RU2745640C1 - Method of gas deposit development in low permeable siliceous opokamorphic reservoirs - Google Patents
Method of gas deposit development in low permeable siliceous opokamorphic reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2745640C1 RU2745640C1 RU2020125085A RU2020125085A RU2745640C1 RU 2745640 C1 RU2745640 C1 RU 2745640C1 RU 2020125085 A RU2020125085 A RU 2020125085A RU 2020125085 A RU2020125085 A RU 2020125085A RU 2745640 C1 RU2745640 C1 RU 2745640C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fracturing
- reservoir
- horizontal
- natural
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 21
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 16
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 3
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 7
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 101100421439 Arabidopsis thaliana SGRL gene Proteins 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- 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
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Geometry (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для разработки газовых залежей в нетрадиционных для Западной Сибири низкопроницаемых порово-трещиноватых опоковидных коллекторах Березовской свиты.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for the development of gas deposits in non-traditional for Western Siberia, low-permeability porous-fractured opoka-like reservoirs of the Berezovskaya suite.
Газовые залежи Березовской свиты относятся к верхнемеловым отложениям и, в основном, сосредоточенны в центральной части Западно-Сибирского бассейна. До недавнего времени эти отложения для нефтегазодобывающих компаний не представляли промышленный интерес. Активно велось изучение и разработка газовых залежей традиционного типа сеноманского комплекса. В этой связи, среди опубликованных изобретений прямых аналогов на разработку низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторов нет.Gas deposits of the Berezovskaya suite belong to the Upper Cretaceous deposits and are mainly concentrated in the central part of the West Siberian basin. Until recently, these deposits were not of industrial interest for oil and gas companies. The study and development of gas deposits of the traditional type of the Cenomanian complex was actively carried out. In this regard, among the published inventions there are no direct analogues for the development of low-permeability siliceous opoka-like reservoirs.
Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многократного гидравлического разрыва пласта (RU2528309C1, МПК Е21В43/20, Е21В43/26, опубл. 10.09.2014), включающий бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие. При этом сначала проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальных стволах добывающих скважинах, получая трещины параллельно максимального главного напряжения пласта, ведут закачку воды в горизонтальные нагнетательные скважины с температурой t, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины. В ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, определяемом предлагаемой формулой, фиксируют изменение максимального главного напряжения пласта в призабойной зоне нагнетательной скважины в результате закачки холодной воды, проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальном стволе нагнетательной скважины, получая трещины параллельно измененного максимального главного напряжения пласта, после чего вновь переходят на закачку неохлажденной воды.A known method of developing an oil reservoir with horizontal wells with multiple hydraulic fracturing (RU2528309C1, IPC Е21В43 / 20, Е21В43 / 26, publ. 09/10/2014), including drilling horizontal production and injection wells with parallel horizontal boreholes or selection of such already drilled wells , determination of the initial direction of the maximum principal formation stress, multiple hydraulic fracturing of the formation in horizontal wells of production and injection wells, water injection through horizontal injection wells and product withdrawal through horizontal production wells. At the same time, at first, multiple hydraulic fracturing of the formation is carried out in horizontal wells of production wells, receiving cracks parallel to the maximum main stress of the formation, water is injected into horizontal injection wells with a temperature t equal to the current temperature of the formation t, and production is withdrawn through horizontal production wells. In the next winter period, the injected water is cooled to a temperature of (0.5-0.7) t and injected in a volume determined by the proposed formula, the change in the maximum main formation stress in the bottomhole zone of the injection well as a result of cold water injection is recorded, multiple hydraulic fracturing of the formation is carried out in the horizontal wellbore of the injection well, receiving fractures in parallel with the modified maximum main formation stress, after which they again switch to the injection of uncooled water.
Недостатком данного способа является то, что строительство горизонтальных добывающих скважин ведется исходя из предполагаемой оценки распространения продукции пласта без учета наиболее вероятных для каждой залежи геологической и седиментологической неоднородности (анизотропия латеральной проницаемости).The disadvantage of this method is that the construction of horizontal production wells is carried out on the basis of the estimated distribution of the formation production without taking into account the most probable geological and sedimentological heterogeneity for each deposit (anisotropy of lateral permeability).
