2, отличающийся тем, что до бурения скважин (105, 110, 115) оценивают направление (102) начального действующего главного напряжения а'к в породе в месте запланированного размещения скважин и бурят скважины (105, 110, 115) так, чтобы они проходили под углом в пределах ±25° относительно этого направления.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что дополнительную скважину (105) бурят приблизительно на равном расстоянии между первой и второй скважинами (105, 110).
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что дополнительную скважину крепят обсадными трубами до подачи воды.
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что до подачи жидкости в дополнительную скважину (115) возбуждают эту скважину для увеличения распределения жидкости в породе, например, подачей кислоты.
EA200301281A 2001-05-22 2002-05-21 Способ контроля направления распространения трещин от нагнетания в проницаемых породах EA005105B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DK200100826A DK174493B1 (da) 2001-05-22 2001-05-22 Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer
PCT/DK2002/000333 WO2002095188A1 (en) 2001-05-22 2002-05-21 A method of controlling the direction of propagation of injection fractures in permeable formations

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200301281A1 EA200301281A1 (ru) 2004-04-29
EA005105B1 true EA005105B1 (ru) 2004-10-28

Family

ID=8160525

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200301281A EA005105B1 (ru) 2001-05-22 2002-05-21 Способ контроля направления распространения трещин от нагнетания в проницаемых породах

Country Status (13)

Country Link
US (1) US7165616B2 (ru)
EP (1) EP1389263B1 (ru)
CN (1) CN1303309C (ru)
AT (1) ATE331867T1 (ru)
BR (1) BR0209958B1 (ru)
CA (1) CA2448168C (ru)
DE (1) DE60212831T2 (ru)
DK (2) DK174493B1 (ru)
EA (1) EA005105B1 (ru)
GC (1) GC0000392A (ru)
MX (1) MXPA03010605A (ru)
NO (1) NO339682B1 (ru)
WO (1) WO2002095188A1 (ru)

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2005119174A1 (de) 2004-05-26 2005-12-15 Werth Messtechnik Gmbh Koordinatenmessgerät und verfahren zum messen eines objektes
WO2008036154A1 (en) * 2006-09-20 2008-03-27 Exxonmobil Upstream Research Company Earth stress analysis method for hydrocarbon recovery
CA2663604A1 (en) * 2006-09-20 2008-03-27 Exxonmobil Upstream Research Company Earth stress management and control process for hydrocarbon recovery
CA2663525C (en) * 2006-09-20 2013-04-30 Exxonmobil Upstream Research Company Fluid injection management method for hydrocarbon recovery
US7848895B2 (en) 2007-01-16 2010-12-07 The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University Predicting changes in hydrofrac orientation in depleting oil and gas reservoirs
DE102007021809A1 (de) 2007-04-20 2008-10-23 Werth Messtechnik Gmbh Verfahren und Vorrichtung zum dimensionellen Messen mit Koordinatenmessgeräten
EA019178B1 (ru) 2008-11-19 2014-01-30 Мерск Олие Ог Гас А/С Изоляция зон поглощения
CN101718191B (zh) * 2009-08-27 2013-10-30 中国矿业大学 一种水力割缝定向致裂方法
CA2693640C (en) 2010-02-17 2013-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Solvent separation in a solvent-dominated recovery process
CA2696638C (en) 2010-03-16 2012-08-07 Exxonmobil Upstream Research Company Use of a solvent-external emulsion for in situ oil recovery
CN101858209B (zh) * 2010-03-26 2013-04-03 山东科技大学 底板岩层裂隙分布同步探测方法
CA2705643C (en) 2010-05-26 2016-11-01 Imperial Oil Resources Limited Optimization of solvent-dominated recovery
CN103032059B (zh) * 2012-12-21 2015-12-09 陈建明 一种定向水力压裂连通开采方法
CN104373099A (zh) * 2013-08-14 2015-02-25 微能地质科学工程技术有限公司 在地下多孔岩层中使用两口相邻井的目标定向断裂布置
CN105626023A (zh) * 2014-11-07 2016-06-01 中国石油化工股份有限公司 低渗透油藏垂直压裂裂缝方位试井确定方法
US10738600B2 (en) * 2017-05-19 2020-08-11 Baker Hughes, A Ge Company, Llc One run reservoir evaluation and stimulation while drilling
US10684384B2 (en) 2017-05-24 2020-06-16 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Systems and method for formation evaluation from borehole
CN109057762B (zh) * 2018-07-23 2019-08-23 中国石油大学(北京) 一种碳酸盐岩油气藏的酸化方法

