EA037344B1 - Термически-инициированный гидроразрыв с низкой скоростью потока - Google Patents
Термически-инициированный гидроразрыв с низкой скоростью потока Download PDFInfo
- Publication number
- EA037344B1 EA037344B1 EA201792188A EA201792188A EA037344B1 EA 037344 B1 EA037344 B1 EA 037344B1 EA 201792188 A EA201792188 A EA 201792188A EA 201792188 A EA201792188 A EA 201792188A EA 037344 B1 EA037344 B1 EA 037344B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- aqueous fluid
- fracture
- high conductivity
- pumping
- formation
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 88
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 61
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 54
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 53
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 38
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 37
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 37
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 claims description 16
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 2
- 238000009527 percussion Methods 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 56
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract description 3
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 119
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 55
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 6
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 1
- 241001526284 Percus <genus> Species 0.000 description 1
- 101100154696 Pseudomonas aeruginosa (strain ATCC 15692 / DSM 22644 / CIP 104116 / JCM 14847 / LMG 12228 / 1C / PRS 101 / PAO1) tsi1 gene Proteins 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- -1 devices Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B49/008—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 by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
Abstract
Способ увеличения добычи углеводородов посредством гидравлического разрыва в сланцевых пластах с использованием несейсмического процесса циклической закачки с низкой скоростью охлажденной водной текучей среды с периодами останова скважины для инициирования разрыва при растяжении в пласте и создания сети трещин с трещинами высокой и очень высокой проводимости с достаточным поперечным распространением в законченной скважине. Используется один конечный цикл закачки водной текучей среды и расклинивающего наполнителя, в котором объем расклинивающего наполнителя определяется из измерений давления в скважине. Дополнительными параметрами трещин являются объем трещин очень высокой проводимости, поперечное распространение трещин очень высокой проводимости, поверхность трещин очень высокой проводимости и оценка глобальной формы сети трещин, которые определяются и анализируются после каждого цикла закачки.
Description
Изобретение относится к добыче углеводородов посредством гидравлического разрыва в сланцевых пластах и, более конкретно, к преимущественно несейсмическому процессу циклической закачки с низкой скоростью охлажденного флюида с периодами остановки скважины для инициирования разрыва при растяжении в пласте и создания сети трещин с трещинами высокой и очень высокой проводимости в законченной скважине.
В настоящее время наблюдается постоянный интерес к так называемым нетрадиционным ресурсам для наших энергетических потребностей. В результате были разработаны технологии для интенсификации добычи углеводородов из низкопроницаемых подземных пластов, таких как сланцы, мергели, алевролиты и т.д. В типичной компоновке пробуривается скважина, обеспечивая боковой горизонтальный ствол через известный сланцевый пласт ниже кровли пласта. Затем скважина перфорируется и возбуждается на интервалах вдоль длины разработки, при этом каждый интервал закупоривается до следующего перфорирования и возбуждения с помощью операции по ГРП. Обычно используется от 30 до 40 интервалов с типичным расстоянием между интервалами 100 м. По окончании процесса вся скважина открывается для добычи. Закачиваемый флюид, используемый в операциях по ГРП, обратно добывается с последующим потоком углеводородов.
В типичной операции по ГРП, вода или загущенная вода в виде геля закачивается с относительной высокой начальной скоростью, скажем, 10 баррелей/мин. Скорость закачивания увеличивается с шагом примерно 20 баррелей/мин для достижения максимальной скорости закачивания от 100 до 200 баррелей/мин. Такой поэтапный подход используется для ударного воздействия на пласт и раскрытия уже имеющихся естественных трещин в пласте. При такой высокой скорости закачивания в воду добавляют расклинивающий наполнитель для заполнения трещин, оставляя их раскрытыми для добычи. Расклинивающий наполнитель представляет собой песчаные или искусственные керамические частицы, которые имеют размер, обеспечивающий поддержку, а также способствуют потоку углеводородов, то есть сланцевой нефти и/или газа. Закачивание продолжается до тех пор, пока подача расклинивающего наполнителя не закончится или не произойдет выпадение расклинивающего наполнителя из жидкости разрыва вследствие исчерпания давления насоса.
В процессе возбуждения, если на интервале имеются естественные трещины, заполненные углеводородами, из них может осуществляться добыча. Однако добыча из каждого интервала может сильно различаться. Отчасти это связано с тем, что хотя траектории трещин можно идентифицировать на стенке ствола скважины путем каротажа, такие данные каротажа не указывают на поперечное распространение трещин, а именно поперечные распространения определяют мощность добычи углеводородов. В настоящее время оценивается, что из около 50% возбуждаемых интервалов не добывается никаких углеводородов, что обусловлено главным образом отсутствием на интервале естественных заполненных углеводородами трещин с достаточным поперечным распространением.
Заявка на патент США 2013/0284438 авторов Dusseault и Bilak относится к способу создания сети трещин в горной породе пласта для извлечения углеводородов или других ресурсов из пласта. Способ включает следующие этапы: i) расширение сети естественных трещин и зарождающихся трещин внутри пласта путем закачки водного раствора без суспензии в скважину при условиях, подходящих для стимулирования расширения, сдвига и/или гидравлического сообщения естественных трещин и последующее ii) инициирование сети больших трещин, которая гидравлически сообщается с расширенной сетью естественных трещин, путем закачки множества суспензий, содержащих флюид-носитель и соответствующие крупнозернистые гранулированные расклинивающие наполнители, в указанную скважину в ходе ряда этапов закачки. Этот способ основан на создании разрушения при сдвиге в сети естественных и зарождающихся трещин в пласте. Также заявляется, что дальнейшая закачка в скважину водного раствора без суспензии приведет к расширению зоны саморасклиненных трещин.
Целью настоящего изобретения является обеспечение способа создания сети трещин с трещинами очень высокой проводимости с достаточным поперечным распространением в пласте на интервале в законченной скважине для повышения эффективности возбуждения и, соответственно, добычи углеводородов.
Согласно первому аспекту настоящего изобретения, предлагается способ увеличения добычи углеводородов посредством гидравлического разрыва в скважине, скважина имеет по меньшей мере один перфорированный интервал, вскрывающий породу в пласте и на интервале, причем способ включает в себя этапы закачки водного флюида в пласт с последующей закачкой в пласт водного флюида и расклинивающего наполнителя, отличающийся тем, что имеется множество циклов закачки водного флюида с последующей закачкой водного флюида и объема расклинивающего наполнителя в одном цикле, при этом каждый цикл заканчивается в период остановки; объем расклинивающего наполнителя определяется из измерения давления в скважине; процесс является несейсмическим, поскольку скорость закачки является низкой для предотвращения ударного воздействия на пласт, и температура закачиваемого водного флюида является низкой для образования разрыва при растяжении в породе и, таким образом, обеспечения сети трещин с трещинами высокой проводимости с поперечным распространением для добычи углеводородов.
Таким образом, каждый цикл закачки водного флюида будет приводить к образованию трещин на
- 1 037344 поверхностях существующих трещин и, следовательно, расширять сеть в поперечном направлении. Поскольку искусственно созданные трещины образуются из существующих трещин, полученная в результате сеть имеет высокую проводимость. Трещины очень высокой проводимости располагаются вокруг скважины, заполняются расклинивающим наполнителем в конечном цикле и являются основным каналом проницаемости, эффективно увеличивая объем скважины. И хотя примыкающие к трещинам очень высокой проводимости трещины высокой проводимости, которые обеспечивают увеличенное поперечное распространение, не расклиниваются и могут частично закрываться при эксплуатации скважины, они все равно будут способствовать добыче углеводородов, подпитывая трещины очень высокой проводимости. Следует, однако, отметить фрактальную или искусственную природу созданных трещин. Они являются искусственными благодаря периоду остановки, за которым следует закачка более холодного водного флюида, при этом существует тепловая составляющая напряжения, действующая вдоль границы трещины, которая ослабляет ее, позволяя образовываться дополнительным трещинам. Это является отличием от известного уровня техники, в котором используется разрушение при сдвиге, открывающее существующие и зарождающиеся трещины.