Известен способ эффективной разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах (RU2515776 С1, МПК Е21В43/16, Е21В43/26, опубл. 20.05.2014), включающий бурение на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин, в том числе с многоствольным окончанием, воздействуют через них на газовую залежь путем гидроразыва низкопроницаемых пород. Согласно изобретению бурят на газовую залежь вертикальную скважину, а на ее забой в залежи навигационно бурят по периферии вертикально-горизонтальные протяженные скважины и соединяют их в единую гидравлически связанную систему. После этого обеспечивают стадию стимулирования притока природного газа к необсаженным горизонтальным буровым каналам в залежи. Для этого в периферийные вертикально-горизонтальные скважины нагнетают насосами воду с ее стоком в вертикальную скважину. Эту скважину прикрывают и поднимают давление в горизонтальных буровых каналах до величины, превышающей горное давление вышележащих пород на этой глубине. Затем начинают нагнетать в вертикально-горизонтальные скважины воздух высокого давления, а вертикальную скважину открывают в атмосферу. Давление в горизонтальных буровых каналах снижают от максимального до минимального 0,1-0,2 МПа. Подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на залежь через горизонтальные буровые каналы повторяют многократно и стимулируют этим раскрытие микропор и микротрещин в зонах залежи, прилегающих к горизонтальным буровым каналам, а, следовательно, приток природного газа к вновь созданным искусственным коллекторам.There is a known method for the effective development of gas fields in low-permeability rocks (RU2515776 C1, IPC Е21В43 / 16, Е21В43 / 26, publ. 05/20/2014), including drilling vertical and horizontal wells at the field, including those with multilateral ends, impact through them on the gas deposit by hydraulic fracturing of low-permeable rocks. According to the invention, a vertical well is drilled into the gas deposit, and long vertical wells are drilled along the periphery along the periphery of the well into the deposit, and they are connected into a single hydraulically connected system. Thereafter, a stage of stimulating the flow of natural gas to the open horizontal bore holes in the reservoir is provided. To do this, water is pumped into peripheral vertical-horizontal wells with its runoff into a vertical well. This well is covered and the pressure in the horizontal drilling channels is increased to a value exceeding the overburden pressure of the overlying rocks at this depth. Then, high-pressure air is injected into the vertical-horizontal wells, and the vertical well is opened into the atmosphere. The pressure in horizontal drilling channels is reduced from maximum to minimum 0.1-0.2 MPa. Such a pneumohydraulic impulse action on the reservoir through horizontal drilling channels is repeated many times and thereby stimulates the opening of micropores and microcracks in the areas of the reservoir adjacent to the horizontal drilling channels, and, consequently, the flow of natural gas to the newly created artificial reservoirs.
Недостатком данного способа является низкий технологический контроль за эффективностью гидроразрыва пласта, сложность реализации и неприменимость к низкопроницаемым кремнистым опоковидным коллекторам по причине высокой набухающей способности глинистых минералов при контакте с водой, приводящего к полной потери проницаемости пласта.The disadvantage of this method is low technological control over the effectiveness of hydraulic fracturing, the complexity of implementation and inapplicability to low-permeability siliceous opoka-like reservoirs due to the high swelling capacity of clay minerals in contact with water, leading to a complete loss of formation permeability.
Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (RU2672292C1, МПК Е21В43/26, Е21В43/30, опубл. 13.11.2018), включающий этапы, на которых бурят добывающую горизонтальную скважину с МГРП, после чего проводят геофизические исследования по схеме каротаж - воздействие - каротаж для контроля процесса производства и определения геометрии трещины ГРП. Рассчитывают фактическую геометрию созданных трещин. По полученным результатам геофизических исследований рассчитывают область дренирования ГС с МГРП и выбирают предварительную сетку для бурения последующих двух горизонтальных скважин. Производят бурение двух параллельно расположенных добывающих ГС относительно первой по предварительно выбранной сетке, с проведением анализа интерференции горизонтальных скважин с МГРП при их одновременной эксплуатации и оценки оптимальности выбранной сетки. Проектируют и разбуривают всю залежь нефти по технологии ГС+МГРП по оптимальной плотности сетки скважин. Технический результат достигается тем, что перед проектированием и полным разбуриванием залежи нефти определяется оптимальная сетка горизонтальных скважин, исключающая интерференцию между ними после проведения многостадийного ГРП, вследствие чего увеличивается охват дренирования и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), а также снижаются капитальные затраты на строительство за счет уменьшения плотности сетки скважин. По предложенному способу производят бурение горизонтальных скважин по пласту с наилучшими коллекторскими свойствами (по результатам геофизических исследований в пробуренных скважинах на участке, но ранее не эксплуатирующих данный продуктивный горизонт) по рассчитанной плотности сетки. Технологию и интервалы стадий ГРП выбирают по результатам успешности проведения различных видов ГРП на пробуренных наклонно-направленных скважинах, с учетом максимального вовлечения в работу всех продуктивных пропластков горизонта.There is a known method for the development of an oil reservoir with horizontal wells with multistage hydraulic fracturing (RU2672292C1, IPC Е21В43 / 26, Е21В43 / 30, publ. 11/13/2018), including the stages at which a production horizontal well with multistage hydraulic fracturing is drilled, after which geophysical studies are carried out according to the scheme logging - stimulation - logging to control the production process and determine the geometry of the hydraulic fracture. The actual geometry of the cracks created is calculated. Based on the results of geophysical studies, the drainage area of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing is calculated and a preliminary grid is selected for drilling the next two horizontal wells. Drilling of two parallel production horizontal wells relative to the first one is carried out along a pre-selected grid, with analysis of the interference of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing during their simultaneous operation and evaluation of the optimality of the selected grid. The entire oil reservoir is designed and drilled using the HW + multistage hydraulic fracturing technology according to the optimal well pattern density. The technical result is achieved by the fact that before the design and complete drilling of the oil reservoir, the optimal grid of horizontal wells is determined, which eliminates interference between them after multi-stage hydraulic fracturing, as a result of which the drainage coverage and the final oil recovery factor (ORF) increase, as well as the capital costs of construction for by reducing the density of the well grid. According to the proposed method, horizontal wells are drilled in a formation with the best reservoir properties (according to the results of geophysical studies in wells drilled in the area, but not previously operating this productive horizon) according to the calculated grid density. The technology and intervals of hydraulic fracturing stages are selected based on the results of the success of various types of hydraulic fracturing in drilled directional wells, taking into account the maximum involvement of all productive layers of the horizon in the work.
