RU2737437C1 - Способ эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе - Google Patents
Способ эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2737437C1 RU2737437C1 RU2019134556A RU2019134556A RU2737437C1 RU 2737437 C1 RU2737437 C1 RU 2737437C1 RU 2019134556 A RU2019134556 A RU 2019134556A RU 2019134556 A RU2019134556 A RU 2019134556A RU 2737437 C1 RU2737437 C1 RU 2737437C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- wells
- formation
- bottomhole
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 43
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 40
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 18
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
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 области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с использованием горизонтальных скважин, где добычу нефти осуществляют из пласта со слабосцементированным коллектором. Технический результат - обеспечение стабильной работы скважины при максимально допустимой депрессии. Способ эксплуатации предусматривает обработку призабойной зоны скважин химическими составами, повышающими прочность пород. При освоении добывающих скважин отработку на добычу на минимальном дебите осуществляют до очистки призабойной зоны зафильтровой системы от мелких несцементированных частиц путем выноса их на поверхность в течение не менее суток. Затем осуществляют вывод скважины на целевое забойное давление с начальной скоростью изменения давления не более 2 атм в сутки. Скорость снижения забойного давления постоянно уменьшают по мере снижения величины текущего забойного давления до уменьшения концентрации мелких несцементированных частиц. При этом целевое забойное давление определяют по результатам совмещенного геомеханико-гидродинамического моделирования на основе распределения петрофизических свойств пласта вдоль ствола скважины, полученного по результатам интерпретации геофизических исследований и уточненного в процессе вывода скважины на режим. В качестве петрофизических свойств пласта вдоль ствола скважины используют, в частности, пористость и проницаемость пород пласта. Геомеханико-гидродинамическим моделированием устанавливают связь между созданными нагрузками при снижении забойного давления, деформацией пород и их разрушением вблизи скважины и на удалении - в области воронки давления. На нагнетательных скважинах осуществляют отработку на добычу в течение 3-6 месяцев до снижения рисков формирования каналов фильтрации. Забойное давление в этих скважинах снижают до появления признаков разрушения пород. В результате уточняют вышеупомянутое геомеханико-гидродинамическое моделирование и целевое забойное давление. 3 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений, где добыча нефти осуществляется из пласта со слабосцементированным коллектором.
Известны способы, нацеленные на снижение выноса частиц породы в скважину. По данным способам выполняют обработку призабойной зоны пласта химическими реагентами различного состава на основе полимеров и кислот [RU 2406818 С1 МПК Е21В 43/22, опубл. 20.12.2010, RU 2387806 С1 МПК Е 33/138, опубл. 27.04.2010, RU 2138616 С1 МПК Е 33/138, опубл. 27.09.1999].
Недостатками известных способов являются:
• несовершенство обработки призабойной зоны в условиях горизонтальных скважин, что приводит к неоднородности закрепления пород вблизи стенок стволов скважин;
• сложность составов для промыслового применения и необходимость использования кислот;
• обработка призабойной зоны не предотвращает разрушения пород в межскважинном пространстве на удалении от ствола скважины.
В условиях слабосцементированного коллектора депрессия на пласт приводит к разрушению и выносу частиц пород в направлении ствола горизонтальной скважины с разной степенью интенсивности в зависимости от величины депрессии, насыщения и прочности пород. В случае, если заканчивание скважины не эффективно справляется с выносом частиц или объемы выноса являются значительными, это может привести к снижению продуктивности скважины. Основные причины в данном случае - заиливание (забивка) фильтровой системы и песчаные пробки.
