RU2627345C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2627345C1 RU2627345C1 RU2016125477A RU2016125477A RU2627345C1 RU 2627345 C1 RU2627345 C1 RU 2627345C1 RU 2016125477 A RU2016125477 A RU 2016125477A RU 2016125477 A RU2016125477 A RU 2016125477A RU 2627345 C1 RU2627345 C1 RU 2627345C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- horizontal
- injection
- fracture
- vertical
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 75
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 75
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 abstract description 53
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 abstract description 39
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 24
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- FTZILAQGHINQQR-UHFFFAOYSA-N alpha-methylpentanal Natural products CCCC(C)C=O FTZILAQGHINQQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 208000022769 mixed phenotype acute leukemia Diseases 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 240000006240 Linum usitatissimum Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2405—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection in association with fracturing or crevice forming processes
-
- 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
- E21B47/02—Determining slope or direction
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)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП) включает бурение вертикальной и горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину. В залежи бурят одну разведочную вертикальную скважину с вскрытием непроницаемого пропластка и забоем на 3 м ниже непроницаемого пропластка. В разведочной вертикальной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Затем геофизическими методами определяют направление развития по азимуту и высоту трещины разрыва. Далее перпендикулярно направлению развития трещины разрыва на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину без пересечения разведочной вертикальной скважины так, чтобы разведочная вертикальная скважина находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины, после чего из нагнетательной горизонтальной скважины в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта. После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины трещин разрыва, выполненных из нагнетательной горизонтальной скважины. Далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины и на расстоянии 3 м от трещины, имеющей максимальную полудлину, параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину, производят закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, а отбор высоковязкой нефти или битума осуществляют через добывающую горизонтальную скважину. После снижения дебита добывающей горизонтальной скважины на 50% разведочную вертикальную скважину переводят в нагнетательную и производят в нее закачку теплоносителя. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа, обеспечении равномерной и полной выработки запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличении охвата залежи тепловым воздействием теплоносителя, снижении эксплуатационных затрат на реализацию способа. 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразыва пласта (ГРП).
Известен способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком (Патент RU №2478164, МПК E21B 43/16, опубл. 27.03.2013 г., бюл. №9), включающий бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. При этом бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Производят гидроразрыв в горизонтальной части ствола скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидроразрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. В процессе разработки залежи нефти при прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкий охват залежи действием рабочего агента по вертикали, рабочий агент распределяется только вдоль вертикальной нагнетательной скважины;
- во-вторых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная большим расходом рабочего агента (сточной воды), закачиваемого в нагнетательную скважину, и низким дебитом добывающей скважины, при этом практически сразу после начала реализации способа происходит прорыв сточной воды напрямую в горизонтальной ствол добывающей скважины, что приводит к обводнению добываемой продукции;
- в-третьих, высокие эксплуатационные затраты на реализацию способа в процессе разработки залежи нефти, так как для проведения гидроразрыва необходимо бурить дополнительный горизонтальный ствол.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (Патент RU №2334095, МПК E21B 43/24, опубл. 20.09.2008 г., бюл. №26), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента (пара в чередовании с воздухом) через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкий охват залежи действием рабочего агента по вертикали, рабочий агент распределяется только вдоль вертикальной нагнетательной скважины;
- во-вторых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная низким дебитом добывающей скважины, при этом практически сразу после начала реализации способа происходит прорыв рабочего агента из вертикальной нагнетательной скважины напрямую в горизонтальной ствол добывающей скважины из-за небольшого расстояния (3,5-4,5 м) между ними, что способствует обводнению добываемой продукции;
- в-третьих, неравномерный прогрев и неполная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи по всему интервалу горизонтального ствола рабочим агентом воздействия вследствие того, что в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом;
- в-четвертых, высокие эксплуатационные затраты на реализацию способа в процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, так как для проведения ГРП в залежи необходимо бурить дополнительный горизонтальный ствол.