Недостатком данного способа является то, что строительство горизонтальных скважин планируется и ведется без учета неоднородности пласта, которая может быть вызвана природными трещинами (анизотропия латеральной проницаемости), что накладывает ограничения в части его реализации на этапе планирования размещения скважин и портов ГРП в горизонтальном стволе. Соответственно масштабируемость технологии будет значительно ограничена геологическими особенностями и ФЕС пласта, а также неопределенностями результатов ПГИ.The disadvantage of this method is that the construction of horizontal wells is planned and carried out without taking into account the heterogeneity of the formation, which can be caused by natural fractures (anisotropy of lateral permeability), which imposes restrictions on its implementation at the stage of planning the placement of wells and hydraulic fracturing ports in a horizontal wellbore. Accordingly, the scalability of the technology will be significantly limited by the geological features and reservoir properties of the reservoir, as well as by the uncertainties in the PLT results.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором (RU2660973, МПК Е21В43/20, опубл. 11.07.2018), включающий бурение пилотной скважины, определение по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи, бурение из пилотной скважины одинаковых разнонаправленных парных горизонтальных стволов, которые направлены в противоположные стороны от скважины. Причем первая пара горизонтальных стволов бурится перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. При этом после проводки каждого горизонтального ствола отбором определяют прирост дебита продукции в пилотной вертикальной скважине. По завершению строительства горизонтальных стволов, прирост дебитов парных стволов суммируют. Отбирают две наиболее продуктивные в суммарном выражении пары стволов, при виде сверху по направлению пар строят векторы с началом в пилотной вертикальной скважине, пропорциональные суммарному дебиту этих пар с углом между ними, не превышающим 90°. Суммируют полученные векторы. Параллельно направлению полученного вектора строят дополнительную пилотную скважину с несколькими наклонными и горизонтальными однонаправленными стволами, но с разными зенитными углами, имеющими одинаковую длину вскрытого участка в залежи. Определяют продуктивность каждого ствола, отбирают два наиболее продуктивных ствола и по направлению этих стволов в вертикальной плоскости строят векторы с началом в дополнительной пилотной скважине, пропорциональные их дебиту, суммируют полученные векторы. Параллельно направлению полученных векторов по направлению в горизонтальной и вертикальной плоскостях оснащают всю залежь добывающими и нагнетательными скважинами.The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing an oil reservoir with a fractured reservoir (RU2660973, IPC Е21В43 / 20, publ. 11.07.2018), including drilling a pilot well, determining the prevailing direction of fracturing of the reservoir according to geophysical studies in the productive reservoir, drilling from the pilot well of the same multidirectional paired horizontal boreholes, which are directed in opposite directions from the well. Moreover, the first pair of horizontal wells is drilled perpendicular to the direction of natural fracturing. In this case, after drilling each horizontal wellbore, the production rate increase in the pilot vertical well is determined by sampling. Upon completion of the construction of horizontal wells, the increase in production rates of the paired wells are summed up. Two pairs of boreholes that are most productive in total terms are selected, when viewed from above in the direction of the pairs, vectors are constructed with the beginning in the pilot vertical well, proportional to the total production rate of these pairs with an angle between them not exceeding 90 °. The resulting vectors are summed up. Parallel to the direction of the obtained vector, an additional pilot well is built with several inclined and horizontal unidirectional boreholes, but with different zenith angles, having the same length of the exposed section in the reservoir. The productivity of each wellbore is determined, the two most productive wellbores are selected and vectors are constructed in the vertical plane along the direction of these wellbores with the beginning in an additional pilot well, proportional to their flow rate, the obtained vectors are summed up. Parallel to the direction of the obtained vectors in the direction in the horizontal and vertical planes, the entire deposit is equipped with production and injection wells.
Недостатком данного способа является технологическая сложность определения направления действительной миграции продукции в пласте, неучет наиболее вероятных для каждой залежи геологической и седиментологической неоднородности (анизотропия латеральной проницаемости), а значит и непригодность к применению на залежах большой протяженности.The disadvantage of this method is the technological complexity of determining the direction of the actual migration of products in the formation, the failure to take into account the most probable geological and sedimentological heterogeneity for each deposit (anisotropy of lateral permeability), and therefore unsuitability for use on long deposits.
Технической проблемой при использовании заявляемого изобретения является создание эффективной технологии разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах Березовской свиты.A technical problem when using the claimed invention is the creation of an effective technology for the development of gas deposits in low-permeability siliceous opoka-like reservoirs of the Berezovskaya suite.
Осуществление заявленного технического решения позволяет достичь технический результат, который заключается в повышении эффективности разработки газовой залежи за счет комплексного изучения объекта на предварительном этапе и диагностирования естественной трещиноватости и расстановки портов ГРП вдоль горизонтального ствола на этапе бурения добывающих скважин.The implementation of the claimed technical solution allows achieving a technical result, which consists in increasing the efficiency of gas reservoir development through a comprehensive study of the object at the preliminary stage and diagnosing natural fracturing and the placement of hydraulic fracturing ports along the horizontal wellbore at the stage of drilling production wells.