При этом механизм снижения продуктивности горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе следующий:
• при определенном перепаде давлений в единице объема пород слабосцементированного коллектора происходит разрушение структуры порового пространства. Наибольшие перепады давления создаются в призабойной зоне пласта, поэтому изначально разрушения происходят именно здесь. Наиболее подвержены разрушению высокопроницаемые участки коллектора;
• одновременно с фильтрацией пластового флюида происходит движение в направлении ствола добывающей скважины разрушенных, а также изначально незакрепленных частиц;
• при высоком количестве взвешенных частиц в фильтруемом флюиде при прохождении через щели (или отверстия) фильтровой системы ствола скважины происходит заиливание (забивка) щелей, при этом наибольшая интенсивность заиливания происходит напротив интервалов с наибольшей скоростью фильтрации флюида. Как следствие, из эксплуатации в первую очередь выбывают наиболее продуктивные интервалы горизонтального ствола скважины;
• частицы породы, проникшие внутрь фильтровой системы, не полностью выносятся на поверхность, образуя вдоль горизонтального ствола песчаные пробки. В первую очередь частицы осаждаются в области минимальной скорости потока по стволу, т.е. в наиболее удаленной части горизонтального ствола (носке скважины). По опыту эксплуатации, такие пробки в носке горизонтальной скважины практически не поддаются промывке, отсекая от эффективной эксплуатации часть ствола и снижая продуктивность скважины.
Кроме того, промысловые испытания показывают, что фильтровые системы в горизонтальных скважинах ограничивают вынос частиц пород, однако в целом не предотвращают разрушения пород, в том числе в удаленных зонах пласта [Васильев В.В., Иванцов Н.Н., Лапин К.Г., Волгин Е.Р., Торопов К.В. Поиск новых решений для оптимизации разработки Русского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2018. №4. С. 46-52]. Анализ количества выносимых частиц свидетельствует о постоянно происходящих в пласте геомеханических изменениях. В результате разрушения пород в каналах фильтрации между добывающей и нагнетательной скважинами происходит ускоренный рост обводненности. Таким образом, происходящие при заводнении негативные геомеханические изменения, усиленные неоднородностью пласта и вязкостной неустойчивостью фронта вытеснения, приводят к значительному снижению коэффициента охвата пласта вытеснением и, как следствие, к снижению конечной нефтеотдачи пласта.
Технической проблемой является разработка способа эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе, который позволит эксплуатировать горизонтальную скважину на минимально допустимом забойном давлении, при котором обеспечивается стабильная работа скважины без риска существенного разрушения пород в призабойной зоне и межскважинном пространстве в условиях слабосцементированного коллектора.
Реализация заявленного технического решения позволяет достичь технический результат, который заключается в сохранении стабильной работы скважины без роста скин-фактора из-за заиливания фильтровой системы или образования песчаных пробок в горизонтальном стволе в результате интенсивного выноса из пласта разрушенных частиц, при этом создается максимально допустимая депрессия на пласт, позволяющая реализовать добычной потенциал скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе при освоении добывающих скважин осуществляют отработку на добычу на минимальном технически достижимом дебите в течение не менее суток, после чего осуществляют вывод скважины на целевое забойное давление с начальной скоростью изменения давления не более 2-х атм. в сутки, целевое забойное давление определяют в результате совмещенного геомеханико-гидродинамического моделирования на основе распределения петрофизических свойств пласта вдоль ствола скважины, полученного по результатам интерпретации геофизических исследований и уточненного в процессе вывода скважины на режим, при этом на нагнетательных скважинах осуществляют отработку на добычу в течение 3-6 месяцев для снижения рисков формирования каналов преимущественной фильтрации.
Предложенное техническое решение иллюстрируется фигурами:
Фиг. 1 - Палетка для определения допустимого забойного давления добывающей скважины в зависимости от проницаемости и неоднородности пласта призабойной зоны;
Фиг. 2 - Динамика забойного давления в вариантах с различной по длительности предварительной отработкой нагнетательной скважины на добычу;
Фиг. 3а - Сравнение фактической и расчетной продуктивности скважин, на которых соблюдалось целевое забойное давление;
Фиг. 3б - Сравнение фактической и расчетной продуктивности скважин, на которых не соблюдалось целевое забойное давление.
Дополнительно на добывающих скважинах осуществляют обработку призабойной зоны пласта химическими составами, повышающими прочность пород, с целью безопасного снижения целевого забойного давления и повышения дебита нефти, при этом в нагнетательных скважинах перед переводом под закачку в период отработки на добычу снижают забойное давление до появления признаков разрушения пород и данным образом уточняют геомеханическую модель и оптимальное забойное давление на данном объекте.
Как видно из сравнения известных и заявляемого способов, основным отличием является то, что в предлагаемом способе решения направлены на обеспечение геомеханической стабильности пород не только в призабойной зоне пласта, но и на удалении от скважины, что позволяет обеспечить целевую продуктивность скважины в долгосрочной перспективе. Тогда как в аналогах, даже при условии успешного повышения прочности пород призабойной зоны в условиях горизонтального ствола, распространение воронки депрессии за пределы обработанной зоны будет постепенно приводить к повышению выноса частиц пласта и, как следствие, риску развития скин-фактора и снижения продуктивности скважины, а также к намыванию каналов преимущественной фильтрации при закачке агента воздействия (например, воды), что приводит к преждевременному обводнению продукции добывающей скважины и, в конечном счете, к снижению нефтеотдачи пласта.
Отработка добывающих скважин при освоении на минимальном технически достижимом дебите в течение не менее суток необходима, чтобы избежать заиливания фильтровой системы в результате мобилизации в призабойной зоне пласта большого количества несцементированных частиц, как возникших в процессе бурения ствола, так и изначально присутствующих в пласте. Поскольку возникающий в пласте перепад давления при добыче максимален именно вблизи ствола добывающей скважины, создание минимальной депрессии и дебита в самом начале эксплуатации позволит постепенно очистить призабойную зону за фильтровой системой от мелких несцементированных частиц, которые проникают внутрь ствола вместе с флюидом и затем выносятся на поверхность по мере возрастания скорости потока. При этом крупные частицы, задерживаемые фильтровой системой, при небольших перепадах давления образуют вокруг щелей своего рода песочные арки, не препятствующие проникновению в ствол скважины флюида и мелких частиц. Данным образом обеспечивается начало безопасного вывода скважины на целевой режим.
После отработки добывающей скважины на минимальном режиме не менее суток осуществляют вывод скважины на целевое забойное давление с начальной скоростью изменения давления не более 2-х атм. в сутки, что позволяет минимизировать геомеханическую нагрузку на пласт в призабойной зоне, где наблюдаются наибольшие перепады давления при добыче. При этом скорость снижения забойного давления постоянно уменьшают по мере снижения величины текущего забойного давления. Это необходимо в связи с постоянным расширением воронки депрессии вокруг скважины и мобилизацией несцементированных частиц на все большем удалении и в большем объеме пласта. Снижение скорости изменения забойного давления позволит уменьшить концентрацию взвешенных частиц в поступающем в скважину флюиде, уменьшая вероятность заиливания фильтра или образования песчаных пробок. Кроме того, снижение забойного давления может приводить к разгазированию нефти и появлению свободного газа в потоке при условии эксплуатации ниже давления насыщения, что негативно влияет на геомеханическую стабильность пород.
По мере снижения забойного давления уточняют распределение петрофизических свойств вдоль горизонтального ствола скважины, в частности, пористости и проницаемости. Изначально определение данных свойств осуществляют в результате интерпретации геофизических каротажей, записанных до запуска скважины на добычу, например, во время бурения. По мере поступления промысловых данных выполняют настройку петрофизических зависимостей на фактическую продуктивность скважины.
Целевое забойное давление определяют с помощью совмещенного геомеханико-гидродинамического моделирования, в котором исследуется зависимость разрушения пород пласта от технологического режима работы скважин и распределения петрофизических свойств в призабойной зоне. Моделирование выполняют на основе лабораторных геомеханических экспериментов, в которых установлена связь между деформацией, разрушением пород и созданными нагрузками. Причем совмещенную модель настраивают на любые промысловые данные, свидетельствующие о проявлении негативных геомеханических изменений в пласте. Для оперативного использования результатов многовариантного моделирования готовят палетку для целевого объекта, на которой можно определить оптимальное забойное давление для комбинации ключевых петрофизических свойств вдоль ствола горизонтальной скважины. При этом важны данные именно призабойной зона пласта, поскольку наиболее критичные геомеханические изменения происходят именно в данной области при выводе скважины на целевой режим.
В свою очередь, на нагнетательной скважине до начала закачки осуществляют отработку на добычу нефти в течение 3-6 месяцев, поскольку отработка позволяет снизить пластовое давление вблизи ствола нагнетательной скважины. При дальнейшей закачке потребуется более низкое забойное давление для обеспечения целевой приемистости. Поскольку слабосцементированный коллектор уязвим к формированию (намыванию) каналов преимущественной фильтрации между нагнетательной и добывающей скважинами, обеспечение более низкого уровня давления закачки снижает риск намывания канала и, как результат, замедляет развитие обводнения добывающей скважины. С другой стороны, отработка нагнетательной скважины на добычу приводит к снижению пластового давления, что снижает дебит окружающих скважин. При этом восстанавливать пластовое давление путем закачки больших объемов в нагнетательную скважину не рекомендуется из-за возникновения повышенной репрессии на пласт и, как результат, риска формирования канала преимущественной фильтрации. Поэтому период отработки нагнетательной скважины должен быть ограниченным во времени и должен быть уточнен по результатам моделирования.
Дополнительно на добывающих скважинах осуществляют обработку призабойной зоны пласта химическими составами, повышающими прочность пород, с целью безопасного снижения целевого забойного давления и повышения дебита нефти. При этом глубина дополнительного снижения забойного давления ограничена не только новым значением прочности пород, возникшим в результате обработки, но и с учетом глубины проникновения эффекта обработки вокруг ствола горизонтальной скважины с целью недопущения снижения давления ниже рекомендуемого в области воронки давления, находящейся за областью, охваченной обработкой. Оценку глубины проникновения оптимально выполнить на совмещенной геомеханико-гидродинамической модели, в которой рассчитывают распределение давления в пласте при целевых режимах работы скважины с учетом различных значений прочностных свойств пород вблизи скважины и на удалении.
Кроме того, в нагнетательных скважинах перед переводом под закачку в период отработки на добычу снижают забойное давление до появления признаков разрушения пород и уточняют геомеханическую модель. Уточненная модель затем используется для актуализации указанной выше палетки, с помощью которой определяется оптимальное забойное давление добывающих скважин для различных геологических условий.
Подходящим объектом для исследования эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе являются пласты Покурской свиты и приуроченные к ним месторождения в Западной Сибири.
На горизонтальных скважинах одного из данных месторождений темпы падения дебита при эксплуатации на истощении наблюдаются в широком диапазоне. На некоторых изначально стабильно работающих скважинах зафиксировано резкое снижение продуктивности в 2 и более раз за период от 1 суток до 1 месяца. Анализ столь различной динамики работы скважин, находящихся в схожих геологических условиях, приводит к пониманию, что геомеханические изменения в слабосцементированных коллекторах могут оказывать определяющее влияние.
Совмещенное геомеханико-гидродинамическое моделирование позволяет динамически рассчитать изменение свойств пласта, например, проницаемости, от основных влияющих факторов:
где x=I, J, K - учет тензорного изменения свойств; 
- тип коллектора; Р и Т - давление и температура в ячейке модели. Для указанного месторождения выполнены лабораторные эксперименты, в результате которых получены зависимости геомеханических свойств от давления, насыщенности и типа коллектора. На нескольких репрезентативных секторных моделях выполнено совмещенное моделирование с целью определения оптимальных режимов эксплуатации для разных геолого-технологических предпосылок.
Численные эксперименты установили существенную вариативность допустимых забойных давлений и скорости вывода на режим от петрофизических свойств пласта вблизи ствола горизонтальной скважины. Данные результаты представлены в виде палетки, используемой при планировании работы новых и действующих горизонтальных скважин в условиях данного месторождения. Фиг. 1.
Дополнительные численные эксперименты проведены для определения оптимальной длительности отработки горизонтальных нагнетательных скважин на добычу. Установлено, что отработка в течение 3-6 месяцев позволяет снизить забойное давление при последующей закачке целевых объемов и, таким образом, уменьшить риски разрушения пород и формирования каналов преимущественной фильтрации. Фиг. 2.
На кустовой площадке рассмотренного месторождения для двух соседних горизонтальных скважин, расположенных в одинаковых геологических условиях, опробованы предложенные решения.
