RU2613713C1 - Способ разработки нефтеносного пласта - Google Patents
Способ разработки нефтеносного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2613713C1 RU2613713C1 RU2016112172A RU2016112172A RU2613713C1 RU 2613713 C1 RU2613713 C1 RU 2613713C1 RU 2016112172 A RU2016112172 A RU 2016112172A RU 2016112172 A RU2016112172 A RU 2016112172A RU 2613713 C1 RU2613713 C1 RU 2613713C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- horizontal
- hydraulic
- distance
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 95
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 95
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 81
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 23
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 56
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 13
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 208000006670 Multiple fractures Diseases 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000003486 chemical etching Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B43/25—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
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
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
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений вторичным методом. Способ разработки нефтеносного пласта содержит бурение и чередование через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, рядов горизонтальных эксплуатационных и рядов горизонтальных нагнетательных скважин. Горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин. В обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на втором расстоянии друг от друга и обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом. Через порты гидроразрыва осуществляют многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных и нагнетательных скважинах таким образом, что вдоль каждой скважины перпендикулярно направлению ствола скважины образуются трещины гидроразрыва. Трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на третье расстояние. Вводят в эксплуатацию скважины путем закачки жидкости в нагнетательные скважины с регулированием расхода и/или объема закачиваемой жидкости таким образом, чтобы давление закачки было ниже давления гидроразрыва. Технический результат заключается в обеспечении максимального извлечения углеводородов на месторождении, максимизации коэффициента продуктивности. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработках месторождений вторичным методом, таким как заводнение (или иными методами поддержания пластового давления), предусматривающих бурение и заканчивание горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта в нефтеносных коллекторах низкой и средней проницаемости (k<100 мД).
Решающее значение для оптимизации добычи углеводородов и извлечения запасов имеет конструктивная схема оснащения скважин, включающая в себя гидроразрывы пласта (ГРП), оборудование ствола скважины, положение, азимутальную ориентацию и расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами.
В настоящее время применяют различные сетки (5-, 7-, 9-точечные) вертикальных добывающих-нагнетательных скважин и их модификации, включающие вертикальные скважины, вертикальные скважины с ГРП и эксплуатационные горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта (ГСМГРП).
С целью достижения лучшего коэффициента извлечения углеводородов рассматривался также ряд потенциальных схем разработки с закачкой воды в пласт, привязанных к азимуту распространения трещин.
Так, в SPE 162031 (I.S. Afanasiev с соавт., «Analysis of multiple fracture horizontal well application of Priobskoe field», ROGEPT Conference and Exhibition, 16-18 октября 2012 г.) описан прямой линейный режим заводнения с ориентацией ГСМГРП вдоль предпочтительной плоскости разрыва (расположение скважин и трещин ГРП выравнены по максимальному горизонтальному напряжению σмакс.). В данном случае ГСМГРП предусматривает размещение множественных продольных трещин ГРП, разнесенных через определенные интервалы вдоль горизонтального участка скважины. Вертикальные нагнетательные скважины бурят и заканчивают с ГРП в одном ряду на удалении от ряда добывающих скважин. ГРП в нагнетательных скважинах может быть преднамеренным или непреднамереным, возникающим при закачке воды, если закачку осуществляют при пластовых давлениях выше градиента ГРП.
В ряду нагнетательных скважин располагаются дополнительные вертикальные эксплуатационные скважины, которые также подвергаются ГРП, но на более позднем этапе разработки пласта их переоборудуют под нагнетательные скважины.
Расположение трещин в ГСМГРП и нагнетательных скважинах прямо не контролируется, и не предъявляется также особых требований к точному интервалу между разрывами. В особенности это верно для систем оснащения горизонтальных скважин с необсаженным стволом, в которых горизонтальный участок скважины не цементируется. Отсутствуют специальные требования к пакерам необсаженных скважин, расставляемым между портами ГРП.
Со снижением проницаемости пласта при механизме вторичной добычи (например, заводнении) скважина описанной выше схемы становится менее эффективной, и начальный дебит ниже по сравнению с ГСМГРП с перпендикулярно ориентированными трещинами ГРП.
Известна также схема (Н.А. Веремко, «Совершенствование разработки объектов Западной Сибири системой горизонтальных скважин с применением многозонного ГРП», презентация Московской секции SPE ОАО «Лукойл», 7 февраля 2012 г.), представляющая собой вариант ГСМГРП с несколькими перпендикулярными многоступенчатыми трещинами ГРП на некотором расстоянии друг от друга вдоль горизонтального ствола. Схема дополнительно предусматривает вертикальные нагнетательные скважины и может предусматривать дополнительные вертикальные эксплуатационные скважины, в том числе с ГРП, в ряду нагнетательных скважин на определенном расстоянии от ряда эксплуатационных скважин.