Указанный технический результат достигается способом разработки газовой залежи, характеризующейся наличием низкопроницаемых кремнистых порово-трещиноватых опоковидных коллекторов, включающим бурение горизонтальных добывающих скважин преимущественно с восходящим профилем в целевом интервале пласта и размещением кустов на участках залежи с развитой естественной трещиноватостью. Азимут бурения горизонтальных стволов выбирается перпендикулярно направлению максимального напряжения пласта δmax, организация притока природного газа к горизонтальному стволу обеспечивается методом многостадийного гидравлического разрыва (МГРП), добыча природного газа в режиме истощения пластовой энергии.The specified technical result is achieved by the method of developing a gas reservoir, characterized by the presence of low-permeability siliceous porous-fractured opoka-like reservoirs, including drilling horizontal production wells with predominantly ascending profile in the target interval of the reservoir and placing clusters in areas of the reservoir with developed natural fracturing. The azimuth of drilling horizontal wells is chosen perpendicular to the direction of the maximum formation stress δ max , the organization of natural gas inflow to the horizontal wellbore is provided by the method of multistage hydraulic fracturing (MSHF), natural gas production in the regime of depletion of reservoir energy.
Новым является то, что на этапе бурения горизонтальных добывающих скважин осуществляется диагностирование наличия естественных трещин в продуктивном коллекторе с использованием специальных комплексов ГИС (LWD) и методом «каротаж-воздействие-каротаж», а изучение развития естественной трещиноватости выполняется на предварительном этапе комплексного изучения объекта: сейсмические наблюдения, специальный комплекс ГИС (кросс-дипольный АКШ, электрические микроимиджеры), СГК/ИНГК-С, исследование керна, моделирование объекта с учетом геомеханических свойств и системы естественных микро и макротрещин.The novelty is that at the stage of drilling horizontal production wells, the presence of natural fractures in the productive reservoir is diagnosed using special logging systems (LWD) and the logging-stimulation-logging method, and the study of the development of natural fracturing is carried out at the preliminary stage of a comprehensive study of the object: seismic observations, a special GIS complex (cross-dipole ACS, electric microimages), SGK / INGK-S, core study, modeling of an object taking into account geomechanical properties and a system of natural micro and macro cracks.
Также новым является то, что для достижения максимального охвата разработкой низкопроницаемого порово-трещиноватого опоковидного газового коллектора Березовской свиты, характеризующегося высокой латеральной изменчивостью проницаемости, объем закачки и расположение портов ГРП вдоль горизонтального ствола выбирают в зависимости от наличия или отсутствия трещиноватости - на участке ГС в зоне отсутствия трещиноватости для повышения равномерности выработки и эффективности вовлечения запасов в разработку, размещение портов ГРП предпочтительно более плотное с расстоянием между портами L1. В зоне наличия трещиноватости, ввиду хорошей гидродинамической связанности коллектора, рекомендуется менее плотное размещение портов ГРП с расстоянием между портами L2>L1, например в 1,25-1,5 раза.It is also new that in order to achieve maximum development coverage of the low-permeability pore-fractured opoka-like gas reservoir of the Berezovskaya Formation, characterized by high lateral variability of permeability, the injection volume and the location of hydraulic fracturing ports along the horizontal wellbore are selected depending on the presence or absence of fracturing - in the HW section in the zone the absence of fracturing to increase the uniformity of production and the efficiency of involving reserves in development, the placement of hydraulic fracturing ports is preferably more dense with the distance between the ports L1. In the fractured zone, due to the good hydrodynamic connectivity of the reservoir, a less dense placement of hydraulic fracturing ports with a distance between ports L2> L1, for example, 1.25-1.5 times, is recommended.
Заявляемый способ поясняется иллюстрациями.The claimed method is illustrated by illustrations.
