RU2737455C1 - Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек - Google Patents
Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек Download PDFInfo
- Publication number
- RU2737455C1 RU2737455C1 RU2019131182A RU2019131182A RU2737455C1 RU 2737455 C1 RU2737455 C1 RU 2737455C1 RU 2019131182 A RU2019131182 A RU 2019131182A RU 2019131182 A RU2019131182 A RU 2019131182A RU 2737455 C1 RU2737455 C1 RU 2737455C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- hydraulic fracturing
- reservoir
- density
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 30
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 30
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 29
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 11
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 241000272517 Anseriformes Species 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 42
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 39
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 31
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 13
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 11
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- -1 for example Substances 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 2
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 2
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- PXKSAXUKRMRORY-ZWKOTPCHSA-N 2-(3,4-dichlorophenyl)-n-[(1s,2r)-2-(2,5-dihydropyrrol-1-yl)cyclohexyl]-n-methylacetamide Chemical compound N1([C@@H]2CCCC[C@@H]2N(C)C(=O)CC=2C=C(Cl)C(Cl)=CC=2)CC=CC1 PXKSAXUKRMRORY-ZWKOTPCHSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 239000012779 reinforcing material Substances 0.000 description 1
- 230000000452 restraining effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- 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
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта - ГРП, высокорасчлененных слабоконсолидированных высокопроницаемых подгазовых водоплавающих нефтяных залежей с низким контрастом напряжений. В способе гидроразрыва пласта в условиях высокопроницаемого высокорасчлененного коллектора с низким контрастом напряжений перемычек проводят буферную стадию закачкой линейного геля для инициации трещины ГРП, затем закачивают смесь волокон поливинилового спирта и линейного геля, кольматирующую высокопроницаемые пропластки, затем закачивают смесь линейного геля плотностью 1250 кг/м3, суперлегкого проппанта плотностью 1,05-1,08 г/см3 и керамического тяжелого проппанта плотностью 2,77-2,88 г/см3, далее закачивают проппантную стадию - легкого проппанта плотностью 1,08-1,24 г/см3 на линейном геле, затем осуществляют продавку. Технический результат - создание необходимой геометрии трещины ГРП, повышение отбора пластовых флюидов за счет приобщения с помощью вертикальной трещины ГРП максимального числа продуктивных высокопроницаемых пропластков без ее прорыва в газонасыщенные и водонасыщенные пласты. 6 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта (ГРП), высокорасчлененных слабоконсолидированных высокопроницаемых подгазовых водоплавающих нефтяных залежей с низким контрастом напряжений. Примером такого целевого объекта является подгазовая водоплавающая залежь пластов ПК Русского месторождения, где проницаемость коллектора по керну варьируется в диапазоне от 1 мД до 4961 мД.
Залежи высоковязкой нефти пластов ПК1-7 относятся к верхнемеловым отложениям и, в основном, сосредоточены в центральной части Западно-Сибирского бассейна. До недавнего времени эти отложения для нефтегазодобывающих компаний не представляли промышленный интерес ввиду сложности извлечения запасов. Активно велось изучение данных пластов и проводились опытно-промышленные работы по различным технологиям извлечения нефти с применением полимерного заводнения, бурением многозабойных скважин. Технология гидроразыва пласта была апробирована на месторождениях-аналогах и показала успешность применения, но имеет ряд ограничений, связанных с рисками прорыва трещины в газоносный и/или водоносный пласт. При этом среди опубликованных изобретений прямых аналогов на разработку высокопроницаемых слабосцементированных коллекторов с привлечением технологии ГРП нет.
Известен способ гидравлического разрыва пласта, сложенного рыхлыми несцементированными породами, характеризующийся тем, что в продуктивный пласт через насосно-компрессорные трубы осуществляют закачку жидкости разрыва, содержащей водный раствор средне-модульного жидкого стекла. При достижении гидравлического разрыва пласта в жидкость разрыва дополнительно вводят проппант в количестве 100-150 кг на 1 м3 жидкости для крепления рыхлых несцементированных пород коллектора в призабойной зоне продуктивного горизонта, после завершения закачки расчетного количества жидкости разрыва с проппантом в пласт закачивают водно-спиртовый раствор хлорида кальция. RU 2416025 С1, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.04.2011.
