RU2708746C1 - Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта - Google Patents
Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2708746C1 RU2708746C1 RU2019106171A RU2019106171A RU2708746C1 RU 2708746 C1 RU2708746 C1 RU 2708746C1 RU 2019106171 A RU2019106171 A RU 2019106171A RU 2019106171 A RU2019106171 A RU 2019106171A RU 2708746 C1 RU2708746 C1 RU 2708746C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- hydraulic fracturing
- stage
- volume
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 6
- 239000008187 granular material Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 abstract 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 abstract 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 abstract 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 210000003056 antler Anatomy 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
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)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при проведении пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта (МГРП) с изменяемым размером гранул пропанта. Технический результат заключается в повышении эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины. Способ включает бурение или подбор уже пробуренной горизонтальной скважины, остановку скважины, проведение в скважине многостадийного гидравлического разрыва пласта – МГРП, определение зоны распространения трещин МГРП, закрепление трещин МГРП пропантом, последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта, освоение скважины, отбор продукции из скважины. Согласно изобретению, подбирают пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 5 мД, количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола, стадии размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие, суммарный объем закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, фиксируемых во время гидроразрыва, трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме: первой порцией закачивают пропант с диаметром частиц D и общим объемом порции V, второй порцией закачивают пропант, соответственно, с диаметром частиц D/6 и в объеме (0,2...0,1)·V, далее, при необходимости, третьей – D/12 и (0,03...0,05)·V, четвертой – D/24 и (0,02...0,03)·V, пятой – D/48 и (0,01...0,02)·V, между каждым этапом закачки пропанта проводят технологическую выдержку не более 2 часов, при этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне не менее 50% от максимального, при котором вели закачку пропанта. 5 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при проведении пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта (МГРП) с изменяемым размером гранул пропанта.
Известен способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым многостадийным гидроразрывом, включающий 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. В известном способе выбирают слабопроницаемый коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные скважины с горизонтальным окончанием, в каждой из данных скважин проводят первый МГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, горизонтальные стволы разделяют пакерами на секции, затем в скважины с проведенным МГРП через каждую секцию горизонтального ствола 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 суток и кольматации трещин первого МГРП закачанным изоляционным составом, проводят в тех же скважинах второй МГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, по полученным данным о распространении трещин после первого и второго МГРП, принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении МГРП, причем количество последующих МГРП определяют исходя из полного охвата коллектора зонами трещин МГРП как в плане, так и в профиле вокруг каждого горизонтального ствола скважин, после всех МГРП проводят обработку коллектора закачкой отдельно в каждую ступень горизонтальных стволов растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную ступень горизонтального ствола (патент РФ №2627799, кл. Е21В 43/26, Е21В 43/16, опубл. 11.08.2017).
Недостатком известного способа является его низкая эффективность ввиду отсутствия закрепления трещин пропантом. Согласно исследованиям, даже в устойчивых к осыпанию карбонатных породах, горное давление приводит к постепенному смыканию трещин без пропанта и, соответственно, дебита скважин и накопленной добычи нефти.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи, включающий выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению, подбирают залежь с накопленным отбором нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50%, на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта и строят карты распределения температуры пласта по площади залежи, выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более, предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%, промывают и отбирают продукты реакции, затем на скважинах выделенных участков, где отсутствует водо-нефтяной контакт, проводят гидроразрыв пласта, в котором 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта, причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают, после чего закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью, скважины осваивают и пускают в работу, в дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента - воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины (патент РФ №2661513, кл. Е21В 43/267, Е21В 43/27, Е21В 43/24, опубл. 17.07.2017 - прототип).
Известный способ предусматривает повышение эффективности гидроразрыва за счет термохимической обработки и последовательного уменьшения размера фракции закачиваемого пропанта, однако замена части пропанта на растворимый магний приводит также к постепенному смыканию части трещин и снижению дебита скважин и накопленной добычи нефти.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины.