На фиг.1 изображен в плане фрагмент газовой залежи 1 с порово-трещиноватым опоковидным коллектором Березовской свиты, характеризующегося высокой латеральной изменчивостью проницаемости. Горизонтальные добывающие скважины 3 и 4 с проведением МГРП размещены преимущественно в зонах развития естественной трещиноватости 2. Принятые обозначения: δmax - направление максимального напряжения пласта, δтр - направление трещин МГРП добывающих горизонтальных скважин, L1 - расстояние между портами ГРП в зоне отсутствия естественной трещиноватости коллектора, L2 - расстояние между портами ГРП в зоне наличия естественной трещиноватости коллектора, при этом L2>L1.Figure 1 shows in plan a fragment of a
На фиг.2 представлен базовый и оптимизированный варианты размещения портов ГРП.Figure 2 shows the basic and optimized options for the placement of hydraulic fracturing ports.
На фиг.3 - график технологической эффективности за 20-летний период.Figure 3 is a graph of technological efficiency over a 20-year period.
Заявленный способ реализуется в следующей последовательности.The claimed method is implemented in the following sequence.
На газовой залежи 1 с порово-трещиноватым опоковидным коллектором Березовской свиты до бурения горизонтальных добывающих скважин проводят комплексное изучение объекта для уточнения геологического строения, фильтрационно-емкостных и подсчетных параметров. Определяют разрывные тектонические нарушения (амплитудные и безамплитудные разломы), наличие микротрещиноватости по разрезу и количественные характеристики трещин (геометрические параметры, интенсивность трещин на 1 м пласта), геомеханические свойства породы, ориентацию и магнитуду горизонтальных напряжений на разных участках залежи, газодинамические параметры пласта. С учетом полученных знаний о пласте строят цифровую модель залежи с учетом геомеханических свойств и системы естественных микро и макро трещин. На основе геомеханического моделирования картируют зоны трещиноватости, которые потенциально буду вносить вклад в работу коллектора. Данная информация используется в качестве входных и граничных условий для гидродинамической модели и оценки вариантов с расстановкой проектного фонда скважин. После проведения многовариантных расчетов проводят технико-экономическое обоснование разработки залежи для перехода к этапу реализации проектного бурения.On
Для диагностирования естественной трещиноватости на количественном уровне, в процессе бурения горизонтальных добывающих скважин 3 и 4 применяются геофизические приборы АКШ (SonicScope или аналоги) и микро-имиджеров (MicroScopeHD или аналоги) в составе компоновки приборов LWD с использованием буровых растворов на водной основе. При бурении скважин с растворами на углеводородной основе для количественной характеристики трещин предусмотрен специальный комплекс, позволяющий диагностировать и интерпретировать естественную трещиноватость после бурения скважины (прибор QuantaGeo или аналоги). Для диагностирования трещиноватости на качественном уровне в компоновке предусматривается датчик забойного давления - в случае пересечения зоны с естественной трещиноватостью возможно поглощение/фильтрация бурового раствора в пласт и локальное снижение циркуляционной плотности. В качестве дополнительной информации также могут служить данные с высокочувствительных датчиков измерения уровня бурового раствора на поверхности - в случае повышенной фильтрации в пласт часть раствора будет возвращаться в скважины при выключении насосов на поверхности (эффект «баллунинга»). Дополнительно, на этапе бурения в горизонтальных скважинах 3 и 4 проводят оценку наличия естественной трещиноватости методом «каротаж-воздействие-каротаж». Для этого в необсаженную скважину закачивают жидкость с радиоактивным изотопом (с содержанием минимального количества водной фазы), после чего проводят гамма-каротаж. Зоны трещиноватости вдоль горизонтального ствола выделяются по расхождению кривой ГК, записанной во время бурения, и кривой ГК, записанной после закачки жидкости с радиоактивным изотопом. Возможен вариант использования нагретой жидкости вместо жидкости с радиоактивным изотопом и записью высокочувствительной термометрии до и после закачки нагретой жидкости.To diagnose natural fracturing at a quantitative level, in the process of drilling
На основе геофизических данных, полученных в процессе бурения о зонах развития естественной трещиноватости в горизонтальный ствол скважин 3 и 4 спускают систему заканчивания для проведения МГРП.On the basis of geophysical data obtained during drilling on zones of natural fracturing development, a completion system is lowered into the horizontal bore of
В скважине 4, с учетом прохождения горизонтального ствола частично в зоне трещиноватости, порты ГРП расставляют с уплотненным шагом L1 и большим объемом закачки проппанта на участке отсутствия трещиноватости, а на участке наличия трещиноватости с увеличенным шагом L2 (например, до 1,5*L1) и меньшим объемом закачки проппанта.In
В скважине 3, с учетом наличия вдоль всего горизонтального ствола естественной трещиноватости, порты ГРП расставляют равномерно с увеличенным шагом L2.In well 3, taking into account the presence of natural fracturing along the entire horizontal wellbore, the hydraulic fracturing ports are spaced evenly with an increased L2 spacing.
По завершению размещения портов ГРП производят гидравлический разрыв пласта путем закачки проппанта на жидкостях разрыва углеводородной или водной основы. В случае использования в качестве жидкости разрыва гель ГРП на водной основе, для снижения набухания глинистых минералов породы Березовской свиты в состав жидкости разрыва добавляют стабилизатор глин и раствор KCl.Upon completion of the placement of hydraulic fracturing ports, hydraulic fracturing is performed by injecting proppant on fracturing fluids of a hydrocarbon or water base. In the case of using a water-based hydraulic fracturing gel as a fracturing fluid, a clay stabilizer and a KCl solution are added to the fracturing fluid to reduce the swelling of clay minerals in the Berezovskaya suite.
После освоения горизонтальных скважин и вывода на стабильный режим, осуществляется добыча природного газа в режиме истощения пластовой энергии, не превышая безопасную депрессию на пласт, рассчитанную по результатам геомеханического моделирования.After the development of horizontal wells and bringing them to a stable regime, natural gas is produced in the regime of depletion of reservoir energy, not exceeding the safe drawdown calculated according to the results of geomechanical modeling.
В качестве примера реализации заявляемого способа, на гидродинамической модели в симуляторе tNavigator выполнена оценка эффективности метода оптимизации размещения портов ГРП относительно зоны трещиноватости. Технологическая эффективность за 20-летний период составила до 14% дополнительной накопленной добычи газа, при этом, прирост годовой добычи в первые 5 лет эксплуатации достигает 30% (фиг.2, фиг.3).As an example of the implementation of the proposed method, on the hydrodynamic model in the tNavigator simulator, the effectiveness of the method for optimizing the placement of hydraulic fracturing ports relative to the fracture zone was evaluated. Technological efficiency over a 20-year period was up to 14% of additional cumulative gas production, while the increase in annual production in the first 5 years of operation reaches 30% (Fig. 2, Fig. 3).
Таким образом, при осуществлении заявляемого способа разработки, заявляемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение технического результата.Thus, when implementing the proposed development method, the claimed set of essential features ensures the achievement of the technical result.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020125085A RU2745640C1 (en) | 2020-07-28 | 2020-07-28 | Method of gas deposit development in low permeable siliceous opokamorphic reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020125085A RU2745640C1 (en) | 2020-07-28 | 2020-07-28 | Method of gas deposit development in low permeable siliceous opokamorphic reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2745640C1 true RU2745640C1 (en) | 2021-03-29 |
Family
ID=75353277
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020125085A RU2745640C1 (en) | 2020-07-28 | 2020-07-28 | Method of gas deposit development in low permeable siliceous opokamorphic reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2745640C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113738352A (en) * | 2021-09-27 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Heterogeneous gas reservoir identification method |
| CN114417564A (en) * | 2021-12-22 | 2022-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | Shale oil horizontal well fracturing parameter optimization method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2823116A1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-05 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing downhole stimulation operations |
| US20180094514A1 (en) * | 2015-04-30 | 2018-04-05 | Landmark Graphics Corporation | Shale geomechanics for multi-stage hydraulic fracturing optimization in resource shale and tight plays |
| RU2660683C1 (en) * | 2017-06-22 | 2018-07-09 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Method of developing low-permeability oil fields based on the use of horizontal wells with longitudinal fractures of hydraulic fracturing |
| RU2660973C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing an oil field with a fractured reservoir |
| RU2666573C1 (en) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
| RU2672292C1 (en) * | 2018-01-10 | 2018-11-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit development with horizontal wells with multi-stage fracing |