Эта схема разработки месторождения представляет собой общепринятый подход замены существующей схемы разработки месторождения с вертикальными скважинами с ГРП на схему ГСМГРП, в которой ряд вертикальных скважин с ГРП расположен между ГСМГРП. Между нагнетательными скважинами могут оставаться вертикальные или вертикальные эксплуатационные скважины с ГРП, которые на последующих этапах разработки месторождения полностью или частично преобразуются в нагнетательные скважины.
Расположение трещин ГРП в ГСМГРП и нагнетательных скважинах прямо не контролируется, не предъявляется также особых требований к точному расстоянию между трещинами. В особенности это верно для систем оснащения горизонтальных скважин с необсаженным стволом, в которых горизонтальный участок скважины не цементируется. Отсутствуют специальные требования к пакерам необсаженных скважин, расставляемым между портами ГРП.
В вышеупомянутой схеме ожидается высокий начальный дебит. Недостаток схемы состоит в недостаточности мер поддержания пластового давления, в результате чего пластовое давление быстро снижается с соразмерным уменьшением дебита на последующих этапах. Весьма вероятен прорыв воды в добывающую скважину из нагнетательных скважин, если при нагнетании не будет принято мер для непревышения давления ГРП.
Иная известная схема разработки, сопряженная со знанием механических свойств породы и геомеханики, описана в патенте РФ 2515628 C1. Способ основан на знаниях о состоянии напряжений в Западной Сибири, где горизонтальные внутрипластовые напряжения мало различаются по величине 
, создавая среду с низкой анизотропией при начальных пластовых условиях. С целью максимального вытеснения углеводородов нагнетаемой водой в данном способе момент перевода скважин в режим нагнетания привязан к изменению пластового давления за период эксплуатации и нагнетания.
Недостаток способа состоит в сложности подземной структуры и ее моделирования в реалистичных условиях с воспроизводимостью состояния нагнетательных скважин, в которых нагнетание воды осуществляется выше давления ГРП.
Для ряда вышеупомянутых и других проанализированных схем размещения скважин, где ГСМГРП применяется для разработки месторождения или сектора, сложность состоит в оптимизации суммарной нефтеотдачи при регулировании начального и конечного дебита.
Целью настоящего изобретения являются создание способа и схемы разработки нефтеносных пластов с применением ГСМГРП, устраняющих отмеченные выше недостатки существующих схем.
Технический результат настоящего изобретения заключается в обеспечении максимального извлечения углеводородов на месторождении или секторе месторождения как на начальном, так и на последующих этапах, путем создании наилучшего контакта с пластом за счет вертикального и поперечного охвата низкопроницаемых нефтегазоносных зон, а также в обеспечении максимизации соотношения добычи и закачки, другими словами, максимизации коэффициента продуктивности, за счет обеспечения минимального требуемого падения давления (в эксплуатационных скважинах) и минимального давления закачки (в нагнетательных скважинах). Способ также обеспечивает наименьший риск преждевременного прорыва воды в добывающую скважину и возможность регулирования нагнетания воды, а также возможность повторного ГРП в оснащенной скважине, если такая потребность возникнет на более позднем этапе ее эксплуатации.
В соответствии с предлагаемым способом в пласте бурят ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин, при этом горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте. Ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин чередуют через один ряд и размещают на первом расстоянии друг от друга.
В обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом и расположенных на втором расстоянии друг от друга.
Через порты гидроразрыва пласта осуществляют многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных скважинах и в нагнетательных скважинах таким образом, что вдоль каждой эксплуатационной скважины и вдоль каждой нагнетательной скважины перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин образуются трещины гидроразрыва, расположенные на втором расстоянии друг от друга, причем трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на третье расстояние.
Вводят в эксплуатацию эксплуатационные и нагнетательные скважины путем закачки жидкости в нагнетательные скважины с регулированием расхода и/или объема закачиваемой жидкости таким образом, чтобы давление закачки было ниже давления гидроразрыва.
В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения порты гидроразрыва пласта выполнены с возможностью многократного открытия и закрытия, и регулирование расхода закачиваемой жидкости осуществляют посредством открытия и закрытия портов гидрооразрыва пласта.
В соответствии с еще одним из вариантов осуществления изобретения трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на половину расстояния между трещинами.
В соответствии с одним из вариантом осуществления изобретения в случае оснащения необсаженной скважины каждый порт гидроразрыва пласта устанавливают между двумя пакерами гидроразрыва таким образом, что расстояние между двумя пакерами по меньшей мере в двадцать раз меньше расстояния между портами.
Порты гидроразрыва пласта открывают и закрывают посредством гибкой трубы ГНКТ, жесткого кабеля и/или кабельно-канатного подъемника.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведен пример схемы разработки месторождения в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения; на фиг. 2 показан пример размещения портов ГРП в горизонтальном необсаженном стволе скважины ГСМГРП; на фиг. 3 приведен пример размещения портов ГРП в цементированном горизонтальном обсаженном стволе скважины ГСМГРП; на фиг. 4 приведен пример графиков профилей добычи и содержания пластовой воды для ГСМГРП, соответствующих изобретению и известным способам.
Гидроразрыв пласта (ГРП) - это основной способ повышения производительности скважины путем создания высокопроницаемых искусственных трещин между стволом скважины и коллектором. Обычные способы ГРП в общем случае подразделяют на кислотные, в которых проницаемая трещина создается химическим травлением, и расклиненные, в которых проницаемость поддерживается проппантами, которые могут быть искусственными (керамическими, глиноземными, пластмассовыми или из иных материалов) или естественными (из кварцевого песка). Проводимость достигают главным образом подбором проппантов нужной концентрации, размера и качественных свойств, либо созданием практически бесконечного числа каналов между проппантными кластерами в трещине. Предлагаемый способ применим для всех видов проводимых ГРП.
Изобретение предполагает схему разработки месторождения, включающую в себя скважины с заканчиванием ГСМГРП. ГСМГРП состоит из горизонтальных стволов скважин, содержащих множество трещин ГРП вдоль горизонтального участка скважин. Расположение трещин ГРП зависит от азимута минимального горизонтального напряжения и положения горизонтального ствола скважины по отношению к минимальному горизонтальному напряжению. Существуют различные варианты заканчивания, обеспечивающие создание трещин ГРП в пласте. Основное различие проводится между скважинами с необсаженным стволом и скважинами с цементированным горизонтальным стволом.
Согласно описываемому способу, в нефтеносном пласте бурят ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин, при этом горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин.
Ряды нагнетательных и эксплуатационных скважин чередуют и размещают на определенном (далее называемом первым) расстоянии друг от друга.
Горизонтальные стволы нагнетательных и эксплуатационных скважин размещают по направлению минимального горизонтального напряжения пласта, то есть параллельно минимальному горизонтальному напряжению в пласте или под углом, близким к нему, так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин. Такое размещение обеспечивает заложение трещин ГРП в эксплуатационных и в нагнетательных скважинах при начальном заканчивании скважин с ГСМГРП перпендикулярно горизонтальному стволу, что позволяет увеличить производительность скважин на начальном этапе и высокий коэффициент извлечения углеводородов. Угол между направлением минимального горизонтального напряжения и направлением рядов горизонтальных стволов скважин зависит от свойств пород, слагающих пласт, пластового давления и мощности пласта и представляет собой острый угол не более 20° к направлению минимального горизонтального напряжения.
Затем в обсадных колоннах, установленных в нагнетательных скважинах и эксплуатационных скважинах, создают в каждой по меньшей мере два порта многостадийного ГРП, расположенных на определенном (далее называемым вторым) расстоянии друг от друга. Порты ГРП обеспечивают сообщение между скважинами и пластом и могут быть рассчитаны на многократное открытие и закрытие. Многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных и нагнетательных скважинах осуществляют через порты ГРП так, чтобы вдоль каждой горизонтальной эксплуатационной скважины и каждой горизонтальной нагнетательной скважины образовывались трещины ГРП перпендикулярно направлению горизонтального ствола скважины.
План разработки месторождения обычно предусматривает бурение скважин в особой конфигурации, так называемой схеме, расположение и количество эксплуатационных и нагнетательных скважин для которой выбирают согласно проекту повышения нефтеотдачи. Схему разрабатывают на основе расположения существующих скважин, размера и формы пласта, свойств породы, пластовых флюидов, себестоимости новых скважин и увеличения нефтеотдачи для различных возможных конфигураций нагнетательных и эксплуатационных скважин в схеме.
Расстояние между трещинами ГРП и соответственно портами и количество трещин подбирают с учетом конкретных свойств пласта (проницаемости и пористости), а также типа (цементированная или нецементированная) и длины скважины. В среднем обычно создают семь-восемь трещин, для чего устанавливают соответствующее количество портов, однако количество трещин может достигать 15-20 и даже больше.
Расстояние между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин подбирают с учетом конкретных свойств пласта (проницаемости и пористости) и особенности трещин гидроразрывов (длины, проводимости).