Данный способ имеет ряд недостатков:
- Риск высоких утечек жидкости ГРП, представляющей собой маловязкий (2 мПа×с) текучий раствор кремниевой кислоты, образующийся при взаимодействии силиката натрия с агентом-сшивателем.
- Время гелеобразования раствора (1-5 ч) значительно превышает время проведения операций стандартного ГРП (до 30 мин). Экспериментально доказано, что при введении в 6%-ный водный раствор силиката натрия в качестве агента-сшивателя 0.9 или 0,8%-ного раствора соляной кислоты время начала гелеобразования составляет 1, 2 и 5 ч соответственно. Горбунов А.Т., Старковский А.В., Рогова Т.С. Физико-химические и фильтрационные исследования силикатно-полимерных гелей и их применение для изоляции высокопроницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, пос. Новоспасское, Материалы научно-практической конференции, 2000 г., с. 124-137.
- Вязкость геля спустя 40 минут после начала процесса возрастает с 2 до 60 мПа×с, а динамика роста вязкости имеет параболический характер. Следовательно, численные расчеты на симуляторе ГРП для модельной задачи показывают, что из-за высоких утечек маловязкой жидкости ГРП в суперколлекторе, трещина не развивается в высоту и не приобщает продуктивные пропластки за пределами зоны перфорации, что существенно может снизить эффективность ГРП для высокорасчлененного слабосцементированного высокопроницаемого коллектора.
Известен способ гидроразрыва подземного пласта, который включает первую стадию (без проппанта) закачку жидкости ГРП, содержащей гель для создания трещины в пласте, и вторую стадию, которая включает добавление проппанта в закачиваемую жидкость гидроразрыва для предотвращения смыкания образовавшейся трещины, а также дополнительно добавку волокон в жидкость гидроразрыва для формирования кластеров проппанта в образовавшейся трещине и создания каналов для движения пластовой жидкости. Добавленные волокна способны разлагаться в жидкости гидроразрыва на водной основе или в скважинной жидкости, например, это волокна на основе полимолочной кислоты (ПМК), полигликолевой кислоты, полиэтилентерефталата (ПЭТФ), поливинилового спирта и их сополимеров и т.п. Проппант состоит из смеси групп частиц проппанта, имеющих разный диаметр, причем соотношение диаметров частиц проппанта в каждой группе и количество частиц проппанта в каждой группе выбирают так, чтобы минимизировать пористость получаемых кластеров или островков проппанта. Дополнительно применяют третью стадию, при осуществлении которой непрерывно вводят в жидкость гидроразрыва укрепляющий материал и/или консолидирующий материал, представляющий собой удлиненные частицы, повышающие транспортирующие возможности жидкости по переносу проппанта. RU 2404359 С2, опубл. 20.11.2010.
К недостаткам способа можно отнести то, что в условиях высокопроницаемого высокорасчлененного коллектора не обеспечивается кольматация высокопроницаемых пропластков.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ, гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и газоносным горизонтом разработки низкопроницаемых коллекторов. Суть способа заключается в перфорации интервала продуктивного пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, с последующим спуском колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, проведением ГРП и закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом. После чего проводят стравливание давления из скважины, распакеровку и извлечение пакера с колонной НКТ из скважины. Процесс ГРП начинают с закачки гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель для создания трещины в продуктивном пласте. После чего созданную трещину развивают закачкой линейного геля плотностью 1150 кг/м3 со сверхлегким проппантом плотностью 1050 кг/м3 фракции 40/80 меш массой 3 т с концентрацией 200 кг/м3. Затем производят крепление трещины закачкой сшитого геля с проппантом фракции 20/40 меш или 12/18 меш, в зависимости от проницаемости продуктивного пласта, порциями со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 900 кг/м3. При этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 100 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 12/18 меш. RU 2618544 С1, МПК Е21В 43/267, С09К 8/80, опубл. 04.05.2017.