Задача решается тем, что в способе пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта, включающем бурение или подбор уже пробуренной горизонтальной скважины, остановку скважины, проведение в скважине многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП, определение зоны распространения трещин МГРП, закрепление трещин МГРП пропантом, последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта, освоение скважины, отбор продукции из скважины, согласно изобретению, подбирают пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 5 мД, количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола, стадии размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие, суммарный объем закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, фиксируемых во время гидроразрыва, трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме: первой порцией закачивают пропант с диаметром частиц D и общим объемом порции V, второй порцией закачивают пропант, соответственно, с диаметром частиц D/6 и в объеме (0,2…0,1)⋅V, далее, при необходимости, третьей - D/12 и (0,03…0,05)⋅V, четвертой - D/24 и (0,02…0,03)⋅V, пятой - D/48 и (0,01…0,02)⋅V, между каждым этапом закачки пропанта проводят технологическую выдержку не более 2 часов, при этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне не менее 50% от максимального, при котором вели закачку пропанта.
Сущность изобретения
На эффективность многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и объем накопленной добычи нефти скважины с МГРП существенное влияние оказывает качество трещин, их проницаемость и способность как можно дольше оставаться в открытом виде. Для данных целей применяют закачку и закрепление трещин пропантом. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнять данные задачи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины. Задача решается следующим образом.
Способ реализуют следующим образом.
На участке нефтяного пласта со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 5 мД бурят или подбирают уже пробуренную горизонтальную скважину. Данную скважину останавливают, если она была действующей. Проводят подготовительные к МГРП работы, в т.ч. исследования и дизайн МГРП. Количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола. Стадии МГРП в дизайне размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие. На скважину привозят необходимое оборудование, химию и материалы. Кроме того, предусматривают применение технологий для определения зоны и направления распространения трещин (например, используют низкочастотную микросейсмику). Далее проводят мини-ГРП, определяют вектора распространения трещин и прочие параметры МГРП, при необходимости корректируют дизайн МГРП.
Далее в скважине проводят МГРП. При закачке жидкости гидроразрыва в каждой стадии МГРП определяют распространение трещин. Зная параметры трещин и зону их распространения в каждой стадии, примерно подсчитывают объем трещин МГРП. Суммарный объем W закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, зафиксированных во время гидроразрыва.
Трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме. Для одной отдельной стадии МГРП закачивается:
- 1-я порция пропанта с диаметром частиц D1=D и объемом порции V1=V;
- 2-я порция пропанта с диаметром частиц D2=D/6 и объемом порции V2=(0,2…0,1)⋅V;
- 3-я порция пропанта с диаметром частиц D3=D/12 и объемом порции V3=(0,03…0,05)⋅V;
- 4-я порция пропанта с диаметром частиц D4=D/24 и объемом порции V4=(0,02…0,03)⋅V.
- 5-я порция пропанта с диаметром частиц D5=D/48 и объемом порции V5=(0,01…0,02)⋅V.
Таким образом, W=V1+V2+V3+V4+V5.
Также возможна закачка только в сумме первой и второй порции. При необходимости закачивают три или все пять порций различных фракций пропанта. Однако дальнейшее уменьшение размеров пропанта для коллекторов с проницаемостью менее 5 мД не имеет смысла, т.к. размеры пропанта МГРП становятся слишком мелкими и сопоставимыми с диаметром поровых каналов.
Согласно исследованиям, наибольшую эффективность МГРП достигает в коллекторах менее 5 мД. Указанное в предлагаемом способе распределение размеров фракций пропанта, объемов порций пропанта и последовательности их закачки при МГРП позволяют максимально поддерживать трещины в открытом состоянии, что приводит к повышению эффективности МГРП и более высоким объемам добычи нефти. Расчеты и моделирование показали, что приведенная последовательность уменьшения размеров фракций пропанта обеспечивает максимальное заполнение неоднородных по размеру трещин МГРП. При превышении указанных объемов закачки порций пропанта, часть пропанта окажется не закачанной в трещины, что в худшем случае может привести к аварии на скважине, тогда как при меньших объемах закачки пропанта, относительно приведенных выше, трещины не будут заполнены пропантом полностью, что впоследствии приведет к смыканию трещин МГРП и невысокой накопленной добыче нефти.
Между каждым этапом закачки порций пропанта проводят технологическую выдержку не более 2 часов, при этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне не менее 50% от максимального, при котором вели закачку пропанта. Технологическая выдержка необходима для более плотного распределения пропанта в трещинах МГРП. При технологической выдержке более 2 часов, согласно исследованиям, в большинстве случаев указанного распределения пропанта далее не происходит. При этом если поддерживать давление на устье скважины во время технологической выдержки значением менее 50% от максимального, при котором до этого вели закачку пропанта, значительно возрастает вероятность смыкания незакрепленной пропантом части трещин.
Далее проводят промывку, освоение горизонтальной скважины, пускают скважину в добычу и ведут отбор продукции.
Эксплуатацию горизонтальной скважины ведут до снижения дебита нефти до минимального экономически рентабельного значения, либо до повышения обводненности до 98% с учетом всевозможных обработок и водоограничений.
Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины.
Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. На участке нефтяного пласта общей толщиной 20 м, средней абсолютной проницаемостью 5 мД и начальным пластовым давлением 15 МПа, бурят горизонтальную скважину длиной 800 м. Проводят подготовительные к МГРП работы, в т.ч. лабораторные исследования отобранного керна, шлама и флюидов, исследования по подбору химии и пропанта. Выполняют моделирование и дизайн МГРП. Количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола. Стадии МГРП в дизайне размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие.
На скважину привозят необходимое для МГРП оборудование, химию и материалы. Кроме того, предусматривают применение технологий для определения зоны и направления распространения трещин. Для этого используют низкочастотную микросейсмику, в которой в соответствии с технологией размещают на дневной поверхности датчики. Далее проводят мини-ГРП, определяют вектора распространения трещин и прочие параметры МГРП. В соответствии с собранными данными корректируют дизайн МГРП. В соответствии с дизайном МГРП определили 10 стадий МГРП.
Далее в скважине проводят МГРП. При закачке жидкости гидроразрыва в каждой стадии МГРП определяют распространение трещин. Зная параметры трещин и зону их распространения в каждой стадии, примерно подсчитывают объем трещин МГРП. Суммарный объем W закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, зафиксированных во время гидроразрыва. Расчетным путем по данным низкочастотной микросейсмики определили, что объем пропанта Wn (где n - номер стадии МГРП) для каждой из стадий МГРП составляет от 24 до 43 м3.
Трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме. Для первой стадии МГРП закачивается пять порций пропанта общим объемом W1=V1+V2+V3+V4+V5=21,7+4,3+1,1+0,7+0,4=28,2 м3:
- 1-я порция пропанта с диаметром частиц D1=1,4 мм и объемом порции V1=21,7 м3;
- 2-я порция пропанта с диаметром частиц D2=1,4/6=0,23 мм и объемом порции V2=0,2⋅21,7=4,3 м3;
- 3-я порция пропанта с диаметром частиц D3=1,4/12=0,12 мм и объемом порции V3=0,05⋅21,7=1,1 м3;
- 4-я порция пропанта с диаметром частиц D4=1,4/24=0,06 мм и объемом порции V4=0,03⋅21,7=0,7 м3;
- 5-я порция пропанта с диаметром частиц D5=1,4/48=0,03 мм и объемом порции V5=0,02⋅21,7=0,4 м3.
Во всех остальных девяти стадиях МГРП пропант закачивается аналогично расчетам, приведенным выше.
Между каждым этапом закачки порций пропанта проводят технологическую выдержку длительностью 2 часа. При этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне 4 МПа, что составляет 50% от максимального 8 МПа, при котором вели закачку пропанта.
Далее проводят промывку, освоение горизонтальной скважины, пускают скважину в добычу и ведут отбор продукции.
Эксплуатацию горизонтальной скважины ведут до повышения обводненности продукции до 98% с учетом проводимых в период эксплуатации скважины обработок и водоограничений.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Подбирают уже пробуренную горизонтальную скважину в нефтенасыщенном пласт с иными геолого-физическими характеристиками. Данную скважину останавливают, проводят МГРП. Трещины МГРП в каждой стадии закрепляют пропантом в два этапа, причем в каждом последующем этапе закачивают порции пропанта как меньшего размера фракции, так и в меньшем объеме:
- 1-я порция пропанта с диаметром частиц D1=0,85 мм и объемом порции V1=28,7 м3;
- 2-я порция пропанта с диаметром частиц D2=0,85/6=0,14 мм и объемом порции V2=0,1⋅28,7=2,9 м3.
Суммарный объем пропанта двух порций одной стадии МГРП равен объему трещин, т.е. W=V1+V2=28,7+2,9=31,6 м3.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Трещины МГРП закрепляют пропантом в три этапа, причем в каждом последующем этапе закачивают порции пропанта как меньшего размера фракции, так и в меньшем объеме:
- 1-я порция пропанта с диаметром частиц D1=1,0 мм и объемом порции V1=32,6 м3;
- 2-я порция пропанта с диаметром частиц D2=1,0/6=0,17 мм и объемом порции V2=0,1⋅32,6=3,3 м3;
- 3-я порция пропанта с диаметром частиц D3=1,0/12=0,08 мм и объемом порции V3=0,03⋅32,6=1,0 м3.
Суммарный объем пропанта трех порций одной стадии МГРП равен объему трещин, т.е. W=V1+V2+V3=32,6+3,3+1,0=36,9 м3.
Пример 4. Выполняют, как пример 1. Трещины МГРП закрепляют пропантом в четыре этапа, причем в каждом последующем этапе закачивают порции пропанта как меньшего размера фракции, так и в меньшем объеме:
- 1-я порция пропанта с диаметром частиц D1=1,1 мм и объемом порции V1=41,6 м3;
- 2-я порция пропанта с диаметром частиц D2=1,1/6=0,18 мм и объемом порции V2=0,1⋅41,6=4,2 м3;
- 3-я порция пропанта с диаметром частиц D3=1,1/12=0,09 мм и объемом порции V3=0,03⋅41,6=1,2 м3;
- 4-я порция пропанта с диаметром частиц D4=1,1/24=0,05 мм и объемом порции V4=0,02⋅41,6=0,8 м3.
Суммарный объем пропанта четырех порций одной стадии МГРП равен объему трещин, т.е. W=V1+V2+V3+V4=41,6+4,2+1,2+0,8=47,8 м3.
Пример 5. Выполняют, как пример 1. Пятую порцию пропанта в первой стадии МГРП закачивают с диаметром частиц D5=1,4/48=0,03 мм и объемом порции V5=0,01⋅21,7=0,2 м3. Суммарный объем пропанта пяти порций первой стадии МГРП равен объему трещин: W1=V1+V2+V3+V4+V5=21,7+4,3+1,1+0,7+0,2=28,0 м3. Эксплуатацию горизонтальной скважины ведут до снижения дебита нефти до минимального экономически рентабельного значения 0,5 т/сут с учетом всевозможных обработок и водоограничений.
В результате эксплуатации было добыто 114,2 тысяч т нефти. По прототипу при прочих равных условиях эксплуатации было добыто 95,5 тысяч т нефти. Прирост добычи нефти по предлагаемому способу составил 18,7 тысяч т.
Предлагаемый способ позволяет повысить накопленную добычу нефти горизонтальной скважины за счет повышения эффективности технологии МГРП, достигаемой с применением пропанта с различным диаметром гранул, рассчитываемых и закачиваемых в определенном соотношении.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины.
Claims (1)
- Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта, включающий бурение или подбор уже пробуренной горизонтальной скважины, остановку скважины, проведение в скважине многостадийного гидравлического разрыва пласта – МГРП, определение зоны распространения трещин МГРП, закрепление трещин МГРП пропантом, последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта, освоение скважины, отбор продукции из скважины, отличающийся тем, что подбирают пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 5 мД, количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола, стадии размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие, суммарный объем закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, фиксируемых во время гидроразрыва, трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме: первой порцией закачивают пропант с диаметром частиц D и общим объемом порции V, второй порцией закачивают пропант, соответственно, с диаметром частиц D/6 и в объеме (0,2...0,1)·V, далее, при необходимости, третьей – D/12 и (0,03...0,05)·V, четвертой – D/24 и (0,02...0,03)·V, пятой – D/48 и (0,01...0,02)·V, между каждым этапом закачки пропанта проводят технологическую выдержку не более 2 часов, при этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне не менее 50% от максимального, при котором вели закачку пропанта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106171A RU2708746C1 (ru) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106171A RU2708746C1 (ru) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2708746C1 true RU2708746C1 (ru) | 2019-12-11 |
Family
ID=69006729
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019106171A RU2708746C1 (ru) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2708746C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111946321A (zh) * | 2020-09-17 | 2020-11-17 | 中国石油天然气集团有限公司 | 填砂暂堵压裂的支撑剂参数设计方法 |
| CN114320260A (zh) * | 2020-10-10 | 2022-04-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 获取支撑剂注入时间的方法、装置、设备及存储介质 |
| CN114592843A (zh) * | 2020-12-07 | 2022-06-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种增加水平井或大斜度井水力裂缝支撑面积的压裂方法 |
| WO2023075633A1 (en) * | 2021-11-01 | 2023-05-04 | Schlumberger Canada Limited | Acid fracturing treatment of a formation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050274523A1 (en) * | 2004-06-10 | 2005-12-15 | Brannon Harold D | Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment |
| RU2358100C2 (ru) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2374437C1 (ru) * | 2008-06-07 | 2009-11-27 | Андрей Михайлович Овсянкин | Способ проведения многоэтапного гидравлического разрыва пласта без подъема внутрискважинной компоновки |
| RU2489569C2 (ru) * | 2007-05-15 | 2013-08-10 | ДЖОРДЖИЯ-ПЭСИФИК КЕМИКАЛЗ, ЭлЭлСи | Уменьшение выноса материалов при обработке буровых скважин |
| RU2608380C1 (ru) * | 2015-12-25 | 2017-01-18 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта |
| RU2661513C1 (ru) * | 2017-07-18 | 2018-07-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи |
-
2019
- 2019-03-05 RU RU2019106171A patent/RU2708746C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050274523A1 (en) * | 2004-06-10 | 2005-12-15 | Brannon Harold D | Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment |
| RU2489569C2 (ru) * | 2007-05-15 | 2013-08-10 | ДЖОРДЖИЯ-ПЭСИФИК КЕМИКАЛЗ, ЭлЭлСи | Уменьшение выноса материалов при обработке буровых скважин |
| RU2358100C2 (ru) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2374437C1 (ru) * | 2008-06-07 | 2009-11-27 | Андрей Михайлович Овсянкин | Способ проведения многоэтапного гидравлического разрыва пласта без подъема внутрискважинной компоновки |
| RU2608380C1 (ru) * | 2015-12-25 | 2017-01-18 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта |
| RU2661513C1 (ru) * | 2017-07-18 | 2018-07-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111946321A (zh) * | 2020-09-17 | 2020-11-17 | 中国石油天然气集团有限公司 | 填砂暂堵压裂的支撑剂参数设计方法 |
| CN111946321B (zh) * | 2020-09-17 | 2022-11-29 | 中国石油天然气集团有限公司 | 填砂暂堵压裂的支撑剂参数设计方法 |
| CN114320260A (zh) * | 2020-10-10 | 2022-04-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 获取支撑剂注入时间的方法、装置、设备及存储介质 |
| CN114592843A (zh) * | 2020-12-07 | 2022-06-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种增加水平井或大斜度井水力裂缝支撑面积的压裂方法 |
| WO2023075633A1 (en) * | 2021-11-01 | 2023-05-04 | Schlumberger Canada Limited | Acid fracturing treatment of a formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2708746C1 (ru) | Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| RU2533393C1 (ru) | Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта | |
| RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| US10066471B2 (en) | Method for enhancing hydrocarbon recovery from tight formations | |
| RU2526430C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления | |
| US20130014951A1 (en) | Applying treatment fluid to a subterranean rock matrix | |
| RU2713047C1 (ru) | Способ пропантного гидравлического разрыва нефтяного пласта | |
| RU2320849C2 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважин | |
| RU2661513C1 (ru) | Способ выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи | |
| RU2599156C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины | |
| RU2528757C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме | |
| RU2616052C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| Jang et al. | Effect of fracture design parameters on the well performance in a hydraulically fractured shale gas reservoir | |
| Rodvelt | Vertical well construction and hydraulic fracturing for CBM completions | |
| CN114320250B (zh) | 低渗油藏的压裂、渗吸方法 | |
| RU2733869C1 (ru) | Способ разработки доманикового нефтяного пласта | |
| RU2560018C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| Xiao et al. | Slurry acid fracturing was first ever proposed to unlock the production potential in low permeability carbonate reservoir in central Iraq | |
| RU2652399C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта с глинистыми прослоями | |
| RU2385408C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяного или газового месторождения | |
| RU2627799C1 (ru) | Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым многостадийным гидроразрывом | |
| CN111411932A (zh) | 水平井分段完井改造一体化的方法及装置 | |
| Forni et al. | Conditioning pre-existing old vertical wells to stimulate and Test Vaca Muerta shale productivity through the application of pinpoint completion techniques |