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2483005A1 (fr) 1980-05-23 1981-11-27 Inst Francais Du Petrole Procede pour fracturer hydrauliquement une formation geologique selon une direction predeterminee
US4724905A (en) * 1986-09-15 1988-02-16 Mobil Oil Corporation Sequential hydraulic fracturing
US4793413A (en) * 1987-12-21 1988-12-27 Amoco Corporation Method for determining formation parting pressure
FR2656651B1 (fr) * 1989-12-29 1995-09-08 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection differee de fluide provenant d'une zone voisine, le long de fractures faites depuis un drain fore dans une couche intermediaire peu permeable.
US5111881A (en) * 1990-09-07 1992-05-12 Halliburton Company Method to control fracture orientation in underground formation
US5236040A (en) * 1992-06-11 1993-08-17 Halliburton Logging Services, Inc. Method for determining the minimum principle horizontal stress within a formation through use of a wireline retrievable circumferential acoustic scanning tool during an open hole microfrac test
US5360066A (en) * 1992-12-16 1994-11-01 Halliburton Company Method for controlling sand production of formations and for optimizing hydraulic fracturing through perforation orientation
US5482116A (en) * 1993-12-10 1996-01-09 Mobil Oil Corporation Wellbore guided hydraulic fracturing
US5497831A (en) * 1994-10-03 1996-03-12 Atlantic Richfield Company Hydraulic fracturing from deviated wells
US5511615A (en) * 1994-11-07 1996-04-30 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for in-situ borehole stress determination
US6002063A (en) * 1996-09-13 1999-12-14 Terralog Technologies Inc. Apparatus and method for subterranean injection of slurried wastes
US5894888A (en) * 1997-08-21 1999-04-20 Chesapeake Operating, Inc Horizontal well fracture stimulation methods
US6216783B1 (en) * 1998-11-17 2001-04-17 Golder Sierra, Llc Azimuth control of hydraulic vertical fractures in unconsolidated and weakly cemented soils and sediments
CA2349234C (en) * 2001-05-31 2004-12-14 Imperial Oil Resources Limited Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production

Also Published As

Publication number Publication date
ATE331867T1 (de) 2006-07-15
EA200301281A1 (ru) 2004-04-29
BR0209958B1 (pt) 2011-07-26
US7165616B2 (en) 2007-01-23
WO2002095188A1 (en) 2002-11-28
MXPA03010605A (es) 2004-12-06
BR0209958A (pt) 2004-04-06
DK174493B1 (da) 2003-04-22
CN1511219A (zh) 2004-07-07
DE60212831D1 (de) 2006-08-10
NO339682B1 (no) 2017-01-23
US20040177955A1 (en) 2004-09-16
EP1389263A1 (en) 2004-02-18
CN1303309C (zh) 2007-03-07
EP1389263B1 (en) 2006-06-28
CA2448168A1 (en) 2002-11-28
GC0000392A (en) 2007-03-31
DE60212831T2 (de) 2007-01-11
DK1389263T3 (da) 2006-10-16
CA2448168C (en) 2010-04-20
NO20035147D0 (no) 2003-11-19
DK200100826A (da) 2002-11-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA005105B1 (ru) Способ контроля направления распространения трещин от нагнетания в проницаемых породах
US7711487B2 (en) Methods for maximizing second fracture length
US20060102344A1 (en) Methods of initiating a fracture tip screenout
RU2386023C1 (ru) Способ определения давления смыкания трещины гидроразрыва
EA037344B1 (ru) Термически-инициированный гидроразрыв с низкой скоростью потока
Furui et al. A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application
CN104508079A (zh) 改进水力裂缝网络的方法
CA2831500C (en) System and method for improved propped fracture geometry for high permeability reservoirs
RU2462590C1 (ru) Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом
CN105239984B (zh) 一种煤矿井下压裂裂缝扩展控制方法
Barree Potential Issues with Extreme Limited Entry in Horizontal Wells
RU2666573C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи с проведением повторного гидроразрыва пласта с изменением направления трещины
Wang et al. Understanding the effects of leakoff tests on wellbore strength
Cramer et al. Pressure-based diagnostics for evaluating treatment confinement
US11492885B2 (en) Hydraulic fracturing systems and methods
Pandey et al. Real-time analysis of formation-face pressures in acid-fracturing treatments
Barree Processes of Screenout Development and Avoidance
WO2014168483A2 (en) Gas well inflow detection method
Tinker Equilibrium acid fracturing: a new fracture acidizing technique for carbonate formations
CN114542043B (zh) 基于压裂液粘度优化改进岩层压裂增渗的方法及装置
Novotny Prediction of stimulation from acid fracturing treatments using finite fracture conductivity
RU2637539C1 (ru) Способ формирования трещин или разрывов
Owusu et al. Prognosticating the production performance of saturated gas drive reservoir: a theoretical perspective
CN114718536B (zh) 压裂工艺调整方法
US20230383639A1 (en) Automatic real time screen-out mitigation

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