Распространенные схемы закачки воды - прямое линейное заводнение, шахматнорядное площадное заводнение, двухточечная схема, трехточечная схема, четырехточечная схема, пятиточечная схема, семиточечная схема и девятиточечная схема. Схемы называют нормальными или регулярными в тех случаях, когда каждая из них включает в себя только одну эксплуатационную скважину. Схемы называются обращенными, когда каждая из схем включает в себя только одну нагнетательную скважину.
На фиг. 1 приведен пример осуществления изобретения, представляющий собой прямую линейную схему заводнения, полученную в результате осуществления описываемого способа и имеющую два ряда эксплуатационных скважин и один ряд нагнетательных скважин, расположенный между двумя рядами эксплуатационных скважин.
Каждая эксплуатационная скважина 1 в двух рядах эксплуатационных скважин снабжена несколькими перпендикулярными трещинами многостадийного ГРП (f1, f2…fn), имеющими длину 2. Трещины ГРП расположены на определенном (втором) расстоянии 3 друг от друга вдоль всей длины 4 горизонтального ствола скважины.
Каждая нагнетательная скважина 5 в ряду нагнетательных скважин также снабжена несколькими перпендикулярными трещинами многостадийного ГРП (f1, f2…fn), имеющими длину 6. Длина 6 каждой трещины ГРП каждой нагнетательной скважины равна длине 2 каждой трещины ГРП каждой эксплуатационной скважины. Трещины ГРП расположены на расстоянии 7 вдоль длины 8 горизонтального ствола скважины, расстояние 7 равно расстоянию 3 между трещинами ГРП в эксплуатационных скважинах. Ряд нагнетательных скважин 5 расположен на расстоянии 9 относительно каждого ряда эксплуатационных скважин 1.
В нагнетательных скважинах 5 трещины ГРП смещены относительно трещин ГРП эксплуатационных скважин 1 на расстояние 10 во избежание наложения гидроразрывов из обоих видов скважин.
Это достигается следующим образом:
- цементируют скважины и осуществляют перфорацию или гидропескоструйную перфорацию, создавая сквозные отверстия в обсадной колонне и цементе, выходящие в пласт в точно намеченном месте горизонтальных скважин, либо
- установливают в обсадной колонне необсаженного ствола скважины порты ГРП в точно определенном месте. Порты ГРП изолируются от остальной части горизонтального ствола скважины пакерами для открытых скважин, размещаемыми на малом расстоянии от порта ГРП.
Таким образом обеспечивают точное размещение инициируемых и создаваемых трещин ГРП в горизонтальном стволе скважины, а следовательно, исключают прямое соединение трещин ГРП из эксплуатационных и нагнетательных скважин, что сводит к минимуму риск раннего прорыва воды в эксплуатационную скважину.
Длину 2 трещин ГРП, расстояние 7 между трещинами и расстояние 9 между рядами скважин обычно оптимизируют с учетом горизонтальной проницаемости. Трещины ГРП в горизонтальном участке нагнетательных скважин располагают со смещением относительно трещин ГРП в горизонтальных участках эксплуатационных скважин приблизительно на половину расстояния между трещинами ГРП в стволе скважины. В применяемых в настоящее время схемах данный фактор не контролируется, ввиду чего трещины ГРП из нагнетательных скважин могут оказываться на малом расстоянии от трещин ГРП из эксплуатационных скважин, а значит и соединяться с ними, приводя к раннему прорыву воды в эксплуатационную скважину.
Для создания трещин используют устанавливаемые в стволах скважин порты ГРП. Порты ГРП, используемые в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения, допускают многократное открытие и закрытие по мере необходимости. Закрытие и открытие портов выполняют специализированными инструментами, вводимыми посредством гибкой трубы ГНКТ или кабельно-канатного подъемника. В отрасли применяются порты ГРП многочисленных изготовителей, описанные в литературе (заявка на патент США №20140332228; заявка на патент США №20110204273; IPTC-18104 «Case Study: A challenging Large-scale fracturing in Sichuan basin», Yuan F. с соавт., дек. 2014 г.; SPE163935 «Reducing Water Volume in Multistage Fracturing Using sliding Sleeves and CT deployed resettable frac Isolation», Schlosser D. с соавт., март 2013 г.; «Hydraulic Fracturing innovations target strategic fracture placement, re-fracturing of existing wells for next bump in recovery», Katie Mazerov, Drilling Contractor, 27/01/2015, проспект Schlumberger «Reclosable frac Sleeve» http://www.slb.com/~/media/Files/stimulation/product_sheets/broadband_broadban d_reclosable_fracturing_sleeve_ps.pdf, 2014).
В других случаях порты могут быть закрыты посредством цементирования, установки накладок на обсадные трубы или иными известными методами.