Недостатком данного технического решения является высокий риск прорыва трещины ГРП в водонасыщенный и газанасыщенный пласт. При этом резкое обводнение продукции значительно влияет на коэффициент извлечения запасов и в целом экономическую выгоду при разработке пласта. Возникает дополнительная необходимость утилизации добываемой воды и газа, а также решения проблемы пониженного притока высоковязкой нефти.
Технической задачей предлагаемого изобретения является разработка способа гидроразрыва пласта в условиях высокопроницаемого высокорасчлененного коллектора, обеспечивающего предотвращение прорыва трещин ГРП в вышележащий газонасыщенный пласт и подстилающую воду в условиях низкого контраста напряжений между коллектором и неколлектором, равномерную выработку углеводородов многопластовой залежи и повышение коэффициент нефтеотдачи. При этом важным аспектом является решение одновременно двух задач:
1. Выравнивание профиля утечек маловязкой жидкости ГРП для обеспечения роста трещины ГРП в высоту и приобщения продуктивных пропластков ниже и выше интервала перфорации;
2. Контроль вертикального роста трещины ГРП, который обеспечивает отсутствие прорыва в газонасыщенные и водонасыщенные пропластки.
Технический результат от реализации изобретения заключается в создании необходимой геометрии трещины ГРП, повышении отбора пластовых флюидов за счет приобщения с помощью вертикальной трещины ГРП максимального числа продуктивных высокопроницаемых пропластков без ее прорыва в газонасыщенные и водонасыщенные пласты.
Технический результат достигается тем, что согласно изобретению, в способе гидроразрыва пласта в условиях в условиях высокопроницаемого высокорасчлененного коллектора с низким контрастом напряжений перемычек, проводят буферную стадию закачкой линейного геля для инициации трещины ГРП, затем закачивают смесь волокон поливинилового спирта и линейного геля, кольматирующую высокопроницаемые пропластки, затем закачивают смесь линейного геля плотностью 1250 кг/м3, суперлегкого проппанта плотностью 1,05-1,08 г/см3 и керамического тяжелого проппанта плотностью 2,77-2,88 г/см3, далее закачивают проппантную стадию - легкого проппанта плотностью 1,08-1,24 г/см3 на линейном геле, затем осуществляют продавку.
В процессе используют линейный гель плотностью 1250 кг/м3.
Отличительной особенностью заявленного способа является то, что после буферной стадии ГРП на линейном геле проводится закачка разлагаемого со временем отклонителя, в качестве которого используют волокна ПВС, после чего закачивается смесь линейного геля, суперлегкого и тяжелого проппанта, после чего в пласт закачивают проппантные стадии с легким проппантом на линейном геле. Рост трещины в высоту обеспечивается за счет двух факторов: уменьшения утечек через коллектор и увеличения эффективной вязкости смеси за счет высокой вязкости отклонителя.
Создание искусственных фильтрационных барьеров на границе гидравлической трещины ГРП и закачка стадий с легким проппантом на маловязкой жидкости с низким расходом являются сдерживающими факторами роста трещины в высоту. Дополнительным сдерживающим фактором роста трещины ГРП выступают высокие утечки приобщаемых пропластков коллектора на проппантных стадиях.
Отличительной особенностью также является то, что выбор отклонителя определяется геологическими условиями целевого объекта. Для определения объема буфера и отклонителя необходимы данные о мощности и проницаемости коллектора. При этом объем и рецептура отклонителя выбирается на основе лабораторного тестирования на керне коллектора в пластовых условиях (выполняется на этапе подготовки к работе). Также необходимо определение эффективной вязкости смеси линейного геля частиц и волокон поливиниловогоый спирта (ПВС) при температуре закачки ниже пластовой температуры (определяется в полевых условиях).
Предложенное техническое решение иллюстрируется фигурами, на которых показаны результаты численного геомеханического моделирования и дизайнов ГРП:
Фиг. 1 - геолого-геомеханическая модель для построения дизайна ГРП;
Фиг. 2 - геометрия трещины по результатам дизайнам ГРП на «жидком стекле»;
Фиг. 3 - геометрия трещины по результатам дизайнам ГРП на сшитом геле;
Фиг. 4 - геометрия трещины ГРП по предлагаемой технологии на конец буферной стадии;
Фиг. 5 - геометрия трещины ГРП по предлагаемой технологии после создания искусственных барьеров;
Фиг. 6 - результирующая геометрия трещина ГРП по предлагаемой технологии.