По способу скважины отрабатывались в течение 1-3 суток на минимальных технически возможных дебитах, после чего со скоростью снижения не выше 2 атм./сут. плавно выведены на целевое забойное давление, установленное с учетом лабораторных экспериментов и моделирования по алгоритму выше. Кроме того, при дальнейшей эксплуатации в скважине, которая запланирована нагнетательной, забойное давление было снижено ниже целевого. Данная скважина испытала резкое снижение продуктивности, которое затем не удалось восстановить промывками ствола и другими методами (Фиг. 3а 36).
Далее по способу скважина после накопленного времени отработки порядка 6 месяцев переведена под закачку, при этом достигнута целевая приемистость при пониженных забойных давлениях. Дальнейшая эксплуатация привела к постепенному росту обводнения продукции добывающей скважины, тогда как на соседнем участке месторождения в подобных геологических условиях, но при других технологических режимах эксплуатации, произошел быстрый прорыв агента закачки.
Таким образом, применением заявленного способа эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе на рассмотренном месторождении обеспечена стабильная эксплуатация элемента заводнения, а также уточнена геомеханическая модель и оптимальные условия эксплуатации последующих скважин, вводящихся в эксплуатацию на месторождении по данному способу.
В промысловых условиях способ реализуется следующим образом. По способу при освоении добывающих скважин осуществляют отработку на добычу на минимальном технически достижимом дебите в течение не менее суток, после чего осуществляют вывод скважины на целевое забойное давление с начальной скоростью изменения давления не более 2-х атм. в сутки. Целевое забойное давление определяют в результате совмещенного геомеханико-гидродинамического моделирования на основе распределения петрофизических свойств пласта вдоль горизонтального ствола скважины, полученного по результатам интерпретации геофизических исследований и уточненного в процессе вывода скважины на режим. При этом на нагнетательных скважинах осуществляют отработку на добычу в течение 3-6 месяцев, что позволяет снизить риски формирования каналов преимущественной фильтрации. Кроме того, в нагнетательных скважинах перед переводом под закачку в период отработки на добычу снижают забойное давление до появления признаков разрушения пород и данным образом уточняют геомеханическую модель и оптимальное забойное давление на целевом объекте. Дополнительно на добывающих скважинах осуществляют обработку призабойной зоны пласта химическими составами, повышающими прочность пород, с целью безопасного снижения целевого забойного давления и повышения дебита нефти.
Для каждого месторождения, в зависимости от геологических и геомеханических характеристик пласта, свойств пластовых флюидов и предполагаемых режимов работы скважин, оптимальное забойное давление, скорость вывода на режим, длительность отработки нагнетательных скважин на добычу подбираются индивидуально с использованием совмещенного геомеханико-гидродинамического моделирования, лабораторных экспериментов и промыслового опыта.
Claims (1)
- Способ эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе, включающий обработку призабойной зоны скважин химическими составами, повышающими прочность пород, отличающийся тем, что при освоении добывающих скважин отработку на добычу на минимальном дебите осуществляют до очистки призабойной зоны зафильтровой системы от мелких несцементированных частиц путем их выноса их на поверхность в течение не менее суток, после чего осуществляют вывод скважины на целевое забойное давление с начальной скоростью изменения давления не более 2 атм в сутки, а скорость снижения забойного давления постоянно уменьшают по мере снижения величины текущего забойного давления до уменьшения концентрации мелких несцементированных частиц, при этом целевое забойное давление определяют по результатам совмещенного геомеханико-гидродинамического моделирования на основе распределения петрофизических свойств пласта вдоль ствола скважины, полученного по результатам интерпретации геофизических исследований и уточненного в процессе вывода скважины на режим, в качестве петрофизических свойств пласта вдоль ствола скважины используют, в частности, пористость и проницаемость пород пласта, а геомеханико-гидродинамическим моделированием устанавливают связь между созданными нагрузками при снижении забойного давления, деформацией пород и их разрушением вблизи скважины и на удалении - в области воронки давления, при этом на нагнетательных скважинах осуществляют отработку на добычу в течение 3-6 месяцев до снижения рисков формирования каналов фильтрации, а забойное давление в них снижают до появления признаков разрушения пород, в результате чего уточняют вышеупомянутое геомеханико-гидродинамическое моделирование и целевое забойное давление.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019134556A RU2737437C1 (ru) | 2019-10-29 | 2019-10-29 | Способ эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019134556A RU2737437C1 (ru) | 2019-10-29 | 2019-10-29 | Способ эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2737437C1 true RU2737437C1 (ru) | 2020-11-30 |
Family
ID=73792320
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019134556A RU2737437C1 (ru) | 2019-10-29 | 2019-10-29 | Способ эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2737437C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4445574A (en) * | 1980-03-24 | 1984-05-01 | Geo Vann, Inc. | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation |
| RU2301323C2 (ru) * | 2005-08-08 | 2007-06-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Способ предотвращения разрушения породы в призабойной зоне пласта |
| RU2423605C1 (ru) * | 2007-08-01 | 2011-07-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ добычи тяжелой нефти из коллектора через горизонтальный ствол скважины и система скважины |
| RU2610485C1 (ru) * | 2015-11-19 | 2017-02-13 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки нефтегазовых залежей |
| RU2016105715A (ru) * | 2016-02-19 | 2017-08-24 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук | Способ заканчивания горизонтальных и субгоризонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе |
-
2019
- 2019-10-29 RU RU2019134556A patent/RU2737437C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4445574A (en) * | 1980-03-24 | 1984-05-01 | Geo Vann, Inc. | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation |
| RU2301323C2 (ru) * | 2005-08-08 | 2007-06-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Способ предотвращения разрушения породы в призабойной зоне пласта |
| RU2423605C1 (ru) * | 2007-08-01 | 2011-07-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ добычи тяжелой нефти из коллектора через горизонтальный ствол скважины и система скважины |
| RU2610485C1 (ru) * | 2015-11-19 | 2017-02-13 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки нефтегазовых залежей |
| RU2016105715A (ru) * | 2016-02-19 | 2017-08-24 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук | Способ заканчивания горизонтальных и субгоризонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20240263548A1 (en) | Methods and systems to control flow and heat transfer between subsurface wellbores connected hydraulically by fractures | |
| US4623021A (en) | Hydraulic fracturing method employing a fines control technique | |
| US20190249527A1 (en) | Simultaneous Fracturing Process | |
| US20160326853A1 (en) | Multiple wellbore perforation and stimulation | |
| RU2613713C1 (ru) | Способ разработки нефтеносного пласта | |
| RU2496001C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2666573C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с проведением повторного гидроразрыва пласта с изменением направления трещины | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| RU2312212C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором | |
| RU2515651C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| Manchanda et al. | Overcoming the impact of reservoir depletion to achieve effective parent well refracturing | |
| RU2732905C1 (ru) | Способ проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах | |
| RU2547530C1 (ru) | Способ разработки газонефтяных залежей | |
| RU2743478C1 (ru) | Способ добычи трудноизвлекаемого туронского газа | |
| RU2637539C1 (ru) | Способ формирования трещин или разрывов | |
| RU2737437C1 (ru) | Способ эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе | |
| Jang et al. | Effect of fracture design parameters on the well performance in a hydraulically fractured shale gas reservoir | |
| Fowler et al. | A success story: Screening and optimizing refracs in the Eagle Ford | |
| Bakker et al. | The New Dynamics of Underbalanced Perforating | |
| RU2247828C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2713026C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемого пласта нефтяной залежи | |
| Malhotra et al. | Horizontal-Well Fracturing by Use of Coiled Tubing in the Belridge Diatomite: A Case History | |
| Scott* et al. | Drill Bit Geomechanics and Fracture Diagnostics Optimize Completions in the Powder River Basin | |
| GUTMAN et al. | GEOMECHANICAL MODEL CONSTRUCTION FOR THE PURPOSE OF FRACTURING OPTIMIZATION ON THE EXAMPLE OF LANSKO-STAROOSKOLSKY DEPOSIT OF RECHITSA FIELD | |
| RU2779696C1 (ru) | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей |