RU2610473C1 - Recovery method for oil-source reservoirs by controlled hydraulic fracture - Google Patents
Recovery method for oil-source reservoirs by controlled hydraulic fracture Download PDFInfo
- Publication number
- RU2610473C1 RU2610473C1 RU2016122245A RU2016122245A RU2610473C1 RU 2610473 C1 RU2610473 C1 RU 2610473C1 RU 2016122245 A RU2016122245 A RU 2016122245A RU 2016122245 A RU2016122245 A RU 2016122245A RU 2610473 C1 RU2610473 C1 RU 2610473C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- hydraulic fracturing
- reservoir
- well
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 9
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 35
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 21
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 15
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 8
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтематеринских коллекторов с применением управляемого гидравлического разрыва пласта (ГРП).The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil source reservoirs using controlled hydraulic fracturing (hydraulic fracturing).
Известен способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид (ПАА) со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество (ПАВ) и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента – воды. В известном способе используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %: ПАА 0,1-0,5, сшиватель - ацетат хрома 0,01-0,05, вода остальное, а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций - водный раствор состава, %: неионогенное ПАВ 1,0-5,0, хлористый кальций 1,5-3,5, вода – остальное (патент РФ №2279540, кл. Е21В 43/22, опубл. 10.07 2006). A known method of regulating the development of a heterogeneous oil reservoir, including the injection into an injection well of simultaneously an aqueous solution containing polyacrylamide (PAA) with a crosslinker, and an aqueous solution containing a surface-active substance (surfactant) and calcium chloride, then injection of an aqueous solution containing surfactant and chloride calcium, and injection of a displacing agent - water. In the known method, an aqueous solution of the composition is used as an aqueous solution containing PAA with a crosslinker,%: PAA 0.1-0.5, crosslinker — chromium acetate 0.01-0.05, the rest is water, and as an aqueous solution, containing surfactant and calcium chloride - an aqueous solution of the composition,%: nonionic surfactant 1.0-5.0, calcium chloride 1.5-3.5, water - the rest (RF patent No. 2279540, CL EV 43/22, publ. July 10, 2006).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий приготовление и последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов. Согласно изобретению предварительно определяют объем закачки, закачивают первую оторочку полимерного состава в объеме 15% порового объема, в качестве первой оторочки используют состав на основе карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМЦ - 0,3-5,0, ацетат хрома - 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, причем для приготовления сшивателя используют воду с минерализацией 50-290 г/л, затем закачивают вторую оторочку порциями, чередующимися с закачкой воды с ПАВ и первой оторочкой, в качестве второй оторочки используют состав на основе ПАА со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА - 0,01-2,0, ацетат хрома 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, а затем останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью от 1 до 5 сут. Дополнительно суммарную массу концентрации второй оторочки определяют из соотношения оторочек и закачиваемой воды 1:0,5:0,5. ПАА по сухому продукту составляет 0,5-40% от количества КМЦ. Для высокопроницаемых интервалов пласта начиная, по крайней мере, со второй оторочки производят закачку регулируемого вязкоупругого состава, включающего полиакриламид, сшиватель, наполнитель и воду (патент РФ №2339803, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.11.2008 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of alignment of the injectivity profile in injection wells and limiting water inflows in production wells, including the preparation and sequential injection of polymer gel-forming compositions into the formation. According to the invention, the injection volume is preliminarily determined, the first rim of the polymer composition is pumped in a volume of 15% of the pore volume, the composition based on carboxymethyl cellulose (CMC) with a crosslinker is used as the first rim in the following ratio of components, wt.%: CMC - 0.3-5, 0, chromium acetate - 0.05-0.5, water with a salinity of 0-290 g / l - the rest, and for the preparation of a crosslinker use water with a salinity of 50-290 g / l, then the second rim is pumped in portions, alternating with the injection of water with surfactant and the first rim, as T swarm rims use a composition based on PAA with a crosslinker in the following ratio of components, wt.%: PAA - 0.01-2.0, chromium acetate 0.05-0.5, water with a salinity of 0-290 g / l - the rest, and then the well is stopped for technological exposure lasting from 1 to 5 days. Additionally, the total mass of the concentration of the second rim is determined from the ratio of the rims and the injected water 1: 0.5: 0.5. PAA dry product is 0.5-40% of the number of CMC. For high permeability formation intervals starting at least the second rim produce controlled injection of a viscoelastic composition comprising polyacrylamide, crosslinker, filler and water (RF Patent №2339803, cl E 21 B 43/22, published 27.11.20 08 -.. Prototype).
Общим недостатком известных способов является низкая эффективность при применении в слабопроницаемых нефтематеринских коллекторах. Закачка в такие слабопроницаемые коллекторы значительно затруднена, что приводит к низким коэффициентам охвата и нефтеизвлечения. Тем не менее гелеобразующий состав может быть использован для кольматации трещин ГРП.A common disadvantage of the known methods is the low efficiency when used in low-permeability oil reservoirs. The injection into such poorly permeable reservoirs is significantly difficult, which leads to low coverage and oil recovery rates. Nevertheless, the gel-forming composition can be used for the mudding of hydraulic fractures.
В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.The proposed invention solves the problem of increasing the coverage coefficient and oil recovery of oil reservoirs.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом, включающем применение в скважинах для изоляции высокопроницаемых зон и трещин закачки смеси ПАВ, ПАА, сшивателя – ацетата хрома, наполнителя и воды, остановку скважины на технологическую выдержку, отбор продукции из скважин, согласно изобретению выбирают слабопроницаемый коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, в каждой из данных скважин проводят первый ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, затем в скважины с проведенным ГРП закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное, после технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же скважинах второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, по полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении ГРП, причем количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины, после всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую скважину растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную скважину.The problem is solved in that in the method of developing oil source reservoirs by controlled fracturing, which involves the use of a mixture of surfactants, PAA, a crosslinker - chromium acetate, filler and water in wells for isolating highly permeable zones and cracks, shutting the well for technological exposure, selecting products from the wells, according to the invention selects a low-permeability reservoir with an average absolute permeability of less than 2 mD, on which vertical and / or directional wells are already drilled or used, in each The first hydraulic fracturing is carried out from these wells, during which the crack propagation zone is fixed by low-frequency seismic, then the insulation composition is pumped into the wells with hydraulic fracturing with the following ratio of components, wt.%: surfactant - 0.2-5.0, PAA - 0.005 -2.5, chromium acetate - 0.01-1.0, filler - 0.5-15.0, water with a salinity of not more than 1.5 g / l - the rest, after technological exposure for 1-10 days and the muds of the first hydraulic fracturing are injected with the injected insulation composition in the same wells of the second hydraulic fracturing, during which also low-frequency seismic records the crack propagation zone, according to the data on the propagation of cracks after the first and second hydraulic fracturing, they decide on the subsequent stages of injection of the insulating composition in these wells and hydraulic fracturing, the number of subsequent hydraulic fracturing is determined based on the reservoir coverage of the hydraulic fracturing zones of 360º in terms of around each well, after all hydraulic fracturing, the reservoir is treated by injecting into each well a solvent of insulating composition in the amount of 0.8-2.0 of the sum of the volumes previously pumped zolyatsionnyh compositions in a borehole.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Под нефтематеринскими здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые коллекторы с проницаемостью, варьирующейся в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10-6 мкм2). Небольшие прослои коллектора также могут составлять несколько единиц мД (10-3 мкм2). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.Oil source here refers to heterogeneous low-permeability reservoirs with permeability varying from a few units to several hundred mcD (10 -6 μm 2 ). Small interbeds of the reservoir may also be several units of MD (10 −3 μm 2 ). An example of such collectors is domanic deposits on the territory of the Republic of Tatarstan.
На нефтеотдачу нефтематеринских нефтяных коллекторов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки. Основным объектом воздействия для повышения нефтеотдачи является скелет породы – повышение его проницаемости. Для этого широкое применение нашли технологии ГРП. Для карбонатных коллекторов – кислотные ГРП. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные коллекторы с достижением максимального охвата за счет ГРП. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.The oil recovery of oil source oil reservoirs is significantly influenced by the effectiveness of the development system being created. The main object of influence to increase oil recovery is the skeleton of the rock - increasing its permeability. For this, hydraulic fracturing technologies are widely used. For carbonate reservoirs - acid fracturing. However, existing technical solutions do not fully allow the efficient development of these reservoirs with maximum coverage due to hydraulic fracturing. The proposed invention solves the problem of increasing the coverage coefficient and oil recovery of oil reservoirs.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке нефтематеринского слабопроницаемого коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет менее 2 мД, бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины. В каждой из данных выбранных скважин проводят первый по одной из известных технологий ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. In the area of the oil source low permeability reservoir, the average absolute permeability of which is less than 2 mD, they drill or use already drilled vertical and / or directional wells. The first one of the well-known hydraulic fracturing technologies is carried out in each of these selected wells, during which the crack propagation zone is fixed by the low-frequency seismic method.
Как известно, трещины ГРП распространяются вдоль векторов максимальных напряжений коллектора. Поэтому для вертикальных и/или наклонно-направленных скважин трещины ГРП пойдут по обе стороны от ствола в зависимости от векторов напряжений, при этом в остальных направлениях коллектор останется не охваченным воздействием. Определить, куда пошли трещины ГРП, легче всего методом низкочастотной сейсмики, которая проводится в процессе ГРП. Для того чтобы создать трещины вокруг скважины во всех направлениях, необходимо предварительно изолировать уже созданные трещины. Поэтому после проведения первого ГРП в данные скважины закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: As is known, hydraulic fractures propagate along the vectors of maximum reservoir stresses. Therefore, for vertical and / or directional wells, hydraulic fractures will go on both sides of the well depending on the stress vectors, while in other directions the reservoir will remain unaffected. It is easiest to determine where the hydraulic fracturing went, using the low-frequency seismic method, which is carried out during hydraulic fracturing. In order to create cracks around the well in all directions, it is necessary to pre-isolate already created cracks. Therefore, after the first hydraulic fracturing, the insulation composition is pumped into these wells with the following ratio of components, wt.%:
- ПАВ – 0,2-5,0, - surfactant - 0.2-5.0,
- ПАА – 0,005-2,5, - PAA - 0.005-2.5,
- ацетат хрома – 0,01-1,0, - chromium acetate - 0.01-1.0,
- наполнитель – 0,5-15,0,- filler - 0.5-15.0,
- вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное.- water with a salinity of not more than 1.5 g / l - the rest.
В качестве наполнителя используют мел, тальк, древесную муку, глинопорошок, сломель и/или др. компоненты. Необходимость добавления наполнителя связано с достаточно высокой проницаемостью трещин ГРП.Chalk, talc, wood flour, clay powder, cracker and / or other components are used as filler. The need to add filler is associated with a sufficiently high permeability of hydraulic fractures.
Далее проводят технологическую выдержку в течение 1-10 сут. Согласно исследованиям указанное соотношение компонентов наиболее эффективно кольматирует трещины в большинстве коллекторов. Время схватывания состава не превышает 10 сут и зависит от температуры и пластового давления, однако при выдержке менее 1 сут состав не успевает загустеть до максимальной своей кондиции. Next, carry out technological exposure for 1-10 days. According to studies, the specified ratio of components most effectively clogs cracks in most reservoirs. The setting time of the composition does not exceed 10 days and depends on temperature and reservoir pressure, however, when aged for less than 1 day, the composition does not have time to thicken to its maximum condition.
После кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же скважинах второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Ввиду того что трещины первого ГРП были закольматированы, при втором ГРП трещины пойдут в другом направлении. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки указанного изоляционного состава для кольматации трещин и проведении ГРП. Количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины.After the collapse of the fractures of the first hydraulic fracturing is completed, the injected insulation composition is carried out in the same wells of the second hydraulic fracturing, during which the crack propagation zone is also recorded using the low-frequency seismic technique. Due to the fact that the cracks of the first hydraulic fracturing were colmatized, with the second hydraulic fracturing the cracks will go in the other direction. Based on the data on the propagation of cracks after the first and second hydraulic fracturing, a decision is made to conduct the following stages of injection of the indicated insulation composition in these wells for mudding of the fractures and hydraulic fracturing. The number of subsequent hydraulic fracturing is determined based on the coverage of the reservoir with hydraulic fracture zones of 360 ° in the plan around each well.
После всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую из данных скважин растворителя изоляционного состава в объеме по V=(0,8-2,0)·Q, где Q – сумма объемов закачанных ранее изоляционных составов в соответствующую скважину. Согласно исследованиям при объеме V<0,8·Q растворителя не хватает, чтобы растворить изоляционный состав в трещинах ГРП, а при V>2,0·Q закачка экономически не целесообразна. В качестве растворителя применяют воду, формамид, уксусную или муравьиную кислоты, диметилсульфоксид.After all hydraulic fracturing, the reservoir is treated by injection into each of these wells of a solvent of an insulating composition in a volume of V = (0.8-2.0) · Q, where Q is the sum of the volumes of previously pumped insulating compounds into the corresponding well. According to studies with a volume of V <0.8 · Q, the solvent is not enough to dissolve the insulating composition in hydraulic fractures, and at V> 2.0 · Q injection is not economically feasible. The solvent used is water, formamide, acetic or formic acid, dimethyl sulfoxide.
Далее скважины пускают в добычу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтематеринского коллектора.Further, the wells are put into production. Development is carried out until the full economically viable development of the oil source reservoir.
Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.The result of the implementation of this method is to increase the coefficient of coverage and oil recovery of oil reservoirs.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. На участке нефтематеринского слабопроницаемого карбонатного коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет 2 мД, залегающего на глубине 1600 м с пластовой температурой 32ºС и пластовым давлением 15 МПа, мощностью 30 м, бурят пять наклонно-направленных скважин – пятиточечный элемент с расстоянием между скважинами 300 м. В каждой из данных скважин проводят первый кислотный ГРП по традиционной технологии с использованием 21%-ного раствора соляной кислоты. Во время ГРП методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Для этого датчики размещают на дневной поверхности на расстоянии от скважины в радиусе до 1 км. Было выявлено, что направление трещин первого ГРП во всех скважинах северо-западно – юго-восточное. Example 1. On the site of the oil source low-permeability carbonate reservoir, the average absolute permeability of which is 2 mD, occurring at a depth of 1600 m with a reservoir temperature of 32 ° C and a reservoir pressure of 15 MPa, a capacity of 30 m, five directional wells are drilled - a five-point element with a distance between wells 300 m. In each of these wells, the first acid fracturing is carried out according to traditional technology using a 21% hydrochloric acid solution. During hydraulic fracturing, the zone of crack propagation is recorded by the low-frequency seismic method. To do this, the sensors are placed on the surface at a distance from the well in a radius of 1 km. It was revealed that the direction of the fractures of the first hydraulic fracturing in all wells is northwest - southeast.
После проведения первого ГРП во все пять скважин закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: After the first hydraulic fracturing, the insulation composition is pumped into all five wells with the following ratio of components, wt.%:
- ПАВ – 5,0, - surfactant - 5.0,
- ПАА – 2,5, - PAA - 2.5,
- ацетат хрома – 1,0, - chromium acetate - 1.0,
- наполнитель – 15,0,- filler - 15.0,
- вода с минерализацией 1,5 г/л – остальное.- water with a salinity of 1.5 g / l - the rest.
В качестве поверхностно-активного вещества используют водорастворимый ПАВ – НЕОНОЛ марки АФ9-12 с концентрацией 0,5%, в качестве полиакриламида – Alkoflood 1175, водный раствор ацетата хрома, являющийся сшивателем в данном составе, используют по ТУ 6-0200209912-7000. В качестве наполнителя используют древесную муку.A water-soluble surfactant, NEONOL, grade AF 9-12, with a concentration of 0.5%, is used as a surfactant, Alkoflood 1175 as a polyacrylamide, an aqueous solution of chromium acetate, which is a crosslinker in this composition, is used according to TU 6-0200209912-7000. As a filler, wood flour is used.
Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 сут. После кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же пяти скважинах аналогичным образом второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Было выявлено, что направление трещин второго ГРП во всех скважинах западно–восточное. Then carry out technological exposure for 1 day. After the fissure of the first hydraulic fracturing is collated, the injected insulation composition is carried out in the same five wells in the same way as the second hydraulic fracturing, during which the crack propagation zone is also recorded by the low-frequency seismic method. It was revealed that the direction of the fractures of the second hydraulic fracturing in all wells is west-east.
Принимают решение о необходимости проведении в данных пяти скважинах последующих этапов закачки указанного изоляционного состава и проведении ГРП. В результате направления трещин третьего ГРП северо–южное, четвертого ГРП северо-восточно – юго-западное.Decide on the need for the subsequent stages of injection of the indicated insulation composition in these five wells and hydraulic fracturing. As a result of the direction of the cracks of the third hydraulic fracturing, north-south, of the fourth hydraulic fracturing, northeast-southwest.
В результате четырех ГРП с соответствующей закачкой изоляционного состава перед каждым ГРП, кроме первого, охват коллектора трещинами ГРП составил 360º в плане вокруг каждой из пяти скважин. Общий объем закачанного изоляционного состава в каждую скважину – Q=240-290 м3.As a result of four hydraulic fracturing with the corresponding injection of insulating composition in front of each hydraulic fracturing, except the first, the reservoir coverage by hydraulic fractures was 360º in plan around each of the five wells. The total volume of injected insulation composition in each well is Q = 240-290 m 3 .
После всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую из пяти скважин растворителя изоляционного состава с соответствующим объемом V=2,0·Q= 480-580 м3. В качестве растворителя применяют 7%-ную уксусную кислоту.After all hydraulic fracturing, the reservoir is treated by injection into each of the five wells of a solvent of an insulating composition with the corresponding volume V = 2.0 · Q = 480-580 m 3 . As a solvent, 7% acetic acid is used.
Далее центральную скважину пускают под нагнетание воды, а четыре окружающие скважины – в добычу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтематеринского слабопроницаемого карбонатного коллектора.Next, the central well is launched under water injection, and the four surrounding wells are put into production. The development is carried out until the full economically viable development of the oil source section of the poorly permeable carbonate reservoir.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор имеет иные геолого-физические характеристики. Используют одну пробуренную вертикальную скважину, на которой проводят два ГРП. В результате первого получают сеть трещин, охватывающих северо-западно – юго-восточное и северо-южное направления, а в результате второго ГРП – северо-восточно – юго-западное и восточно-западное направления. После проведения первого ГРП, в данную скважину закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2, ПАА – 0,005, ацетат хрома – 0,01, наполнитель – 0,5, вода с минерализацией 1 г/л – остальное. В качестве наполнителя используют мел. После закачки проводят технологическую выдержку в течение 10 сут. Общий объем закачанного изоляционного состава в данную скважину составил Q=120 м3. После двух ГРП проводят обработку коллектора закачкой растворителя изоляционного состава в объеме V=0,8·Q=96 м3. Затем скважину пускают в добычу.Example 2. Perform as example 1. The reservoir has other geological and physical characteristics. One drilled vertical well is used, on which two hydraulic fracturing is carried out. As a result of the first, a network of cracks is obtained covering the northwest - south-east and north-south directions, and as a result of the second hydraulic fracturing - north-east - south-west and east-west directions. After the first hydraulic fracturing, an insulation composition is pumped into this well with the following ratio of components, wt.%: Surfactant - 0.2, PAA - 0.005, chromium acetate - 0.01, filler - 0.5, water with a salinity of 1 g / l - the rest. Chalk is used as a filler. After the injection, technological exposure is carried out for 10 days. The total volume of injected insulation composition in this well was Q = 120 m 3 . After two hydraulic fracturing, the collector is treated by injection of an insulating solvent in a volume of V = 0.8 · Q = 96 m 3 . Then the well is put into production.
В результате разработки участка, которую ограничили достижением обводненности скважин 98%, было добыто 424,6 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,623 д. ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) – 0,193 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 290,4 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,425 д. ед., КИН – 0,132 д. ед. Прирост коэффициента охвата по предлагаемому способу – 0,198 д. ед., КИН – 0,061 д. ед.As a result of the development of the site, which was limited to achieving a water cut of 98%, 424.6 thousand tons of oil were produced, the coverage coefficient was 0.623 units, the oil recovery coefficient (CIN) was 0.193 units. According to the prototype, ceteris paribus, 290.4 thousand tons of oil was produced, the coverage coefficient was 0.425 units, the recovery factor was 0.132 units. The increase in the coverage ratio according to the proposed method is 0.198 d.U., CIN - 0.061 d.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициенты охвата и нефтеизвлечения нефтематеринских слабопроницаемых коллекторов за счет применения управляемого ГРП.The proposed method allows to increase the coefficients of coverage and oil recovery of oil source low permeability reservoirs through the use of controlled hydraulic fracturing.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the coverage coefficient and oil recovery of oil source reservoirs.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016122245A RU2610473C1 (en) | 2016-06-06 | 2016-06-06 | Recovery method for oil-source reservoirs by controlled hydraulic fracture |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016122245A RU2610473C1 (en) | 2016-06-06 | 2016-06-06 | Recovery method for oil-source reservoirs by controlled hydraulic fracture |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2610473C1 true RU2610473C1 (en) | 2017-02-13 |
Family
ID=58458521
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016122245A RU2610473C1 (en) | 2016-06-06 | 2016-06-06 | Recovery method for oil-source reservoirs by controlled hydraulic fracture |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2610473C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713047C1 (en) * | 2019-03-04 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation |
| RU2797766C1 (en) * | 2022-06-03 | 2023-06-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ИСКО" (ООО "ИСКО") | Method for limiting water inflow in producing oil wells and levelling the injectivity profile, reducing injectivity in injection wells |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4830106A (en) * | 1987-12-29 | 1989-05-16 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous hydraulic fracturing |
| RU2003789C1 (en) * | 1992-02-17 | 1993-11-30 | го Владимир Викторович Шел | Method of exploitation of oil field |
| RU2230890C1 (en) * | 2003-02-21 | 2004-06-20 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Method for oil reservoir extraction |
| RU2339803C2 (en) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
-
2016
- 2016-06-06 RU RU2016122245A patent/RU2610473C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4830106A (en) * | 1987-12-29 | 1989-05-16 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous hydraulic fracturing |
| RU2003789C1 (en) * | 1992-02-17 | 1993-11-30 | го Владимир Викторович Шел | Method of exploitation of oil field |
| RU2230890C1 (en) * | 2003-02-21 | 2004-06-20 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Method for oil reservoir extraction |
| RU2339803C2 (en) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713047C1 (en) * | 2019-03-04 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation |
| RU2797766C1 (en) * | 2022-06-03 | 2023-06-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ИСКО" (ООО "ИСКО") | Method for limiting water inflow in producing oil wells and levelling the injectivity profile, reducing injectivity in injection wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2846045C (en) | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same | |
| US9938810B2 (en) | Conductivity enhancement of complex fracture networks in subterranean formations | |
| RU2496001C1 (en) | Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| US10767474B2 (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| RU2708746C1 (en) | Method for proppant multistage hydraulic fracturing of oil formation | |
| RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
| CN108048071B (en) | Chemical yield increasing liquid for low-permeability reservoir and preparation method thereof | |
| CN106337676A (en) | Fracturing method for coal bed gas reservoir | |
| CN111058824B (en) | Temporary plugging and shunting acidification method for strong heterogeneous sandstone reservoir through sieve tube | |
| RU2610473C1 (en) | Recovery method for oil-source reservoirs by controlled hydraulic fracture | |
| Nurmi et al. | Improving Alkali Polymer Flooding Economics by Capitalizing on Polymer Solution Property Evolution at High pH | |
| US10125308B1 (en) | Saltwater-based fracturing fluid | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2627799C1 (en) | Recovery method for oil-source reservoirs by the controlled multi-stage hydraulic fracture | |
| RU2713047C1 (en) | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2579095C1 (en) | Method of developing low-permeability oil reservoirs | |
| RU2459939C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2551571C1 (en) | Method to develop oil pool | |
| RU2295029C1 (en) | Method for processing face-adjacent zone of bed | |
| RU2633466C1 (en) | Method for stabilising intake capacity profile of pressure well (versions) | |
| Nieves et al. | Field application of relative permeability modifier in Venezuela | |
| RU2608103C1 (en) | Method of isolation of gas coming from the gas cap to the oil deposit |