Способ осуществляется следующим образом: выполняют перфорацию в интервале продуктивного пласта скважины, проводят тестовые закачки (замещение и миниГРП), затем проводят гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Последовательность действий при проведении ГРП имеет ряд особенностей: закачивается буферная стадия (линейный гель), кольматирующая стадия (смесь ПВС волокон и линейного геля), создаются искусственные барьеры (смесь линейного геля, суперлегкого проппанта и керамического тяжелого проппанта), затем закачиваются при низком расходе проппантные стадии (легкий проппант на линейном геле) и, далее идет стадия продавки. После чего стравливается давление из скважины, проводится распакеровка и извлечение пакера с колонной НКТ из скважины.
Важно, что после буферной стадии ГРП на линейном геле необходимо провести закачку разлагаемого отклонителя, чтобы временно закольматировать высокопроницаемые интервалы в соответствии с их приемистостью. Рост трещины в высоту обеспечивается за счет двух факторов: уменьшения утечек через коллектор и увеличения эффективной вязкости смеси за счет высокой вязкости отклонителя.
При этом происходит отклонение потока жидкости ГРП от высокопроницаемых пропластков и выравнивание профиля гидравлической ширины трещины. Материал отклонителя должен обладать следующими характеристиками:
• высокие кольматирующие свойства;
• прочностные свойства, чтобы выдерживать перепад давления, превышающий контраст напряжений между коллектором и неколлектором;
• эффективная вязкость смеси отклонителя для обеспечения контролируемого роста трещины ГРП;
• способность отклонителя растворяться после операции ГРП с течением времени в пластовых условиях, не ухудшать фильстрационно-емкостные свойства коллектора.
Для низкотемпературных пластов ПК1-7(температура пласта 18-26°С), в качестве отклонителя могут быть рассмотрены полиольные экстраметрические материалы на основе поливинилового спирта. Кристалличность ПВС может использоваться для управления температурой, при которой ПВС растворяется (RU 2603990 С2, МПК Е21В 43/267, С09К 8/62, опубл. 10.12.2016). В зависимости от концентрации соли и линейного геля полимер ПВС растворяется в воде в температурном диапазоне от 10°С до 90°С (с шагом 10°С). Волокна ПВС полностью растворяются в воде при доведении до определенной активирующей температуры, но фактически не растворимы при более низкой температуре в широком диапазоне рН и химических условий. Подобрать ПВС-волокна возможно таким образом, чтобы активирующая температура была выше температуры закачки, но ниже температуры пласта. Когда растворимость волокон управляется выдерживанием при низкой активирующей температуре, могут быть использованы линейные гели с низкой соленостью. Также растворение волокон может замедляться при помощи использования линейного геля с высокой соленостью - если активирующая температура превышена, растворение не происходит, пока соленость не уменьшена. Волокна ПВС, активирующиеся при определенной температуре, доступны под торговой маркой КУРАЛОН К-II (Курарэй Америка, Инкорпорэйтид).
Таким образом, выбор отклонителя определяется геологическими условиями целевого объекта. Для определения объема буфера и отклонителя необходимы данные о мощности и проницаемости коллектора. Объем и рецептура отклонителя выбирается на основе лабораторного тестирования на керне коллектора в пластовых условиях (выполняется на этапе подготовки к работе):
• Оценка кольматирующих свойств;
• Оценка прочностных свойств и температурной стабильности;
• Растворение в пластовых условиях;
• Взаимодействие с пластовыми жидкостями;
Также необходимо определение эффективной вязкости смеси линейного геля частиц и волокон ПВС при температуре закачки ниже пластовой температуры. Волокна с мелкими частицами из ПВС не только повышают эффективность жидкости ГРП, но и повышают эффективную вязкость смеси, благодаря чему на стадии кольматации трещина начинает интенсивно расти в высоту, приобщая новые продуктивные пропластки.
Чтобы избежать прорыва трещины в газ и воду необходимо применить технологии ограничения роста трещины. Это достигается за счет комбинированного эффекта создания искусственных фильтрационных барьеров на границе гидравлической трещины ГРП и закачки стадий с легким проппантом на маловязкой жидкости с низким расходом. Для этого между кольматирующией стадией и проппантными стадиями необходимо закачать смесь линейного геля суперлегкого и тяжелого проппанта. Вследствие разной плотности и низкой вязкости жидкости ГРП, тяжелый проппант осаждается на дне, а суперлегкий проппант, всплывает вверх вдоль созданной гидравлической трещины, образуя фильтрационные барьеры и ограничивая последующее распространение трещины в газонасыщеные и водонасыщенные пласты [SPE-25917]. Дополнительным сдерживающим фактором роста трещины в высоту выступают высокие утечки вновь приобщаемых пропластков коллектора. Использование отклонителя создает условия для ограничения роста трещины в высоту и безаварийной закачки легкого проппанта на линейном геле. Без применения отклонителя маловязкая жидкость будет фильтроваться в высокопроницаемые пропластки и предлагаемый способ контроля роста трещины будет неэффективен.
Преимущество предлагаемого способа заключается в том, что трещина ГРП приобщает все продуктивные пропластки за одну операцию ГРП. Таким образом, обеспечивается равномерная выработка пластов многопластовой залежи и максимальный отбор пластовых флюидов после ГРП. Возможным недостатком технологии является, чувствительность отклонителя к температуре пласта и вероятность повышения скин-фактора после ГРП при неполном растворении кольматанта.
Для иллюстрации предлагаемого способа ГРП рассмотрена модельная задача с равномерным переслаиванием пород мощностью 5 м, с контрастом горизонтальных напряжений не более 5 атм. и высокой проницаемостью пропластков. График закачки по предлагаемой технологии ГРП представлен в Таблице.
Расчет геометрии трещины после кольматирующей стадии показал, что гидравлическая высота трещины значительно выросла, ширина является достаточной для свободного прохождения проппанта в области перемычек. При закачке смеси проппанта и линейного геля под действием гравитации происходит сегрегация суперлегкого проппанта фракции 16/20 и тяжелого керамического проппанта фракции 12/18, вследствие чего достаточно быстро образуются ограничивающие рост трещины ГРП по высоте фильтрационные барьеры из проппанта. В процессе роста трещина ГРП приобщает новые незакольматированные высокопроницаемые пропластки. Как следствие, в приграничной области трещины ГРП высокие естественные утечки линейного геля в коллекторе не позволяют развить достаточную гидравлическую ширину для проникновения проппанта в области перемычек на границе трещины ГРП. Таким образом, искусственный фильтрационный барьер из проппанта выше и ниже трещины, не позволяет трещине ГРП выйти за пределы обозначенных границ газонефтяного и водонефтяного контакта. На последующих проппантных стадиях на низком расходе, трещина растет в ширину и длину. Модельные расчеты подтверждают, что после применения технологии динамического отклонения потока и технологии ограничения трещины в высоту, трещина ГРП не прорывается в газ и в воду, при этом охватывает все продуктивные пропластки.
Для оптимизации дизайна с учетом геологических условий целевого пласта необходимо провести геомеханическое моделирование целевого объекта и откалибровать напряжения на результаты тестовой закачки (замещение или мини-ГРП) перед проведением основной работы. Для определения объема буфера и кольматанта необходимы данные о мощности и проницаемости коллектора, свойствах и рецептура отклонителя определяются на основе лабораторных экспериментов.
Для каждого месторождения, в зависимости от геологических характеристик, расход жидкости, состав жидкости и проппантов, выбор кольматанта, длительность стадий, агрессивность закачки проппанта подбираются индивидуально с использованием геолого-геомеханического моделирования, лабораторных экспериментов и опытно-промышленных испытаний.
Claims (1)
- Способ гидроразрыва пласта в условиях высокопроницаемого высокорасчлененного коллектора с низким контрастом напряжений перемычек, отличающийся тем, что проводят буферную стадию закачкой линейного геля для инициации трещины ГРП, затем закачивают смесь волокон поливинилового спирта и линейного геля, кольматирующую высокопроницаемые пропластки, затем закачивают смесь линейного геля плотностью 1250 кг/м3, суперлегкого проппанта плотностью 1,05-1,08 г/см3 и керамического тяжелого проппанта плотностью 2,77-2,88 г/см3, далее закачивают проппантную стадию - легкого проппанта плотностью 1,08-1,24 г/см3 на линейном геле, затем осуществляют продавку.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019131182A RU2737455C1 (ru) | 2019-10-03 | 2019-10-03 | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019131182A RU2737455C1 (ru) | 2019-10-03 | 2019-10-03 | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2737455C1 true RU2737455C1 (ru) | 2020-11-30 |
Family
ID=73792368
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019131182A RU2737455C1 (ru) | 2019-10-03 | 2019-10-03 | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2737455C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114034597A (zh) * | 2021-12-09 | 2022-02-11 | 中国石油大学(华东) | 页岩岩心高温高压饱和、压裂、渗吸一体化装置及其实验方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2008580C1 (ru) * | 1991-05-31 | 1994-02-28 | Букраба Михаил Александрович | Система жидкостного охлаждения |
| RU2404359C2 (ru) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| RU2416025C1 (ru) * | 2010-04-13 | 2011-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ гидравлического разрыва и крепления пластов, сложенных рыхлыми несцементированными породами |
| US20120305247A1 (en) * | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| RU2522366C1 (ru) * | 2013-05-21 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2566542C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой |
| RU2592582C1 (ru) * | 2015-08-27 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2618544C1 (ru) * | 2016-03-03 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и газоносным горизонтом |
-
2019
- 2019-10-03 RU RU2019131182A patent/RU2737455C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2008580C1 (ru) * | 1991-05-31 | 1994-02-28 | Букраба Михаил Александрович | Система жидкостного охлаждения |
| RU2404359C2 (ru) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| RU2416025C1 (ru) * | 2010-04-13 | 2011-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ гидравлического разрыва и крепления пластов, сложенных рыхлыми несцементированными породами |
| US20120305247A1 (en) * | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| RU2522366C1 (ru) * | 2013-05-21 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2566542C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой |
| RU2592582C1 (ru) * | 2015-08-27 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2618544C1 (ru) * | 2016-03-03 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и газоносным горизонтом |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114034597A (zh) * | 2021-12-09 | 2022-02-11 | 中国石油大学(华东) | 页岩岩心高温高压饱和、压裂、渗吸一体化装置及其实验方法 |
| CN114034597B (zh) * | 2021-12-09 | 2023-11-21 | 中国石油大学(华东) | 页岩岩心高温高压饱和、压裂、渗吸一体化装置及方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| RU2523316C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| US6119776A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| US7748458B2 (en) | Initiation and propagation control of vertical hydraulic fractures in unconsolidated and weakly cemented sediments | |
| US7404441B2 (en) | Hydraulic feature initiation and propagation control in unconsolidated and weakly cemented sediments | |
| US9938810B2 (en) | Conductivity enhancement of complex fracture networks in subterranean formations | |
| US20150233226A1 (en) | Method for providing multiple fractures in a formation | |
| US6095244A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| US4387770A (en) | Process for selective injection into a subterranean formation | |
| RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| US10899958B2 (en) | Liquid gas treatment fluids for use in subterranean formation operations | |
| US20070199695A1 (en) | Hydraulic Fracture Initiation and Propagation Control in Unconsolidated and Weakly Cemented Sediments | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| US9759052B2 (en) | Swellable polymer particles for producing well treatments | |
| US3858658A (en) | Hydraulic fracturing method for low permeability formations | |
| RU2737455C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| CA2820932C (en) | Method for recovering hydrocarbons from a subterranean reservoir | |
| RU2464410C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами | |
| RU2183264C2 (ru) | Способ разрыва пласта | |
| RU2286445C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| US20220049153A1 (en) | Sand Consolidation Compositions And Methods Of Use | |
| CN114622884A (zh) | 一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法和应用 |