-
2020
- 2020-07-28 RU RU2020125085A patent/RU2745640C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2823116A1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-05 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing downhole stimulation operations |
| US20180094514A1 (en) * | 2015-04-30 | 2018-04-05 | Landmark Graphics Corporation | Shale geomechanics for multi-stage hydraulic fracturing optimization in resource shale and tight plays |
| RU2660683C1 (en) * | 2017-06-22 | 2018-07-09 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Method of developing low-permeability oil fields based on the use of horizontal wells with longitudinal fractures of hydraulic fracturing |
| RU2666573C1 (en) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
| RU2660973C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing an oil field with a fractured reservoir |
| RU2672292C1 (en) * | 2018-01-10 | 2018-11-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit development with horizontal wells with multi-stage fracing |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113738352A (en) * | 2021-09-27 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Heterogeneous gas reservoir identification method |
| CN113738352B (en) * | 2021-09-27 | 2024-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | Heterogeneous gas reservoir identification method |
| CN114417564A (en) * | 2021-12-22 | 2022-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | Shale oil horizontal well fracturing parameter optimization method |
| CN114417564B (en) * | 2021-12-22 | 2024-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | Shale oil horizontal well fracturing parameter optimization method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Li et al. | Development of unconventional gas and technologies adopted in China | |
| CN104747180B (en) | A kind of fracture-pore reservoir for waterflooding extraction analyzes method and application thereof | |
| CN111191849B (en) | Method for predicting water inflow of deep-buried working face in western mining area | |
| RU2761946C1 (en) | Method and device for determining the approach to the integrated development of shale and neighboring oil reservoirs | |
| CN110359895B (en) | Water exploration and drainage method for staged fracturing of horizontal well of heterogeneous huge and thick sandstone | |
| RU2745640C1 (en) | Method of gas deposit development in low permeable siliceous opokamorphic reservoirs | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| Vincent | Five things you didn’t want to know about hydraulic fractures | |
| RU2513216C1 (en) | Oil deposit development method | |
| CN107766689B (en) | Method for establishing reservoir permeability time-varying model for developing dynamic constraint | |
| Holditch et al. | The GRI staged field experiment | |
| Schmitz et al. | An integrated approach to development optimization in seven generations' Kakwa liquids rich Montney play | |
| RU2190761C1 (en) | Process of development of oil field with artificial formation pressure | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| CN108979611A (en) | A kind of oil-gas reservoir reservoir-level seam horizontal well drilling completion fracturing reform method | |
| Zimmermann et al. | Well path design and stimulation treatments at the geothermal research well GtGrSk4/05 in Groß Schönebeck | |
| RU2264533C2 (en) | Method for oil reservoir development in carbonate or terrigenous formation with developed macrocracks | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| Yang et al. | Optimization of the key geological target parameters of shale-gas horizontal wells in the Changning Block, Sichuan Basin | |
| Sneider | Reservoir Description of Sandstones | |
| Gou et al. | Numerical simulation of the multistage hydraulic fracturing and production in a tight gas horizontal well—history matching and preliminary optimization | |
| Zhang et al. | Exploration and Practice of Integrated Re-fracturing Technology for Horizontal Wells in Ultra-low Permeability Reservoirs in Huaqing Oilfield | |
| Muslimov | Problems of exploration and development modeling of oil fields | |
| Muslimov | Solving the Fundamental Problems of the Russian Oil Industry is the Basis for a Large-Scale Transition to Innovative Development | |
| Porlles et al. | Simulation-based economical modeling of hydraulic fracturing for Enhanced Geothermal System |