В случае оснащения необсаженной скважины (фиг. 2) порт 11 ГРП размещают на трубе 13 между двумя внешними пакерами 12 ГРП для обеспечения инициирования трещины разрыва в определенной точке горизонтального ствола скважины и управления положением трещины ГРП. Порты в нагнетательных и эксплуатационных скважинах размещают таким образом, чтобы трещины ГРП, образующиеся в нагнетательных скважинах, были смещены относительно трещин ГРП эксплуатационных скважин на третье расстояние.
Расстояние 14 между пакерами ГРП, размещаемыми рядом с портом 11, является небольшим (приблизительно 2-5 м) по сравнению с расстоянием 16 между портами ГРП и, соответственно, расстоянием 15 до следующего пакера необсаженной скважины на следующем порту ГРП (приблизительно больше 100 м). Предпочтительно расстояние между двумя пакерами меньше расстояния между портами по меньшей мере в двадцать раз. Расстояние 16 между портами 11 определяет расстояние между трещинами 17 гидроразрыва 
в горизонтальном стволе скважины. Это позволяет также выбирать положение повторного гидроразрыва в ходе эксплуатации скважины. То же верно и для нагнетательных скважин и их портов ГРП.
Используемые порты ГРП рассчитаны на многократное открытие и закрытие.
Манипуляции с портами ГРП при необходимости открытия/закрытия порта 11 могут осуществляться при помощи гибкой трубы ГНКТ и (или) проволочной лебедки и (или) жесткого кабеля или кабельно-канатного подъемника. На фиг. 2 показано, что порт 11 ГРП открыт, через этот порт в пласте была создана трещина ГРП и идет закачка воды 18. Другой порт 19 после образования трещины закрыт, закачка воды не осуществляется. При чрезмерном поступлении воды возможно не только закрытие порта 19 в нагнетательной скважине, но и закрытие аналогичного противоположного порта в эксплуатационной скважине. В случае увеличения обводненности в эксплуатационной скважине водоприток может быть ограничен путем закрытия отвечающего за него порта нагнетательной скважины или обводненного порта ГРП эксплуатационной скважины. Тем самым обеспечивается регулируемое нагнетание воды 18 и активное управление пластовым давлением, что снижает риск увеличения обводненности скважинной продукции.
Устьевое давление нагнетания рассчитывают путем вычисления гидростатической массы столба нагнетаемой воды с поправкой на потери давления на гидравлическое трение в потоке при прокачке воды по стволу скважины и через отверстия перфорации/порты; полученное устьевое давление должно быть ниже давления разрыва забоя скважины (Rose, S.C., Buckwalter, J.F., and Woodhall, R.J. 1989. The Design Engineering Aspects of Waterflooding, Vol. 11. Richardson, Texas: серия монографий, SPE; Perkins, Т.К. and Gonzalez, J.A. 1985. The Effect of Thermoelastic Stresses on Injection Well Fracturing. SPE J. 25 (1): 78-88. SPE-11332-PA). Расход при нагнетании на каждом порту или отверстии перфорации может контролироваться каротажными приборами, например вертушечными и прочими расходомерами, спускаемыми на гибкой трубе ГНКТ или кабельно-канатном подъемнике, либо распределенной термометрией по оптоволоконному каналу. На основании полученных сведений при помощи гибкой трубы или кабельно-канатного подъемника могут быть селективно закрыты один или несколько портов, через которые в период нагнетания был закачан чрезмерный объем воды, с одновременным перераспределением нагнетания через другие порты, в которых расход оставался невысоким. В результате линия обводнения распределяется от нагнетательной скважины в сторону эксплуатационной более однородным фронтом.
Схема, показанная на фиг. 2, относится к оснащению необсаженных скважин, но в равной мере применима к цементированным горизонтальным стволам 21 скважин с многоступенчатым ГРП (фиг. 3), в которых положения портов 11, соединяющих ствол скважины с пластом, расстояние между портами 16 и соответственно между трещинами 17 должны подбираться с учетом не только их положения в стволе самой скважины, но и по отношению к следующему ряду ГСМГРП.
Схема, созданная в соответствии с описываемым способом, позволяет оптимизировать профиль добычи из скважины с ГСМГРП. На фиг. 4 она представлена кривой А. Описываемая схема, в которой ГСМГРП используют в качестве нагнетательных и эксплуатационных скважин, обеспечивает высокий начальный дебит и высокий дебит на последующих этапах. Существующие схемы способны обеспечить либо высокий начальный дебит, либо высокий последующий дебит, но то и другое вместе они обеспечить не могут.