Техническими задачами изобретения являются увеличение охвата залежи тепловым воздействием теплоносителя и повышение эффективности реализации способа в залежи высоковязкой нефти или битума с непроницаемым пропластком, а также обеспечение равномерной и полной выработки запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, снижение эксплуатационных затрат при реализации способа.
Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП), включающим бурение вертикальной и горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважин обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину.
Новым является то, что в залежи бурят одну разведочную вертикальную скважину с вскрытием непроницаемого пропластка и забоем на 3 м ниже непроницаемого пропластка, в разведочной вертикальной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва, затем геофизическими методами определяют направление развития по азимуту и высоту трещины разрыва, далее перпендикулярно направлению развития трещины разрыва на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину без пересечения разведочной вертикальной скважины так, чтобы разведочная вертикальная скважина находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины, после чего из нагнетательной горизонтальной скважины в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, после проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины трещин разрыва, выполненных из нагнетательной горизонтальной скважины, далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины и на расстоянии 3 м от трещины, имеющей максимальную полудлину, параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину, производят закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, а отбор высоковязкой нефти или битума осуществляют через добывающую горизонтальную скважину, после снижения дебита добывающей горизонтальной скважины на 50% разведочную вертикальную скважину переводят в нагнетательную и производят в нее закачку теплоносителя.
На фиг. 1-3 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа.
Способ реализуют следующим образом.
Залежь 1 высоковязкой нефти или битума (см. фиг. 1 и 2) представлена верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком (глинистым прослоем) 2''', например, толщиной а=2,5 м.
В залежи 1 бурят разведочную вертикальную скважину 3 с вскрытием непроницаемого пропластка 2''' и забоем на расстоянии b=3 м ниже непроницаемого пропластка 2'''. Крепят разведочную вертикальную скважину 3 обсадной колонной и перфорируют обсадную колонну (на фиг. 1-3 не показано) в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, а также в интервале непроницаемого пропластка 2'''.
Производят ГРП (см. фиг. 1 и 2) в разведочной вертикальной скважине 3 в интервале непроницаемого пропластка 2''' с образованием и креплением проппантом трещины разрыва 4. Образуют трещину разрыва 2 любым известным способом проведения ГРП, например закачкой линейного геля, а крепление производят закачкой линейного геля с проппантом фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3.
Геофизическими методами определяют направление развитие по азимуту и высоту h трещины разрыва 4, выполненной из разведочной вертикальной скважины 3 в интервале непроницаемого пропластка 2'''.
Трещина разрыва гидродинамически сообщает верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта при соблюдении условия:
где h - высота закрепленной проппантом трещины 4, м.
а - толщина непроницаемого пропластка 2''', м;
Например, с помощью акустического прибора MPAL определяют направление развития трещины 4 (см. фиг. 1 и 2) по азимуту, например отклонение направления развития трещины 4 от вертикальной оси 5 составляет 25°, а высота h закрепленной проппантом трещины 4 составляет 6,5 м.
Подставляя числовые значения в условие (1), проверяем его выполнение:
6,5 м > 2 ⋅ 2,5 м = 5 м.
Условие (1) выполняется.
Продолжают реализацию способа. В случае невыполнения условия (1) производят повторный ГРП в разведочной вертикальной скважине 3 в интервале непроницаемого пропластка 2''' до выполнения условия (1).
Далее перпендикулярно (90° относительно осей 5 и 6) направлению развития трещины разрыва 4 на расстоянии с=5 м выше непроницаемого пропластка 2''' бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину 7 без пересечения разведочной вертикальной скважины 3 так, чтобы разведочная вертикальная скважина 3 находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины 7. Например, при длине L нагнетательной горизонтальной скважины 7, равной 500 м, посередине (L/2 = 500 м / 2 = 250 м) нагнетательной горизонтальной скважины 7 бурят без пересечения разведочной вертикальной скважины 3 нагнетательную горизонтальную скважину 7.