Предпочтительно, скорость закачки при закачивании водного флюида составляет менее 15 баррелей/мин (баррелей в минуту). Скорость закачки может составлять менее 10 баррелей/мин. Скорость закачки может находиться в диапазоне от 4 до 15 баррелей/мин. В одном или более циклах скорость закачки может составлять менее 2 баррелей/мин. Более предпочтительно, скорость закачки составляет менее 1 барреля/мин. Скорость закачки может изменяться в каждом цикле. В этом случае пласт не испытывает ударного воздействия при закачивании водного флюида. Скорости закачки при традиционном гидравлическом разрыве обычно находятся в диапазоне от 50 до 200 баррелей/мин, так как он предназначен для оказания ударного воздействия на пласт, чтобы раскрыть трещины. Предпочтительно, низкая скорость закачки эквивалентна закачке с использованием 1 или 2 насосов высокого давления, по сравнению с 3050, которые обычно требуются при традиционном гидравлическом разрыве пласта. Скорость закачки при закачивании водного флюида и расклинивающего наполнителя может быть высокой, то есть составлять более типичные 50-200 баррелей/мин традиционного гидравлического разрыва. Такая более высокая скорость ускоряет конечный цикл.
Предпочтительно, чтобы температура водного флюида была достаточной для создания теплового напряжения, необходимого для образования новых трещин. Водный флюид перед закачкой может охлаждаться. Охлаждения можно достигнуть, оставляя водный флюид в течение периода времени перед закачкой. Такой подход необходим, если водный флюид был взят из нагретого источника, например, другой скважины. Предпочтительно, температура водного флюида ниже, чем температура пласта на интервале. Последующий нагрев водного флюида, когда он вводится и закачивается в этот интервал, может учитываться при определении температуры водного флюида. Более предпочтительно, для измерения температуры на интервале используется скважинный датчик температуры.
Предпочтительно, скорость закачки при закачивании водного флюида, продолжительность закачки, давление и продолжительность периода остановки для каждого цикла определяются из анализа параметров трещин, рассчитанных по предыдущим циклам.
Предпочтительно, параметры трещин выбираются из группы, включающей один или более из: объема трещин очень высокой проводимости, поперечного распространения трещин очень высокой проводимости, поверхности трещин очень высокой проводимости и оценки глобальной формы сети трещин. Предпочтительно, все параметры трещин рассчитываются после каждого цикла закачки водного флюида.
Предпочтительно, давление в скважине измеряется с помощью скважинного манометра, расположенного в скважине, причем скважинный манометр имеет скорость сбора данных не менее 1 Гц. Таким образом, точка данных для расчета параметров трещин собирается каждую секунду. Более предпочтительно, скорость сбора данных составляет от 1 до 10 Гц. Скорость сбора данных может составлять от 10 до 100 Гц. Эта скорость сбора данных выше, чем измерения в известном уровне техники. Поскольку большинство датчиков в настоящее время являются цифровыми, такие скорости сбора данных доступны, но не используются по причине избыточного количества данных, которые будут собираться в течение периодов времени, обычно используемых в промышленности.
Предпочтительно, при остановке скорость закачки снижается поэтапно. Более предпочтительно, скорость закачки на конечном этапе перед конечной остановкой составляет менее 2 баррелей/мин. Предпочтительно, каждый этап завершается в течение периода времени примерно от 1 до 5 мин.
Предпочтительно, в начале каждого цикла скорость закачки водного флюида составляет менее 2 баррелей/мин. Более предпочтительно, скорость закачки водного флюида находится в диапазоне от 0,5 до 2 баррелей/мин.
Предпочтительно, объем расклинивающего наполнителя определяется из расчета объема трещин очень высокой проводимости. Поскольку расклинивающий наполнитель заполняет только эти трещины очень высокой проводимости, объем расклинивающего наполнителя будет составлять проценты от объема трещин очень высокой проводимости, а оставшийся процент будет составлять водный флюид. Рассчитанный объем расклинивающего наполнителя может составлять в пределах от 30 до 70% от объема трещин очень высокой проводимости.
- 2 037344
Предпочтительно, водным флюидом является вода. Более предпочтительно, водным флюидом является добытая вода из другой скважины. Другая скважина может быть традиционной или нетрадиционной скважиной. Водным флюидом может быть морская вода. Таким образом, водный флюид может быть тем, что доступно в скважине, и поэтому доставка пресной воды в скважину не требуется. Предпочтительно, чтобы водный флюид не содержал химических добавок для регулирования вязкости. Это уменьшает затраты и время на приготовление растворов водного флюида. Водный флюид может содержать бактерицид для предотвращения закисления, как известно в промышленности.
Предпочтительно, расклинивающий наполнитель является традиционно используемым и известным специалистам в данной области техники. Расклинивающий наполнитель может представлять собой песок, керамику, быть покрытым смолой или нет, и т.д.
Предпочтительно, способ включает этапы закупоривания интервала, перфорирования и возбуждения последующих интервалов вдоль ствола скважины с использованием циклических этапов закачки согласно первому аспекту, вскрытие скважины, обратную добычу водного флюида и добычу углеводородов.
Способ может выполняться на интервалах, которые ранее были возбуждены гидравлическим разрывом. Это можно рассматривать как повторный гидроразрыв.
Соответственно, чертежи и описание должны рассматриваться как иллюстративные, а не как ограничивающие. Кроме того, терминология и фразеология, используемая в данном документе, предназначена исключительно для описательных целей и не должна толковаться как ограничивающие объем формулировки, такие как включающий, содержащий, имеющий, состоящий или использующий и их вариации, должна пониматься широко и охватывать объект изобретения, описанный ниже, эквиваленты и дополнительные не описанные объекты изобретения, а также не предназначена для исключения других добавок, компонентов, целых чисел или этапов. Аналогично, термин содержащий считается синонимом терминов включающий или состоящий для применимых юридических целей. Любое обсуждение документов, действий, материалов, устройств, изделий и т.п. включено в описание исключительно с целью обеспечить контекстное содержание для настоящего изобретения. Не предполагается или не представлено, что любые или все эти вопросы являются частью известного уровня техники на основе общих знаний в области техники, относящейся к настоящему изобретению. Все числовые значения в описании следует понимать как изменяемые термином около. Подразумевается, что все элементы или любые другие компоненты, описанные в данном документе в единственном числе, включают в себя их множественное число, и наоборот.
Хотя в описании используются термины вверх и вниз наряду с самый верхний и самый нижний, следует понимать, что эти понятия используются относительно ствола скважины и что ствол скважины, хотя и показан на некоторых фигурах вертикальным, может быть наклонным. Это известно в области горизонтальных скважин, в частности, для сланцевых пластов.