Так, кривая B на фиг. 4 характеризует профиль добычи из скважины с прямой линейной схемой заводнения, описанной в SPE 162031, в которой бурение горизонтальных стволов скважин производят исходя из продольной ориентации разрывов по горизонтальному стволу скважины. Эта схема отличается меньшим дебитом на начальном этапе из-за уменьшенной площади дренирования, но обеспечивает достаточно высокий стабильный последующий дебит. За счет более равномерного поддержания пластового давления данная схема также обеспечивает меньшее содержание пластовой воды на последующих этапах эксплуатации скважины, как показано кривой D.
Кривая C описывает график добычи из скважины сетки, описанной в работе Г.А. Веремко, в которой горизонтальные стволы эксплуатационных скважин располагают по линии максимального напряжения, а разрывы в них устраиваются перпендикулярно горизонтальному стволу скважины. Нагнетательные скважины представляют собой вертикальные скважины, размещенные между горизонтальными скважинами. Эта форма обеспечивает более высокие дебиты на первоначальном этапе за счет большей площади зоны дренирования. Недостаток данной схемы связан с недостаточным поддержанием давления из нагнетательных скважин, что ведет к быстрому снижению добычи. Кроме того, нагнетание приводит к неконтролируемому развитию трещины в зону дренирования добывающих скважин и быстрому росту содержания пластовой воды в продукции с определенного момента эксплуатации скважины, как демонстрирует кривая Е.
Обе схемы не предусматривают использования горизонтальных скважин с многостадийным ГРП в качестве нагнетательных скважин; нагнетательные скважины в них обычно выполняются вертикальными, наклонными или S-образными с гидроразрывом пласта или без него. Закачку в пласт обычно выполняют при давлении выше давления разрыва породы пласта с использованием воды/флюидов, температура которых может быть ниже статической пластовой температуры, что приводит к возникновению гидравлического и (или) термического разрыва. Такой разрыв является неконтролируемым и не всегда намеренным. Он получил название саморазрыва (автоГРП) (в англоязычной литературе - «autofrac»).
Кривая A характеризуется наивысшим начальным дебитом (в сравнении с кривыми B и C), что обусловлено большей площадью зоны дренирования и лучшим контактом с пластом за счет вертикального и поперечного охвата низкопроницаемых нефтегазоносных зон при использовании ГСМГРП. Созданная в соответствии с предлагаемым способом схема с применением ГСМГРП как для эксплуатационных, так и для нагнетательных скважин обеспечивает наивысшую производительность наряду с оптимальным поддержанием пластового давления при максимальном коэффициенте замены объема пустот. Как следствие, начальный дебит выше по сравнению с кривой C, а снижение дебита идет медленнее по сравнению с кривой B.
Кроме того, схема состоит из эксплуатационных и нагнетательных скважин с ГСМГРП. Нагнетательные скважины вводят в действие путем закачки воды (либо соляного раствора или другой жидкости для поддержания давления) с регулированием расхода и/или объема закачиваемой воды для поддержания давления нагнетания ниже давления разрыва пласта, при этом регулирование объема осуществляется путем открытия и закрытия портов ГРП.
Во вторичном методе разработки бурение и оснащение нагнетательных скважин с ГСМГРП осуществляют одновременно с эксплуатационными скважинами с ГСМГРП для поддержания пластового давления после начала добычи. Для надлежащей объемной замены добытой нефти в условиях конкретной системы фильтрационных каналов пласта требуется подходящий вторичный метод разработки. Регулирование расхода при нагнетании воды через матрицу пласта позволяет избежать превышения градиента разрыва, а следовательно, и неконтролируемого распространения трещины в направлении эксплуатационных скважин. Тем самым исключается быстрый прорыв воды в эксплуатационную скважину из нагнетательной скважины, что характеризуется кривой F.
Claims (9)
1. Способ разработки нефтеносного пласта, в соответствии с которым:
- в пласте бурят и чередуют через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин, при этом горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин,
- в обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на втором расстоянии друг от друга и обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом,
- через порты гидроразрыва пласта осуществляют многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных скважинах и в нагнетательных скважинах таким образом, что вдоль каждой эксплуатационной скважины и вдоль каждой нагнетательной скважины перпендикулярно направлению горизонтального ствола скважины образуются трещины гидроразрыва, причем трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на третье расстояние,
- вводят в эксплуатацию эксплуатационные и нагнетательные скважины путем закачки жидкости в нагнетательные скважины с регулированием расхода и/или объема закачиваемой жидкости таким образом, чтобы давление закачки было ниже давления гидроразрыва.
2. Способ по п. 1, в соответствии с которым порты гидроразрыва пласта выполнены с возможностью многократного открытия и закрытия и регулирование расхода и/или объема закачиваемой жидкости осуществляют посредством открытия и закрытия портов гидрооразрыва пласта.
3. Способ по п. 1, в соответствии с которым трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на половину расстояния между трещинами.
4. Способ по п. 1, в соответствии с которым в случае оснащения необсаженной скважины каждый порт гидроразрыва пласта устанавливают между двумя пакерами гидроразрыва таким образом, что расстояние между двумя пакерами по меньшей мере в двадцать раз меньше расстояния между портами.
5. Способ по п. 2, в соответствии с которым порты гидроразрыва пласта открывают и закрывают посредством гибкой трубы ГНКТ, жесткого кабеля и/или кабельно-канатного подъемника.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016112172A RU2613713C1 (ru) | 2016-03-31 | 2016-03-31 | Способ разработки нефтеносного пласта |
| US15/475,999 US20170284179A1 (en) | 2016-03-31 | 2017-03-31 | Method for developing an oil bearing formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016112172A RU2613713C1 (ru) | 2016-03-31 | 2016-03-31 | Способ разработки нефтеносного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2613713C1 true RU2613713C1 (ru) | 2017-03-21 |
Family
ID=58452991
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016112172A RU2613713C1 (ru) | 2016-03-31 | 2016-03-31 | Способ разработки нефтеносного пласта |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20170284179A1 (ru) |
| RU (1) | RU2613713C1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2660683C1 (ru) * | 2017-06-22 | 2018-07-09 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, основанный на применении горизонтальных скважин с продольными трещинами гидроразрыва пласта |
| RU2708745C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки участка слабопроницаемого нефтяного пласта |
| RU2715114C1 (ru) * | 2019-11-25 | 2020-02-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2740357C1 (ru) * | 2020-04-28 | 2021-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») | Способ разработки низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых коллекторов заводнением |
| RU2745058C1 (ru) * | 2020-10-05 | 2021-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Способ разработки низкопроницаемого коллектора с поочередной инициацией трещин авто-ГРП |
| CN115324548A (zh) * | 2021-05-11 | 2022-11-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种裸眼水平井暂堵分段压裂实验装置 |
| RU2826711C1 (ru) * | 2024-04-08 | 2024-09-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки заглинизированного карбонатного коллектора |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10012064B2 (en) | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| RU2726694C1 (ru) * | 2019-09-24 | 2020-07-15 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта |
| CN110984939B (zh) * | 2019-10-16 | 2022-03-01 | 古莱特科技股份有限公司 | 一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺 |
| US11629576B2 (en) | 2020-02-10 | 2023-04-18 | Chevron U.S.A. Inc. | Multi-lateral well heel to toe development optimization |
| US11346195B2 (en) | 2020-09-15 | 2022-05-31 | Saudi Arabian Oil Company | Concurrent fluid injection and hydrocarbon production from a hydraulically fractured horizontal well |
| CN112302608B (zh) * | 2020-10-23 | 2023-02-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法 |
| CN112989528B (zh) * | 2021-02-05 | 2023-05-05 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种预测浅层水平缝油藏反九点井网平面动用系数的计算方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2134776C1 (ru) * | 1997-07-15 | 1999-08-20 | Научно-технический центр Предприятия "Кубаньгазпром" | Способ энергоциклической обработки скважины в неоднородном по проницаемости пласте |
| RU2515628C1 (ru) * | 2013-01-16 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением горизонтальных скважин с поперечно-направленными трещинами гидроразрыва пласта |
| RU2526430C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления |
| US20150007988A1 (en) * | 2013-07-04 | 2015-01-08 | lOR Canada Ltd. | Hydrocarbon Recovery Process Exploiting Multiple Induced Fractures |
| RU2561420C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-08-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ гидравлического разрыва пласта в двух параллельных горизонтальных стволах скважин |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4374544A (en) * | 1980-09-19 | 1983-02-22 | Standard Oil Company (Indiana) | Technique for control of injection wells |
| US4621691A (en) * | 1985-07-08 | 1986-11-11 | Atlantic Richfield Company | Well drilling |
| US7878248B2 (en) * | 2008-12-29 | 2011-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for post-fracture treatment |
| US20110284214A1 (en) * | 2010-05-19 | 2011-11-24 | Ayoub Joseph A | Methods and tools for multiple fracture placement along a wellbore |
| WO2013130491A2 (en) * | 2012-03-01 | 2013-09-06 | Shell Oil Company | Fluid injection in light tight oil reservoirs |
| MX343560B (es) * | 2012-08-20 | 2016-11-09 | Univ Texas Tech System | Metodos y dispositivos para la fracturacion hidraulica y optimizacion: una modificacion a la fracturacion tipo cremallera. |
| EP2900908B1 (en) * | 2012-09-26 | 2018-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
| CA2960137C (en) * | 2014-10-14 | 2019-03-12 | Landmark Graphics Corporation | Automated fracture planning methods for multi-well fields |
| WO2017083495A1 (en) * | 2015-11-10 | 2017-05-18 | University Of Houston System | Well design to enhance hydrocarbon recovery |
-
2016
- 2016-03-31 RU RU2016112172A patent/RU2613713C1/ru active
-
2017
- 2017-03-31 US US15/475,999 patent/US20170284179A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2134776C1 (ru) * | 1997-07-15 | 1999-08-20 | Научно-технический центр Предприятия "Кубаньгазпром" | Способ энергоциклической обработки скважины в неоднородном по проницаемости пласте |
| RU2515628C1 (ru) * | 2013-01-16 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением горизонтальных скважин с поперечно-направленными трещинами гидроразрыва пласта |
| US20150007988A1 (en) * | 2013-07-04 | 2015-01-08 | lOR Canada Ltd. | Hydrocarbon Recovery Process Exploiting Multiple Induced Fractures |
| RU2526430C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления |
| RU2561420C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-08-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ гидравлического разрыва пласта в двух параллельных горизонтальных стволах скважин |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КАЛИНИН В. Стадии разрыва. Сибирская нефть 6/93. Июль-август 2012. Стр.22-26. ЧЕРЕВКО М.А. Оптимизация системы горизонтальных скважин и трещин при разработке ультранизкопроницаемых коллекторов. Тюмень. 2015. Стр. 9-14. * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2660683C1 (ru) * | 2017-06-22 | 2018-07-09 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, основанный на применении горизонтальных скважин с продольными трещинами гидроразрыва пласта |
| RU2708745C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки участка слабопроницаемого нефтяного пласта |
| RU2715114C1 (ru) * | 2019-11-25 | 2020-02-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2740357C1 (ru) * | 2020-04-28 | 2021-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») | Способ разработки низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых коллекторов заводнением |
| RU2745058C1 (ru) * | 2020-10-05 | 2021-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Способ разработки низкопроницаемого коллектора с поочередной инициацией трещин авто-ГРП |
| CN115324548A (zh) * | 2021-05-11 | 2022-11-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种裸眼水平井暂堵分段压裂实验装置 |
| RU2826711C1 (ru) * | 2024-04-08 | 2024-09-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки заглинизированного карбонатного коллектора |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20170284179A1 (en) | 2017-10-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2613713C1 (ru) | Способ разработки нефтеносного пласта | |
| US11920445B2 (en) | Well injection and production methods, apparatus and systems | |
| US11634977B2 (en) | Well injection and production method and system | |
| US9494025B2 (en) | Control fracturing in unconventional reservoirs | |
| CA2595018C (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation | |
| US20160326853A1 (en) | Multiple wellbore perforation and stimulation | |
| US9828840B2 (en) | Producing hydrocarbons | |
| US11274538B2 (en) | Methods and systems for ballooned hydraulic fractures and complex toe-to-heel flooding | |
| Abou-Sayed et al. | Multiple hydraulic fracture stimulation in a deep horizontal tight gas well | |
| RU2515651C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| Pankaj et al. | Artificial lift selection and its applications for deep horizontal wells in unconventional reservoirs | |
| WO2017223483A1 (en) | Method for selecting choke sizes, artificial lift parameters, pipe sizes and surface facilities under production system constraints for oil and gas wells | |
| Hejl et al. | Extreme multistage fracturing improves vertical coverage and well performance in the Lost Hills field | |
| AU2018205724A1 (en) | Reservoir stimulation comprising hydraulic fracturing through extended tunnels | |
| WO2018147756A1 (ru) | Способ повторного гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине | |
| US6135205A (en) | Apparatus for and method of hydraulic fracturing utilizing controlled azumith perforating | |
| US20170058646A1 (en) | Deepwater extended reach hardrock completions | |
| US11988081B2 (en) | Gravity assisted reservoir drainage systems and methods | |
| Astafyev et al. | A Decade of Multi-Zone Fracturing Treatments in Russia | |
| RU2630514C1 (ru) | Способ эксплуатации продуктивного и водоносного пластов, разделённых непроницаемым пропластком, скважиной с горизонтальными стволами и с трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
| RU2626492C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| Butula et al. | Field development issues and newly developed sector pattern with horizontal multistage fractures wells completed in mid-permeability oil reservoir under waterflood | |
| Pankaj et al. | Wellbore Modeling and Reservoir Characterization for the Application of Artificial Lift in Deep Horizontal Wells in the Unconventional Reservoirs | |
| Stolyarov et al. | SPE-201862-MS |