С целью исключения пересечения нагнетательной горизонтальной скважиной 7 разведочной вертикальной скважины 3 бурят нагнетательную горизонтальную скважину 7 со смещением относительно оси 6, пересекающей ось разведочной вертикальной скважины 3, например, на расстоянии d=1,5 м.
Затем из нагнетательной горизонтальной скважины 7 (см. фиг. 2 и 3) в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка 2''' с образованием и креплением трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n с применением облегченного проппанта 9', 9'', 9''' … 9n фракции 20/40 меш. Расстояние е (см. фиг. 3) между трещинами разрыва 8', 8'', 8''' … 8n подбирают опытным путем исходя из фильтрационно-емкостных свойств залежи 1, например е=100 м.
После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины l1, l2, l3 … ln соответствующих трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, выполненных в процессе поинтервального ГРП из нагнетательной горизонтальной скважины 7 и гидродинамически сообщающих верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта.
В процессе проведения поинтервального ГРП из нагнетательной горизонтальной скважины 7 при образовании трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n первой порцией закачивают жидкость ГРП с облегченным проппантом 9', 9'', 9''' … 9n.
Например, первой порцией закачивают жидкость ГРП - линейный гель в объеме 2,5 м3 с облегченным проппантом 9', 9'', 9''' … 9n (сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш плотностью 1050 кг/м3), который в начавшейся образовываться соответствующей трещине 8', 8'', 8''' … 8n всплывает и исключает развитие трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n вверх в верхней части 2' пласта, далее, не прерывая процесса закачки, закачивают оставшийся объем линейного геля, например 6 м без проппанта, что приводит к развитию трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n только вниз, т.е. в нижнюю часть 2'' продуктивного пласта из-за образования в верхней части трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n плотной набивки из облегченного проппанта 9', 9'', 9''' … 9n соответственно. Затем производят крепление соответствующих трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n проппантом (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), например фракции 12/18 меш с концентрацией 800 кг/м3.
После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами, например, с помощью акустического прибора MPAL определяют полудлины l1, l2, l3 … ln соответствующих трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, выполненных в процессе поинтервального ГРП, гидродинамически сообщающих верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта в залежи 1.
Для создания надежной гидродинамической связи между верхней 2' (см. фиг. 2) и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком 2''', обеспечивающей расширение охвата залежи 1 по вертикали, должно соблюдаться условие:
где l1, l2, l3 … ln - полудлина закрепленной проппантом соответствующей трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, м;
а - высота непроницаемого пропластка 2'', м, а=2,5 м;
b - расстояние от непроницаемого пропластка 2''' до верхней нагнетательной горизонтальной скважины 7, м, b=5,0 м.
с - расстояние от непроницаемого пропластка 2''' до забоя разведочной вертикальной скважины 3, м, b=3,0 м.
Например, геофизическим методом с помощью акустического прибора MPAL, выполненным после проведения поинтервального ГРП, определено, что все трещины 4', 4'' … 4n, закрепленные проппантом, имеют следующие полудлины: l1=11,5 м, l2=12,5 м, l3=13,0 м, … ln=12,0 м.
Подставляя каждое значение в условие (2), определяем:
l1, l2, l3 … ln > 5 м + 2,5 м + 3 м = 10,5 м
- для первой трещины 8' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: l1 = 11,5 м > 10,5 м;
- для второй трещины 8'' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: l2 = 12,5 м > 10,5 м;
- для третьей трещины 8''' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: l3 = 13,0 м > 10,5 м;
- для последней трещины 8n поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: ln = 12,0 м > 10,5 м.
Как видно, условие (2) соблюдается.
Если условие (2) не соблюдается, т.е. полудлина 1 одной или нескольких трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n составляет 10,5 м или меньше, то в этом интервале нагнетательной горизонтальной скважины 7 производится повторный ГРП с последующим повторным определением полудлины закрепленной трещины геофизическим методом с помощью акустического прибора MPAL с целью соблюдения условия (2).
Далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины 3 (см. фиг. 3) и на расстоянии f=2 м от трещин 8', 8'', 8''' … 8n, имеющих максимальную полудлину 1 (например, максимальную полудлину l3 имеет трещина разрыва 8'''), и параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину 10.
При соблюдении условия (2) оснащают все скважины эксплуатационным оборудованием (на фиг. 1-3 не показано).
Производят закачку теплоносителя, например водяного пара, в нагнетательную горизонтальную скважину 7 (см. фиг. 1-3). Водяной пар через интервалы перфорации распространяется в верхней части 2' продуктивного пласта, а через трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n водяной пар поступает в нижнюю часть 2'' продуктивного пласта, благодаря чему увеличивается охват залежи по вертикали и исключается поинтервальная закачка теплоносителя с переустановкой пакера, как описано в прототипе. Из нижней части 2'' продуктивного пласта высоковязкая нефть или битум стекают в добывающую горизонтальную скважину 10. Отбор высоковязкой нефти или битума производят через добывающую горизонтальную скважину 10 с помощью насоса (на фиг. 1-3 не показано) на поверхность.
После снижения дебита добывающей горизонтальной скважины 10 (см. фиг. 3) на 50% разведочную вертикальную скважину 3 переводят в нагнетательную 11 и дополнительно производят в нее закачку теплоносителя (водяного пара). Например, дебит из добывающей горизонтальной скважины 10 снизился от 50 м3/сут до 25 м3/сут, т.е. на (50 м3/сут - 25 м3/сут) = 25 м3/сут или на (25 м3/сут ⋅ 100%) / 50 м3/сут = 50%.
Таким образом, одновременно с закачкой водяного пара в нагнетательную горизонтальную скважину 7 производят закачку водяного пара в нагнетательную вертикальную скважину 11. Водяной пар через трещину разрыва 4 нагнетательной вертикальной скважины 11 попадает в верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта, а поскольку разведочная вертикальная скважина, переведенная в нагнетательную 11, находится посередине нагнетательной горизонтальной скважины 7, то водяной пар распространяется диаметрально от нагнетательной вертикальной скважины 3 на периферию одновременно в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, прогревая залежь 1 и вытесняя запасы высоковязкой нефти или битума последовательно в трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, выполненные из нагнетательной горизонтальной скважины 7. Откуда за счет сил гравитации высоковязкая нефть или битум стекает в добывающую горизонтальную скважину, а из нее насосом (на фиг. 1, 2 и 3 не показан) отбирается на поверхность.
Повышается эффективность реализации способа в залежи высоковязкой нефти или битума, так как трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, выполненные из нагнетательной горизонтальной скважины 7, позволяют разорвать непроницаемый пропласток 2''' и образовать гидродинамическую связь между верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта в залежи 1, что позволяет равномерно прогреть залежь высоковязкой нефти или битума до более высокой температуры, снизить объемы закачиваемого теплоносителя и увеличить отбор (дебит) высоковязкой нефти или битума из добывающей горизонтальной скважины 10.
Обеспечивается равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума, находящихся в залежи 1, так как в предлагаемом способе сначала залежь 1 высоковязкой нефти или битума вырабатывается закачкой теплоносителя через трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, выполненные способом поинтервального ГРП из нагнетательной горизонтальной скважины 7, а после снижения дебита добывающей горизонтальной скважины 10 на 50% производится перевод разведочной вертикальной скважины в нагнетательную вертикальную скважину 11, и закачкой теплоносителя через трещину разрыва 4 высотой h нагнетательной скважины 11 одновременно в верхнюю 2' и нижнюю 2'' части пласта залежи 1 вытесняют остатки высоковязкой нефти или битума, находящиеся между трещинами разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, последовательно от нагнетательной вертикальной скважины 11 диаметрально на периферию, т.е. вытесняемая под действием теплоносителя высоковязкая нефть или битум через трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n попадают в добывающую горизонтальную скважину 7, после чего насосом из добывающей горизонтальной скважины 10 отбирают остатки высоковязкой нефти или битума из залежи 1.