Ниже приведено описание вариантов осуществления настоящего изобретения, только в качестве примера, со ссылкой на прилагаемые фигуры, где фиг. 1 - графическое изображение методики увеличения добычи углеводородов из скважины путем гидравлического разрыва пласта согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 2 - схематическое изображение скважины, возбужденной гидравлическим разрывом согласно известному уровню техники;
фиг. 3 - схематическое изображение скважины, в которой должен выполняться способ по настоящему изобретению;
фиг. 4(a) - схематическое изображение закачиваемого флюида, поступающего в трещину, и фиг. 4(b) - соответствующий график, иллюстрирующий напряжения набухания во время закачки;
фиг. 5(a) - схематическое изображение тепловых напряжений в трещине по фиг. 5(a) во время остановки и фиг. 5(b) - соответствующий график, иллюстрирующий тепловые напряжения во время остановки;
фиг. 6 - схематическое изображение сети трещин вокруг скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 7 - график зависимости давления в скважине от закачиваемого объема, который проанализирован для определения объема трещин очень высокой проводимости согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 8 - график зависимости давления в скважине от времени, который проанализирован для определения поперечного распространения трещин очень высокой проводимости согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 9 - иллюстративный график зависимости давления в скважине и скорости закачки от времени, который используется, чтобы определить различия в гидравлических потерях для расчета поверхности трещин очень высокой проводимости согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 10 - график зависимости гидравлических потерь от скорости закачки, который проанализирован с помощью полиномиальной кривой наилучшей аппроксимации для определения поверхности трещин очень высокой проводимости согласно варианту осуществления настоящего изобретения; и
- 3 037344 фиг. 11 - график, иллюстрирующий характеристическую кривую, которая может быть проанализирована для качественной оценки геометрии сети трещин.
На фиг. 1 показана методика, обозначенная в целом ссылочным номером 10, в виде графика зависимости скорости закачки 12 от времени 14, для создания сети трещин 16 с трещинами высокой и очень высокой проводимости 18, 20 с достаточным поперечным распространением, проиллюстрированным на фиг. 6, в скважине 22, проиллюстрированной на фиг. 2, для увеличения добычи углеводородов посредством возбуждения гидравлическим разрывом согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 2 проиллюстрирована скважина 22, возбужденная гидравлическим разрывом. Скважина 22 была пробурена известным способом с поверхности 26 через геологические пласты 28. Скважина 14 показана вместе с исходным вертикальным стволом скважины 30, который пробурен через защитный слой пресной воды 32 и кровлю пласта 34 для достижения найденного сланцевого пласта 36. Скважина 30 затем пробурена горизонтально, чтобы достигнуть максимально доступного объема слоя сланцевого пласта 36. После заканчивания скважины 22, колонна НКТ 38 вставляется в ствол скважины 44 в сланцевом пласте 36, причем колонна НКТ 38 цементируется в пласте, создавая барьер в виде цементной оболочки между внешней поверхностью 40 колонны НКТ и внутренней поверхность 42 ствола скважины 44. На поверхности 26 находится устье скважины 46, которое обеспечивает канал для входа и выхода ствола скважины 30.
После заканчивания скважины 22 выбирается первый интервал 48. Первый интервал 48 обычно находится на дальнем конце 50 длины разработки 52. Первый интервал 48 перфорируется для обеспечения сообщения сланцевого пласта 36 с внутренней частью 54 колонны НКТ 38. Такое вскрытие пласта 36 позволяет выполнить операцию по ГРП 56.
В типичной операции по ГРП 56, вода или загущенная вода в виде геля закачивается с относительной высокой начальной скоростью, скажем, 10 баррелей/мин. Скорость закачивания увеличивается с шагом примерно 20 баррелей/мин для достижения максимальной скорости закачивания от 100 до 200 баррелей/мин. Такой поэтапный подход используется для ударного воздействия на пласт и раскрытия естественных трещин. При такой высокой скорости закачивания в воду добавляют расклинивающий наполнитель для заполнения трещин, оставляя их раскрытыми для добычи. Расклинивающий наполнитель представляет собой песчаные или искусственные керамические частицы, которые имеют размер, обеспечивающий поддержку, а также способствуют потоку углеводородов, то есть сланцевой нефти и/или газа. Закачивание продолжается до тех пор, пока подача расклинивающего наполнителя не закончится или не произойдет выпадение расклинивающего наполнителя из жидкости разрыва вследствие исчерпания давления насоса.
После выполнения операции по ГРП 56 первый интервал 48 закупоривается 62, чтобы блокировать доступ к пласту 36. Затем перфорируется второй интервал 60. Второй интервал 60 находится на расстоянии от первого интервала 48, типичное расстояние может составлять 100 м, и располагается ниже по потоку от первого интервала 48.
Операция по ГРП 56 выполняется таким же образом на втором интервале 60 и процесс закупоривания, последующего перфорирования и возбуждения путем выполнения операции по ГРП на последующих интервалах повторяется вдоль длины разработки 52. Хотя на фиг. 2 показано только несколько интервалов, для обеспечения максимального извлечения доступных углеводородов часто используется от 30 до 40 интервалов.
По окончании процесса вся скважина открывается для добычи. Закачиваемый флюид обратно добывается с последующим потоком углеводородов.
Как показано на фиг. 2, количество углеводородов 58, добываемых на каждом интервале, сильно варьируется. Специалистам в данной области известно, что до 50% интервалов не будет давать никаких углеводородов 58. Это связано с отсутствием трещин 18, 20 с достаточным поперечным распространением в пласте, где находится интервал.
Таким образом, понятно, что если найти способ создания сети трещин 16 на каждом интервале, имеющем трещины 18, 20 с достаточным поперечным распространением, то углеводороды 58 можно будет добывать из каждого интервала. Это увеличит добычу углеводородов из скважины 22.
Такой способ 10 обеспечивается настоящим изобретением. Технические требования к способу 10 проиллюстрированы на фиг. 3. Эта фигура представляет собой упрощенный вариант фиг. 2 и, для ясности, одинаковые элементы имеют одинаковые ссылочные номера. На фиг. 3 скважина 22 показана полностью вертикальной с одним интервалом 48, но должно быть понятно, что на практике скважина 22 может быть фактически горизонтальной. Размеры также сильно изменены, чтобы выделить значимые области, представляющие интерес. Скважина 22 бурится традиционным способом, обеспечивающим обсадную трубу 74 для поддержки ствола скважины 44 по длине кровли пласта 34 до расположения сланцевого пласта 36. Для определения расположения сланцевого пласта 36 и определения свойств скважины 22 используются стандартные способы, известные специалистам в данной области техники.
Эксплуатационная колонна 82 проходит через обсадную трубу 74, а колонна НКТ 38 в виде эксплуатационного хвостовика свисает с подвески хвостовика 80 у основания 84 эксплуатационной колонны 82 и проходит в ствол скважины 44 через сланцевый пласт 36. Эксплуатационный пакер 76 обеспечи- 4 037344 вает уплотнение между эксплуатационной колонной 82 и обсадной трубой 74, предотвращая прохождение флюидов через кольцевое пространство 78 между ними. В кольцевое пространство 88 между внешней поверхностью 90 эксплуатационного хвостовика 38 и внутренней стенкой 92 открытого ствола скважины 44 закачивается цемент. Этот цемент образует в кольцевом пространстве 88 цементную оболочку 86. Когда все установлено, в эксплуатационном хвостовике 38 и цементной оболочке 86 создаются перфорационные отверстия 94, чтобы вскрыть пласт 36 и сообщить его с внутренним каналом 96 эксплуатационного хвостовика 38. Все это выполняется как стандартный способ бурения и заканчивания скважины 22 в сланцевом пласте 36.
На поверхности 26 располагается стандартное устье скважины 46. Устье скважины 46 содержит канал (не показан) для прохождения из скважины 22 флюидов, таких как углеводороды. Устье скважины 46 также содержит канал 98 для закачки флюидов из насосов 100. Датчики 102 располагаются на устье скважины 46 и управляются из блока 104, который также собирает данные с датчиков 102. Датчики 102 включают датчик температуры, манометр и датчик скорости. Все эти наземные компоненты являются стандартными для устья скважины 46.
Для настоящего изобретения также необходимо установить скважинные датчики 106. Такие скважинные датчики 106 известны в промышленности, располагаются над эксплуатационным пакером 76 и соединяются с блоком 104 на поверхности 26. Данные передаются через кабель большой емкости 108, расположенный в кольцевом пространстве 78. Датчики 102, 106 могут быть стандартными датчиками, хотя для настоящего изобретения датчики 102, 106 должны иметь возможность с высокой скоростью собирать по меньшей мере данные о давлении в скважине 110. Скорость должна составлять по меньшей мере 1 Гц, в результате чего точка данных может быть собрана со скоростью по меньшей мере одной точки в секунду. Поскольку большинство датчиков в настоящее время являются цифровыми, может потребоваться просто увеличить частоту сбора на датчике. Блок 104 может собирать данные локально и передавать их в рабочую базу (не показана), где может выполняться анализ данных. Принято считать, что скважинный манометр не выдерживает закачивания смеси водного флюида 64 и расклинивающего наполнителя 66 в конечном цикле 124. Однако, поскольку в способе 10 рассчитывается необходимый объем расклинивающего наполнителя 66, для конечного цикла 124 скважинные измерения не требуются.
В традиционном гидравлическом разрыве для операции по ГРП 56 требуется 20-50 насосов 100 на поверхности 26 для обеспечения скорости закачки от 50 до 200 баррелей/мин. В настоящем изобретении требуется только один или два насоса 100. Это связано с тем, что требуется скорость закачки менее 15 баррелей/мин. В предпочтительном варианте осуществления насос (насосы) 100 представляют собой высокоточные насосы высокого давления и низкой скорости. Для перекачивания флюида с нужными низкими скоростями, то есть ниже 2 баррелей/мин, через канал 98 в законченный ствол скважины 44 необходима точность. На заключительном этапе способа 10, для закачивания водного флюида и расклинивающего наполнителя могут использоваться более типичные насосы высокого давления и высокой скорости.
С помощью скважины 22, полученной согласно подробной фиг. 2, может быть реализован способ 10 возбуждения по настоящему изобретению. Как показано на фиг. 1, водный флюид 64 закачивается с первой скоростью закачки Q1 114a и продолжительностью ti1 116a, а затем осуществляется остановка 118a скважины 22 на период времени tsi1 120a. Это рассматривается как цикл 122а. После этого следуют дополнительные циклы 122b-d с потенциально различными скоростями закачки 114b-d, продолжительностями 116b-d и периодами остановки 120b-d. Способ 10 заканчивается конечным циклом 124, в котором водный флюид 64 и расклинивающий наполнитель 66 закачиваются со скоростью Qp 126 и продолжительностью tp 128 и осуществляется остановка на период времени tsip 130. Хотя в способе 10 на фиг. 1 показано четыре цикла закачки 122a-d водного флюида 64, требуемое количество циклов будет зависеть от анализа данных, собранных во время предыдущих циклов 122.
При традиционном гидравлическом разрыве водный флюид должен представлять собой пресную воду или воду с низкой соленостью. С водой также смешиваются добавки для снижения трения для получения так называемого реагента на водной основе, или вода может быть загущена для получения так называемых ГРП-гелей. Доставка большого количества пресной воды на площадку и стоимость добавок делают традиционный гидравлический разрыв дорогостоящим. В настоящем изобретении водный флюид 64 не требует наличия пресной воды и не содержит добавок для снижения трения. Действительно, водный флюид 64 может быть морской водой или добытой водой из других скважин. Таким образом, обратно добытая вода из возбужденной скважины 22 может использоваться для операций по ГРП 56 на следующей или соседней скважине 22. Кроме того, также можно использовать добытую воду из традиционных скважин. Единственным требованием для настоящего изобретения является то, что водный флюид 64 охлаждается. Под этим понимается, что температура закачиваемого флюида при остановке должна быть ниже температуры пласта, чтобы обеспечить разность температур и создать тепловое напряжение. Такое охлаждение может быть достигнуто путем выдержки времени перед закачкой в скважину добытой воды/флюида. Вода также может быть обработана бактерицидом, чтобы избежать закисления пластов бактериями.
На фиг. 4(a) приведена иллюстрация того, что происходит при закачке водного флюида 64 в пласт
- 5 037344
36. Флюид 64 поступает в скважину 22 путем закачивания через ствол скважины 44. В перфорированном интервале будут большие поперечные трещины, обычно называемые трещинами в виде полукрыльев 132. Эти трещины имеют тенденцию быть широкими и короткими в поперечном направлении. При закачке флюида 64 он поступает в трещину 64, перемещаясь к вершине трещины 134 на дальнем конце. Когда фронт водного флюида 136 проходит через трещину 132, между фронтом флюида 136 и вершиной 134 создается пустота. Происходит кавитация с образованием водяного пара 138 и возникающее напряжение набухания 140 действует на стенку 142 трещины 132. Фиг. 4(b) графически иллюстрирует этот процесс во времени 14. В пласте 144 существует минимальное напряженное состояние, которое можно считать постоянным. Скорость закачки 114 также может считаться постоянной. Закачиваемый флюид 64 увеличивает давление в скважине 110 из-за кавитации, в результате чего давление в скважине 110 становится больше, чем напряженное состояние в пласте 144. Полезное давление 146 возникает вследствие напряжений набухания 140.
Во время остановки 118 на трещину 132 будут действовать тепловые напряжения 148, как проиллюстрировано на фиг. 5(a). Большие тепловые напряжения 148a действуют вдоль стенки 142 ближе к стволу скважины 44, так как в этом месте флюид 64 холоднее при остановке, чем более теплый флюид вблизи вершины 134, где возникают меньшие тепловые напряжения 148b. Тепловые напряжения 148 представляют собой тепловую составляющую напряжения, которая действует вдоль стенки трещины 142, то есть границы трещины, которая ослабляет ее, позволяя образовываться трещинам перпендикулярно к стенке трещины 142. На фиг. 5(b) представлена графическая иллюстрация изменений температуры, происходящих в пласте 36 в трещине 132. Рассматривая зависимость температуры 150 от расстояния 152 от трещины 132 (перпендикулярно), имеем пластовую или начальную температуру 154, которая задается как постоянная величина 156. Так как флюид 64 охлажден, температура 150 в трещине 132 будет иметь значение 158 намного меньшее, чем начальная температура 156 при остановке. Однако при остановке температурный профиль поднимается до начальной температуры 156 на коротком расстоянии 164 от трещины 132. Тепловые напряжения 148 при остановке могут рассматриваться как ранние малые напряжения. За счет того, что остановка скважины 22 длится период времени 120, температурный профиль, удаляясь от трещины 132, изменяется. Полученный профиль в конце остановки 166 демонстрирует значение температуры 160 в трещине 132, которое находится между значением температуры 158 при остановке и начальной температурой 156. Затем профиль 166 становится более пологим, занимая дополнительное расстояние 168 от трещины 132 для достижения начальной температуры 156. Таким образом, теперь возникают поздние глубокие тепловые напряжения 148, которые вызывают создание трещин, перпендикулярных к стенке 142 трещины 132.
Поскольку разрыв при растяжении пласта 36 достигается при низких скоростях закачки 114, способ 10 по существу является несейсмическим. Это означает, что способ 10 создает трещины, которые не могут быть записаны группой сейсмоприемников, таких как инклинометры и т.п., которые используются в распространенных методиках измерения трещин. Таким образом, способ 10 по настоящему изобретению может использоваться, когда естественных трещин не существует - например, в насыщенных глиной пластах, обычно классифицируемых в известном уровне техники как неподдающиеся гидроразрыву. Способ 10 может создавать трещины и, более конкретно, сеть трещин 16, которая является полностью искусственной, благодаря чему так называемая зона максимального нефтегазонасыщения может быть создана в любом месте в пласте 36.
Получаемая сеть трещин 16 проиллюстрирована на фиг. 6. Видно, что из ствола скважины 44 выходит сеть трещин очень высокой проводимости 20, которые были созданы с помощью последовательных циклов закачки 122. Трещины 18 располагаются перпендикулярно друг к другу, демонстрируя, что они были созданы посредством разрыва при растяжении из-за теплового напряжения вдоль поверхности трещины, по сравнению со случайным расположением, характерным для сетей естественных и зарождающихся трещин. Из трещин очень высокой проводимости 20 выходят трещины высокой проводимости 18. Тепловые напряжения 148 демонстрируют высокоплотную сеть 16 трещин 20, 18 вблизи ствола скважины 44, плотность которой уменьшается при удалении от ствола скважины 44. В некоторых случаях, как представляется, существуют три зоны проницаемости, центры которых располагаются в стволе скважины 44. При закачивании расклинивающего наполнителя 66 с флюидом 64 в конечном цикле 124 объем и размер зерна расклинивающего наполнителя определяли таким образом, чтобы все трещины очень высокой проводимости 20 были заполнены расклинивающим наполнителем, избегая при этом любого возможного выпадения расклинивающего наполнителя из жидкости разрыва. Во время добычи углеводородов расклиненные трещины очень высокой проводимости 20 являются основным каналом проницаемости. Трещины высокой проводимости 18 циклов закачки 122 теперь являются трещинами низкой проводимости, которые частично закрываются, но все же способствуют прохождению углеводородов в основной канал флюида.
Для каждого цикла закачки 122b-d преимуществом будет определить несколько параметров трещин, чтобы помочь в выборе скорости закачки на каждом цикле закачки 122, продолжительности закачки 116 и продолжительности каждого периода остановки 120. Параметры трещин, которые определяются после каждого цикла закачки водного флюида 122, следующие:
- 6 037344 (a) объем трещин очень высокой проводимости;
(b) поперечное распространение трещин очень высокой проводимости;
(c) поверхность трещин очень высокой проводимости; и (d) оценка глобальной формы сети трещин.
На фиг. 7 показан график 170, используемый для определения объема трещин очень высокой проводимости. График 170 иллюстрирует зависимость измеренного давления в скважине 110 от закаченного объема 172 в начале цикла 122. Эта зависимость представляет собой кривую 174, имеющую резко возрастающий прямой участок с постоянным градиентом и последующий участок, отклоняющийся к горизонтали. Точка 176, в которой кривая 174 начинает отклоняться, отражает уменьшение давления в скважине, вызванное созданием одной или более трещин. Точка 176 может называться давлением утечки (PLOT). Специалистам в данной области техники будет понятно, что постоянный градиент в точке 176 эквивалентен объему, как следует из уравнения сжимаемости. Такое уравнение известно специалистам в данной области техники. Для проведения таких измерений скорость закачки 114 водного флюида 64 должна находиться в диапазоне от 0,5 до 2 баррелей/мин, а скорость сбора данных скважинного манометра составлять от 1 до 10 Гц в начале цикла 122.
Как проиллюстрировано на фиг. 6, расклинивающий наполнитель 66 закачивается для заполнения объема трещин очень высокой проводимости 20 во время конечного цикла 124. Теперь, зная объем трещин очень высокой проводимости, можно определить необходимый объем расклинивающего наполнителя 66. Расчет объема расклинивающего наполнителя 66 делает способ более эффективным, поскольку смешивается и используется только необходимое количество наполнителя. Также исключается выпадение расклинивающего наполнителя из жидкости разрыва. Объем расклинивающего наполнителя выбирается в пределах от 30 до 70% от объема трещин очень высокой проводимости, а оставшийся процент представляет собой водной флюид 64, используемый для доставки расклинивающего наполнителя 66 в трещины очень высокой проводимости 20.
На фиг. 8 чертежей показан график 178, используемый для определения поперечного распространения трещин очень высокой проводимости. График 178 иллюстрирует зависимость давления в скважине 110 от времени 14 при остановке 118. Скорость закачки 114 водного флюида 64 лежит в диапазоне от 1 до 2 баррелей/мин, а скорость сбора данных скважинного манометра составляет от 10 до 100 Гц при остановке 118 каждого цикла 122 или по меньшей мере в течение первой минуты. Если остановка выполняется быстро, на графике 178 будет отображаться волна давления гидравлического удара 180 с пиками и долинами, иллюстрирующими отражения волны давления гидравлического удара от жестких отражателей в скважине 22 и пласте 36. Если остановка медленная, то волна гидроудара 180 будет сильно урезанной. Такую волну 180 можно рассматривать аналогично звуковой волне в сейсмике. Анализируя волну 180 с помощью быстрого преобразования Фурье и используя скорость звука в водном флюиде, частотные составляющие преобразования можно интерпретировать как расстояния от отражателя до скважинного манометра, чтобы получить расстояния, равные поперечным распространениям трещин очень высокой проводимости. Поперечное распространение указывает на объем пласта, из которого могут быть извлечены углеводороды, и, как было описано выше, на наличие трещин с достаточным поперечным распространением, которые обеспечивают добычу углеводородов.
Далее необходимо определить поверхность трещин очень высокой проводимости. Чем больше поверхность, тем больше трещин может быть создано тепловым напряжением. Для этого остановка 118 выполняется поэтапно. После продолжительности закачки 116 водного флюида 64 скорость закачки 114 уменьшается с шагом примерно 1 баррель/мин с продолжительностью шага 1-5 мин. Частота сбора данных устанавливается между 1 и 10 Гц. Последний этап прекращения закачки используется для того, чтобы получить волну гидроудара 180, показанную на фиг. 8. На фиг. 9 проиллюстрированы изменения скорости закачки 182 вместе с изменениями давления в скважине 110 со временем 14 в результате поэтапной остановки. Для определения разности давлений 186 при двух скоростях используется кривая 184. Затем рассчитываются гидравлические потери 188 для получения графика 190 зависимости гидравлических потерь 188 от скорости закачки. График 190 проиллюстрирован на фиг. 10. Рассчитывается полиномиальная кривая наилучшей аппроксимации 192. Зная объем трещин очень высокой проводимости 20 (фиг. 7) и их примерную форму (фиг. 8), полиномиальная кривая наилучшей аппроксимации 192 используется для определения: количества трещин очень высокой проводимости 20, площади поверхности между сетью трещин 16 и скелетом породы в пласте 36, а также средней апертуры трещин очень высокой проводимости 20. Среднюю апертуру трещин очень высокой проводимости 20 можно использовать для определения размера расклинивающего наполнителя. Выбирая размер каждой гранулы расклинивающего наполнителя меньшим или равным средней апертуре, можно быть уверенным, что трещины очень высокой проводимости 20 будут плотно заполнены и, таким образом, будут хорошо расклинены. Благодаря выбору размера гранул расклинивающего наполнителя 66 конечный этап закачки 124 становится более экономичным и оптимизированным по сравнению с известным уровнем техники.
Оценка глобальной формы сети трещин проводится путем определения характеристической кривой для каждой остановки 118. Предпочтительно, форма определяется в реальном времени после каждого цикла закачки. Строится график в полулогарифмическом масштабе зависимости производной давления в
- 7 037344 скважине 110 от времени остановки 120, где производная обозначена 194. Характеристическая кривая 196 проиллюстрирована на фиг. 11. Предпочтительно, кривая имеет три наклонных участка 198, 200, 202, причем продолжительность каждого наклонного участка указывает на продолжительность диффузии давления. Первый наклонный участок 198 при остановке указывает на диффузию давления в плоской трещине; второй наклонный участок 200 указывает на диффузию давления в плоской трещине и в перпендикулярных трещинах; и третий наклонный участок 202 указывает на диффузию давления в псевдоизотропной сети трещин. После завершения каждого цикла 122а-с характеристическая кривая 196 анализируется, а скорость закачки 114, продолжительность закачки 116 и период остановки 120 адаптируются для последующего цикла закачки 122b-d для изменения следующей характеристической кривой. Цель состоит в том, чтобы свести к минимуму продолжительность двух начальных наклонных участков 198, 200 при последующих циклах 122 закачки водного флюида 64, в результате чего наибольшая диффузия давления проходит через идеальную псевдоизотропную сеть трещин 16, которая была образована.
В варианте осуществления настоящего изобретения циклы закачки 122 охлажденного водного флюида 64 будут занимать две недели, при этом конечный цикл 124 с водным флюидом 64 и расклинивающим наполнителем 66 будет занимать всего несколько часов.
Способ 10 может применяться на отдельных интервалах законченной скважины, как показано на фиг. 2, либо когда скважина уже закончена и каждый интервал перфорирован, то есть способ будет представлять собой метод первичного гидравлического разрыва, или после того, как скважина прошла ГРП с использованием традиционных способов, в таком случае способ можно рассматривать как повторный гидроразрыв. Такой повторный гидроразрыв может обеспечить доступ к углеводородам в интервалах, имеющих мало трещин с достаточным поперечным распространением.
Основным преимуществом настоящего изобретения является то, что оно обеспечивает способ увеличения добычи углеводородов посредством проведения в скважине гидравлического разрыва, который создает изотропную сеть трещин с достаточным поперечным распространением для добычи углеводородов с использованием несейсмического процесса.
Еще одним преимуществом настоящего изобретения является то, что оно обеспечивает способ увеличения добычи углеводородов посредством проведения в скважине гидравлического разрыва, который требует использования меньшего количества насосов по сравнению с традиционными способами гидравлического разрыва.
Еще одним преимуществом настоящего изобретения является то, что оно обеспечивает способ увеличения добычи углеводородов посредством проведения в скважине гидравлического разрыва, который может использовать любые доступные водные ресурсы, даже добытую воду из соседних традиционных или нетрадиционных скважин.
Еще одним преимуществом настоящего изобретения является то, что оно обеспечивает способ увеличения добычи углеводородов посредством проведения в скважине гидравлического разрыва, который создает на интервале в скважине искусственную зону максимального нефтегазонасыщения.
Можно выполнить модификации описанного в данном документе изобретения без отступления от его объема. Например, следует понимать, что некоторые фигуры показаны в идеализированной форме и что для интерпретации графиков может потребоваться субъективная оценка, чтобы определить скорость закачки, продолжительность закачки и период остановки для последующих циклов закачки. Кроме того, в приведенном описании рассматривается заканчивание, при котором колонна НКТ цементируется в пласте, обеспечивая цементную оболочку, которая перфорируется для вскрытия пласта. Специалисту в данной области техники будет понятно, что существуют другие способы заканчивания, обеспечивающие альтернативные способы вскрытия пласта для сообщения с каналом эксплуатационной колонны. Для изоляции каждого интервала и каждой продуктивной зоны от соседних также могут быть установлены затрубные пакеры. Пласт может вскрываться с помощью полнопроходных задвижек или подвижных скользящих муфт для вскрытия участков с щелевыми отверстиями эксплуатационного хвостовика (то есть, перфорированного хвостовика), чтобы обеспечить прохождение флюидов между пластом на интервале и внутренним каналом эксплуатационной колонны.
Claims (5)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ увеличения добычи углеводородов посредством гидравлического разрыва в скважине, имеющей по меньшей мере один перфорированный интервал, вскрывающий породу в пласте на некотором интервале, причем способ включает в себя этапы закачки водной текучей среды в пласт с последующей закачкой в пласт водной текучей среды и расклинивающего наполнителя, посредством чего используется несейсмический процесс, причем осуществляют множество циклов закачки водной текучей среды с последующей закачкой водной текучей среды и объема расклинивающего наполнителя в одном цикле, при этом каждый цикл заканчивается периодом остановки;объем расклинивающего наполнителя определяют из расчета объема трещин высокой проводимости, а объем трещин высокой проводимости определяют измерением давления в скважине в зависимости- 8 037344 от закачиваемого объема водной текучей среды в начале каждого цикла;скорость закачки при закачивании водной текучей среды составляет менее 15 баррелей/мин для предотвращения ударного воздействия на пласт;водную текучую среду охлаждают перед закачкой, так что температура закачиваемой водной текучей среды в период остановки ниже чем температура пласта на интервале для обеспечения разности температур, обеспечивающей образование теплового напряжения и разрыва пласта при растяжении для образования таким образом сети трещин высокой проводимости с поперечным распространением для добычи углеводородов.
- 2. Способ по п.1, в котором скорость закачки при закачивании водной текучей среды изменяется в каждом цикле.
- 3. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором скорость закачки при закачивании водной текучей среды, продолжительность закачки, давление и продолжительность периода остановки для каждого цикла определяют из анализа параметров трещин, рассчитанных по предыдущим циклам, и в котором параметры трещин выбирают из группы, включающей один или более из объема трещин высокой проводимости, поперечного распространения трещин высокой проводимости, поверхности трещин высокой проводимости и оценки глобальной формы сети трещин.
- 4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором в одном или более циклах скорость закачки составляет менее 2 баррелей/мин.
- 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором водной текучей средой является добытая вода из другой скважины.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB1509579.7A GB2539002B (en) | 2015-06-03 | 2015-06-03 | Improvements in or relating to hydrocarbon production from shale |
| GB1509576.3A GB2539001B (en) | 2015-06-03 | 2015-06-03 | Improvements in or relating to hydrocarbon production from shale |
| GB1513655.9A GB2539056A (en) | 2015-06-03 | 2015-08-03 | Improvements in or relating to injection wells |
| PCT/GB2016/051621 WO2016193729A1 (en) | 2015-06-03 | 2016-06-02 | Thermally induced low flow rate fracturing |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201792188A1 EA201792188A1 (ru) | 2018-05-31 |
| EA037344B1 true EA037344B1 (ru) | 2021-03-16 |
Family
ID=54063072
Family Applications (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201792188A EA037344B1 (ru) | 2015-06-03 | 2016-06-02 | Термически-инициированный гидроразрыв с низкой скоростью потока |
| EA201792189A EA201792189A1 (ru) | 2015-06-03 | 2016-06-02 | Приспособление для измерения скважинного давления с высокой частотой дискретизации |
| EA201792190A EA036110B1 (ru) | 2015-06-03 | 2016-06-02 | Испытание пласта на наличие заполненных углеводородами трещин перед гидроразрывом сланца |
Family Applications After (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201792189A EA201792189A1 (ru) | 2015-06-03 | 2016-06-02 | Приспособление для измерения скважинного давления с высокой частотой дискретизации |
| EA201792190A EA036110B1 (ru) | 2015-06-03 | 2016-06-02 | Испытание пласта на наличие заполненных углеводородами трещин перед гидроразрывом сланца |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US10570730B2 (ru) |
| EP (3) | EP3303769A1 (ru) |
| CN (3) | CN107923237A (ru) |
| AU (3) | AU2016272530A1 (ru) |
| CA (3) | CA2986313A1 (ru) |
| EA (3) | EA037344B1 (ru) |
| GB (1) | GB2539056A (ru) |
| MX (3) | MX2017015000A (ru) |
| WO (3) | WO2016193729A1 (ru) |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2591207B (en) | 2016-01-18 | 2021-10-20 | Equinor Energy As | Method and apparatus for automated pressure integrity testing (APIT) |
| GB2553356A (en) | 2016-09-05 | 2018-03-07 | Geomec Eng Ltd | Improvements in or relating to geothermal power plants |
| US10753181B2 (en) | 2016-11-29 | 2020-08-25 | Conocophillips Company | Methods for shut-in pressure escalation analysis |
| GB2565034B (en) * | 2017-05-24 | 2021-12-29 | Geomec Eng Ltd | Improvements in or relating to injection wells |
| US11492899B2 (en) | 2017-05-24 | 2022-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for characterizing fractures in a subterranean formation |
| WO2019217763A1 (en) | 2018-05-09 | 2019-11-14 | Conocophillips Company | Ubiquitous real-time fracture monitoring |
| CN108708713B (zh) * | 2018-05-28 | 2019-08-09 | 成都威尔普斯石油工程技术服务有限公司 | 一种生产井产剖测井的测量工艺 |
| CN108643892B (zh) * | 2018-07-09 | 2021-08-20 | 中海艾普油气测试（天津）有限公司 | 一种测试用井下数据短传装置及其控制方法 |
| CN108952663B (zh) * | 2018-08-15 | 2019-10-18 | 中国石油大学(北京) | 采用间歇压裂方式产生复杂缝网的现场压裂方法 |
| CN109359376B (zh) * | 2018-10-10 | 2020-12-22 | 北京科技大学 | 水力压裂裂缝在页岩储层天然裂缝界面扩展判识方法 |
| CN109184654B (zh) * | 2018-10-16 | 2020-04-10 | 中国石油大学(北京) | 裂缝扩展模式识别方法和装置 |
| US10982535B2 (en) | 2019-09-14 | 2021-04-20 | HanYi Wang | Systems and methods for estimating hydraulic fracture surface area |
| CN110750918A (zh) * | 2019-11-07 | 2020-02-04 | 中国石油大学(北京) | 一种二氧化碳压裂过程中井筒温度的预测方法 |
| CN113027429A (zh) * | 2019-12-09 | 2021-06-25 | 天津大港油田圣达科技有限公司 | 一种用于监测水平井压裂液返排率的示踪技术 |
| CN112943226A (zh) * | 2019-12-11 | 2021-06-11 | 天津大港油田圣达科技有限公司 | 油水示踪剂评价水平井分段压裂效果及各段油水贡献方法 |
| CN112943227A (zh) * | 2019-12-11 | 2021-06-11 | 天津大港油田圣达科技有限公司 | 镧系络合物分段压裂示踪技术 |
| CN111271043B (zh) * | 2020-03-18 | 2021-09-21 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种油气井地应力扩容改造增产方法 |
| AU2022219975A1 (en) * | 2021-02-10 | 2023-08-31 | Conocophillips Company | Automated initial shut-in pressure estimation |
| CN115247554B (zh) * | 2021-04-27 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降温增脆多步压裂方法 |
| CN113216947B (zh) * | 2021-05-17 | 2023-01-13 | 中国石油大学(华东) | 基于监测井分布式光纤应变监测的水平井压裂过程裂缝高度确定方法 |
| CN116856895B (zh) * | 2023-07-06 | 2024-06-18 | 安徽井上天华科技有限公司 | 一种基于高频压力裂缝监测边缘计算数据处理方法 |
| CN117252127B (zh) * | 2023-11-15 | 2024-01-23 | 西南石油大学 | 一种页岩气井合理焖井时间的确定方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4660643A (en) * | 1986-02-13 | 1987-04-28 | Atlantic Richfield Company | Cold fluid hydraulic fracturing process for mineral bearing formations |
| CA2013726A1 (en) * | 1989-04-04 | 1990-10-04 | David W. Mellor | Hydraulic impedance test method |
| US20060201674A1 (en) * | 2005-03-10 | 2006-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations using low-temperature fluids |
| WO2009086279A2 (en) * | 2007-12-21 | 2009-07-09 | Services Petroliers Schlumberger | Acoustic measurements with downhole sampling and testing tools |
| EP2700785A2 (en) * | 2012-08-22 | 2014-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Natural fracture injection test |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2952449A (en) | 1957-02-01 | 1960-09-13 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
| US3285342A (en) | 1964-01-08 | 1966-11-15 | Dow Chemical Co | Well fracturing |
| US3501201A (en) | 1968-10-30 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
| US3732728A (en) * | 1971-01-04 | 1973-05-15 | Fitzpatrick D | Bottom hole pressure and temperature indicator |
| GB2050467B (en) | 1979-06-07 | 1983-08-03 | Perlman W | Fracturing subterranean formation |
| US4549608A (en) | 1984-07-12 | 1985-10-29 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing method employing special sand control technique |
| US4802144A (en) * | 1986-03-20 | 1989-01-31 | Applied Geomechanics, Inc. | Hydraulic fracture analysis method |
| US4798244A (en) * | 1987-07-16 | 1989-01-17 | Trost Stephen A | Tool and process for stimulating a subterranean formation |
| US4858130A (en) * | 1987-08-10 | 1989-08-15 | The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University | Estimation of hydraulic fracture geometry from pumping pressure measurements |
| US4834181A (en) | 1987-12-29 | 1989-05-30 | Mobil Oil Corporation | Creation of multi-azimuth permeable hydraulic fractures |
| US5170378A (en) * | 1989-04-04 | 1992-12-08 | The British Petroleum Company P.L.C. | Hydraulic impedance test method |
| US5070457A (en) * | 1990-06-08 | 1991-12-03 | Halliburton Company | Methods for design and analysis of subterranean fractures using net pressures |
| US5887657A (en) * | 1995-02-09 | 1999-03-30 | Baker Hughes Incorporated | Pressure test method for permanent downhole wells and apparatus therefore |
| EP0910725B1 (en) * | 1997-05-02 | 2003-07-30 | Baker Hughes Incorporated | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
| CA2240580C (en) | 1998-06-12 | 2001-01-16 | Roman Anthony Bilak | Apparatus and method for subterranean injection of slurried wastes |
| US6986282B2 (en) * | 2003-02-18 | 2006-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining downhole pressures during a drilling operation |
| US7389185B2 (en) | 2005-10-07 | 2008-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations with pre-existing fractures |
| US7798224B2 (en) | 2006-07-03 | 2010-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology controlled heterogeneous particle placement in hydraulic fracturing |
| US8412500B2 (en) | 2007-01-29 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation |
| RU2383727C2 (ru) | 2007-11-30 | 2010-03-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ проверки работы нефтяной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта |
| EP2334904A1 (en) * | 2008-08-08 | 2011-06-22 | Altarock Energy, Inc. | Method for testing an engineered geothermal system using one stimulated well |
| US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
| US8978764B2 (en) | 2010-12-22 | 2015-03-17 | Maurice B. Dusseault | Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
| US10001003B2 (en) | 2010-12-22 | 2018-06-19 | Maurice B. Dusseault | Multl-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
| EP2527586A1 (en) | 2011-05-27 | 2012-11-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for induced fracturing in a subsurface formation |
| WO2013050989A1 (en) | 2011-10-06 | 2013-04-11 | Schlumberger Technology B.V. | Testing while fracturing while drilling |
| US20130197810A1 (en) | 2012-01-27 | 2013-08-01 | Allan Kayser Haas | Monitoring of drinking water aquifers during possible contamination operations |
| CA2877830C (en) | 2012-06-26 | 2018-03-20 | Baker Hughes Incorporated | Methods of improving hydraulic fracture network |
| US8985213B2 (en) | 2012-08-02 | 2015-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Micro proppants for far field stimulation |
| US10436002B2 (en) | 2012-10-04 | 2019-10-08 | Texas Tech University System | Method for enhancing fracture propagation in subterranean formations |
| WO2014165375A2 (en) | 2013-04-05 | 2014-10-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of increasing fracture network complexity and conductivity |
| CN105683330B (zh) | 2013-09-11 | 2019-01-22 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于非常规储层的使用固体酸的碳酸盐基浆料压裂 |
| US9611737B2 (en) * | 2013-09-17 | 2017-04-04 | Husky Oil Operations Limited | Method for determining regions for stimulation along a wellbore within a hydrocarbon formation, and using such method to improve hydrocarbon recovery from the reservoir |
| US20170205531A1 (en) * | 2014-04-30 | 2017-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Geological modeling workflow |
| CA2946179C (en) * | 2014-06-04 | 2023-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture treatment analysis based on distributed acoustic sensing |
| AU2014396158B2 (en) * | 2014-06-04 | 2017-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining a completion design based on seismic data |
| US10385686B2 (en) * | 2014-10-28 | 2019-08-20 | Eog Resources, Inc. | Completions index analysis |
-
2015
- 2015-08-03 GB GB1513655.9A patent/GB2539056A/en not_active Withdrawn
-
2016
- 2016-06-02 WO PCT/GB2016/051621 patent/WO2016193729A1/en active Application Filing
- 2016-06-02 MX MX2017015000A patent/MX2017015000A/es unknown
- 2016-06-02 EP EP16736551.9A patent/EP3303769A1/en not_active Withdrawn
- 2016-06-02 AU AU2016272530A patent/AU2016272530A1/en not_active Abandoned
- 2016-06-02 EP EP16736550.1A patent/EP3303771A1/en not_active Withdrawn
- 2016-06-02 EA EA201792188A patent/EA037344B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2016-06-02 EP EP16736548.5A patent/EP3303768B1/en active Active
- 2016-06-02 CN CN201680030159.5A patent/CN107923237A/zh active Pending
- 2016-06-02 US US15/576,832 patent/US10570730B2/en active Active
- 2016-06-02 WO PCT/GB2016/051624 patent/WO2016193732A1/en active Application Filing
- 2016-06-02 US US15/574,695 patent/US10641089B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2016-06-02 MX MX2017014999A patent/MX2017014999A/es unknown
- 2016-06-02 CN CN201680030129.4A patent/CN108076649A/zh active Pending
- 2016-06-02 AU AU2016272529A patent/AU2016272529A1/en not_active Abandoned
- 2016-06-02 EA EA201792189A patent/EA201792189A1/ru unknown
- 2016-06-02 US US15/573,997 patent/US10570729B2/en active Active
- 2016-06-02 MX MX2017015001A patent/MX2017015001A/es unknown
- 2016-06-02 CN CN201680030166.5A patent/CN107923239A/zh active Pending
- 2016-06-02 CA CA2986313A patent/CA2986313A1/en not_active Abandoned
- 2016-06-02 CA CA2986356A patent/CA2986356A1/en not_active Abandoned
- 2016-06-02 AU AU2016272526A patent/AU2016272526A1/en not_active Abandoned
- 2016-06-02 CA CA2986355A patent/CA2986355A1/en not_active Abandoned
- 2016-06-02 EA EA201792190A patent/EA036110B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2016-06-02 WO PCT/GB2016/051625 patent/WO2016193733A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4660643A (en) * | 1986-02-13 | 1987-04-28 | Atlantic Richfield Company | Cold fluid hydraulic fracturing process for mineral bearing formations |
| CA2013726A1 (en) * | 1989-04-04 | 1990-10-04 | David W. Mellor | Hydraulic impedance test method |
| US20060201674A1 (en) * | 2005-03-10 | 2006-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations using low-temperature fluids |
| WO2009086279A2 (en) * | 2007-12-21 | 2009-07-09 | Services Petroliers Schlumberger | Acoustic measurements with downhole sampling and testing tools |
| EP2700785A2 (en) * | 2012-08-22 | 2014-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Natural fracture injection test |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3303768A1 (en) | 2018-04-11 |
| CA2986313A1 (en) | 2016-12-08 |
| US20180266227A1 (en) | 2018-09-20 |
| CN107923237A (zh) | 2018-04-17 |
| WO2016193732A1 (en) | 2016-12-08 |
| EA201792188A1 (ru) | 2018-05-31 |
| MX2017014999A (es) | 2018-11-09 |
| EA201792190A1 (ru) | 2018-05-31 |
| US10641089B2 (en) | 2020-05-05 |
| GB2539056A (en) | 2016-12-07 |
| EP3303768B1 (en) | 2020-05-27 |
| GB201513655D0 (en) | 2015-09-16 |
| EA201792189A1 (ru) | 2018-05-31 |
| WO2016193729A1 (en) | 2016-12-08 |
| US20180306029A1 (en) | 2018-10-25 |
| WO2016193733A1 (en) | 2016-12-08 |
| AU2016272526A1 (en) | 2017-12-07 |
| US20180135395A1 (en) | 2018-05-17 |
| EP3303769A1 (en) | 2018-04-11 |
| EA036110B1 (ru) | 2020-09-29 |
| CA2986355A1 (en) | 2016-12-08 |
| MX2017015000A (es) | 2018-11-09 |
| US10570730B2 (en) | 2020-02-25 |
| EP3303771A1 (en) | 2018-04-11 |
| AU2016272529A1 (en) | 2017-12-07 |
| CA2986356A1 (en) | 2016-12-08 |
| US10570729B2 (en) | 2020-02-25 |
| CN108076649A (zh) | 2018-05-25 |
| MX2017015001A (es) | 2018-11-09 |
| AU2016272530A1 (en) | 2017-12-07 |
| CN107923239A (zh) | 2018-04-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA037344B1 (ru) | Термически-инициированный гидроразрыв с низкой скоростью потока | |
| US9822626B2 (en) | Planning and performing re-fracturing operations based on microseismic monitoring | |
| US9494025B2 (en) | Control fracturing in unconventional reservoirs | |
| US9771784B2 (en) | Method for re-stimulating wells with hydraulic fractures | |
| US20150129211A1 (en) | Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales | |
| WO2017069971A1 (en) | Well re-stimulation | |
| RU2386023C1 (ru) | Способ определения давления смыкания трещины гидроразрыва | |
| AU2023202254A1 (en) | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations | |
| AU2020217344A1 (en) | Methods for estimating hydraulic fracture surface area | |
| US9777571B2 (en) | Method for determining regions for stimulation along two parallel adjacent wellbores in a hydrocarbon formation | |
| US9695681B2 (en) | Use of real-time pressure data to evaluate fracturing performance | |
| US11702931B2 (en) | Real-time well bashing decision | |
| AU2015345950B2 (en) | Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales | |
| RU2515651C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| Furui et al. | A comprehensive model of high-rate matrix acid stimulation for long horizontal wells in carbonate reservoirs | |
| Zanganeh et al. | Field Trials of the New DFIT-Flowback Analysis (DFIT-FBA) for Accelerated Estimates of Closure and Reservoir Pressure and Reservoir Productivity | |
| GB2539002A (en) | Improvements in or relating to hydrocarbon production from shale | |
| WO2016025672A1 (en) | Method of treating an underground formation featuring single-point stimulation | |
| RU2627345C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| Pyecroft* et al. | Plugless non-isolated multi-stage hydraulic fractured horizontal well experiments in the Canadian Horn River Basin | |
| US20240229630A1 (en) | System and Method for Determining Parameters corresponding to Hydraulic Connection between Monitor Well and Treatment Well | |
| RU2681758C1 (ru) | Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти | |
| GB2539001A (en) | Improvements in or relating to hydrocarbon production from shale | |
| Dozier et al. | Real-time pressure diagnostics used to improve pretreatment frac design: case studies in the Antrim Shale | |
| Bhadariya et al. | Interpretation of Hydraulic Fracture in Low Permeability Hydrocarbon Reservoirs system |
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 AZ BY KZ KG TJ TM |