Снижаются эксплуатационные затраты, так как при реализации способа в процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума для проведения ГРП нет необходимости бурить дополнительный горизонтальный ствол.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин ГРП позволяет:
- повысить эффективность реализации способа;
- обеспечить равномерную и полную выработку запасов высоковязкой нефти или битума из залежи;
- увеличить охват залежи тепловым воздействием теплоносителя;
- снизить эксплуатационные затраты на реализацию способа.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП), включающий бурение нагнетательной вертикальной и добывающей горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважин обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину, отличающийся тем, что в залежи бурят одну разведочную вертикальную скважину с вскрытием непроницаемого пропластка и забоем на 3 м ниже непроницаемого пропластка, в разведочной вертикальной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва, затем геофизическими методами определяют направление развития по азимуту и высоту трещины разрыва, далее перпендикулярно направлению развития трещины разрыва на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину без пересечения разведочной вертикальной скважины так, чтобы разведочная вертикальная скважина находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины, после чего из нагнетательной горизонтальной скважины в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, после проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины трещин разрыва, выполненных из нагнетательной горизонтальной скважины, далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины и на расстоянии 3 м от трещины, имеющей максимальную полудлину, параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину, производят закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, а отбор высоковязкой нефти или битума осуществляют через добывающую горизонтальную скважину, после снижения дебита добывающей горизонтальной скважины на 50% разведочную вертикальную скважину переводят в нагнетательную и производят в нее закачку теплоносителя.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125477A RU2627345C1 (ru) | 2016-06-24 | 2016-06-24 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125477A RU2627345C1 (ru) | 2016-06-24 | 2016-06-24 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2627345C1 true RU2627345C1 (ru) | 2017-08-07 |
Family
ID=59632693
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016125477A RU2627345C1 (ru) | 2016-06-24 | 2016-06-24 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2627345C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2679423C1 (ru) * | 2018-04-04 | 2019-02-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |
| RU2681796C1 (ru) * | 2018-05-18 | 2019-03-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2310744C1 (ru) * | 2006-06-05 | 2007-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов |
| RU2334095C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| US20100071900A1 (en) * | 2007-08-01 | 2010-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drainage of heavy oil reservoir via horizontal wellbore |
| RU2478164C1 (ru) * | 2011-10-07 | 2013-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком |
| RU2524703C1 (ru) * | 2013-08-05 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки мелких нефтяных залежей |
-
2016
- 2016-06-24 RU RU2016125477A patent/RU2627345C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2310744C1 (ru) * | 2006-06-05 | 2007-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов |
| US20100071900A1 (en) * | 2007-08-01 | 2010-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drainage of heavy oil reservoir via horizontal wellbore |
| RU2334095C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2478164C1 (ru) * | 2011-10-07 | 2013-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком |
| RU2524703C1 (ru) * | 2013-08-05 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки мелких нефтяных залежей |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2679423C1 (ru) * | 2018-04-04 | 2019-02-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |
| RU2681796C1 (ru) * | 2018-05-18 | 2019-03-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3303768B1 (en) | Thermally induced low flow rate fracturing | |
| US20130220604A1 (en) | Methods For Establishing A Subsurface Fracture Network | |
| EP0957235A2 (en) | Stimulating and producing a multiple stratified reservoir | |
| RU2561420C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в двух параллельных горизонтальных стволах скважин | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2462590C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
| RU2591999C1 (ru) | Способ ориентирования трещин гидравлического разрыва в подземном пласте, вскрытом горизонтальными стволами | |
| RU2626845C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2567918C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU2515651C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2565617C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2627345C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| RU2513484C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2743478C1 (ru) | Способ добычи трудноизвлекаемого туронского газа | |
| RU2176021C2 (ru) | Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта | |
| RU2443855C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью | |
| RU2626482C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
| RU2613403C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2618542C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта | |
| RU2633887C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта |