RU2801728C1 - Hydraulic fracturing method - Google Patents
Hydraulic fracturing method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2801728C1 RU2801728C1 RU2022134126A RU2022134126A RU2801728C1 RU 2801728 C1 RU2801728 C1 RU 2801728C1 RU 2022134126 A RU2022134126 A RU 2022134126A RU 2022134126 A RU2022134126 A RU 2022134126A RU 2801728 C1 RU2801728 C1 RU 2801728C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- gel
- pressure
- rock
- concentration
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to a method of hydraulic fracturing in combination with isolation of water inflows in production wells using gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases, and can also be used to limit water inflows into oil and gas wells.
Известен способ гидравлического разрыва пласта с добывающей и нагнетательной скважинами, включающий спуск колонны труб с пакером в ствол продуктивной скважины, перекрытие межтрубного пространства над кровлей продуктивного пласта, подачу по колонне труб жидкости гидроразрыва, с созданием избыточного давления и образованием трещины, путем закачки жидкости гидроразрыва с вводом в нее расклинивающих частиц, выдержку во времени (см. патент РФ № 2516626, МПК Е21В 43/267, опубл. 20.05.2014, бюл. № 14).A known method of hydraulic fracturing with production and injection wells, including the descent of a pipe string with a packer into the wellbore, the overlap of the annular space above the roof of the productive formation, the supply of hydraulic fracturing fluid through the pipe string, with the creation of excess pressure and the formation of a fracture, by pumping the hydraulic fracturing fluid with by introducing proppant particles into it, exposure in time (see RF patent No. 2516626, IPC E21V 43/267, publ. 05.20.2014, bull. No. 14).
Недостатками известного способа являются недостаточная эффективность гидравлического разрыва вследствие возможности прорыва воды в продуктивный пласт с последующим обводнением скважины. Это связано, в первую очередь, с отсутствием проведения анализа результатов гидроразрыва пласта в смежных скважинах в части определения давления раскрытия трещин, интервала воздействия, а также зависимости между литологический типом (литотип) горной породы и концентрации модификатора для данного литотипа.The disadvantages of the known method are the insufficient efficiency of hydraulic fracturing due to the possibility of water breakthrough into the productive formation with subsequent flooding of the well. This is due, first of all, to the lack of analysis of the results of hydraulic fracturing in adjacent wells in terms of determining the fracture opening pressure, exposure interval, as well as the relationship between the lithological type (lithotype) of the rock and the modifier concentration for this lithotype.
Известен способ гидравлического разрыва пласта, включающий спуск колонны труб с пакером в ствол продуктивной скважины, перекрытие межтрубного пространства над кровлей продуктивного пласта, закачку изолирующего состава, последующую закачку линейного геля, прокачку сшитого геля в пласт давлением, выше давления гидравлического разрыва пласта, и с контролем расхода компонентов жидкостей, проведение мини гидравлического разрыва пласта с использованием жидкости проппантоносителя, продавку жидкости проппантоносителя, далее осуществление основного гидравлического разрыва пласта (см. патент РФ № 2566345, МПК Е21В 43/267, опубл. 27.10.2015, бюл. № 30), который принят за прототип.There is a known method of hydraulic fracturing, which includes lowering a pipe string with a packer into the wellbore, closing the annular space above the roof of the productive formation, pumping an insulating composition, then pumping a linear gel, pumping a cross-linked gel into the formation with a pressure higher than the hydraulic fracturing pressure, and with control the flow rate of fluid components, conducting mini hydraulic fracturing using a proppant carrier fluid, squeezing the proppant carrier fluid, then performing the main hydraulic fracturing (see RF patent No. which is taken as a prototype.
Недостатками известного способа являются низкая эффективность гидравлического разрыва вследствие возможности прорыва воды в продуктивный пласт с последующим обводнением скважины или недостаточным раскрытием трещин в связи с неполным соответствием технологии гидравлического разрыва параметрам пласта. Рациональные параметры режима гидравлического разрыва можно определить путем проведения анализа результатов гидроразрыва пласта в смежных скважинах в части определения давления раскрытия трещин, интервала воздействия, а также зависимости между литотипом горной породы и концентрации модификатора для данного литотипа.The disadvantages of the known method are the low efficiency of hydraulic fracturing due to the possibility of water breakthrough into the productive formation with subsequent watering of the well or insufficient opening of fractures due to the incomplete compliance of the hydraulic fracturing technology with the formation parameters. Rational parameters of the hydraulic fracturing regime can be determined by analyzing the results of hydraulic fracturing in adjacent wells in terms of determining the fracture opening pressure, exposure interval, as well as the relationship between the rock lithotype and the modifier concentration for this lithotype.
Технический результат изобретения заключается в создании способа гидравлического разрыва пласта, который позволяет проводить гидравлический разрыв пласта как в обводненных скважинах, так и в пластах, где после проведения процесса гидравлического разрыва пласта возможен прорыв воды и увеличение обводненности.The technical result of the invention is to create a method of hydraulic fracturing, which allows hydraulic fracturing both in flooded wells and in formations where, after the process of hydraulic fracturing, water breakthrough and an increase in water cut are possible.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе гидравлического разрыва пласта, включающем спуск колонны труб с пакером в ствол продуктивной скважины, перекрытие межтрубного пространства над кровлей продуктивного пласта, закачку изолирующего состава, последующую закачку линейного геля, прокачку сшитого геля в пласт давлением, выше давления гидравлического разрыва пласта, и с контролем расхода компонентов жидкостей, проведение мини гидравлического разрыва пласта с использованием жидкости проппантоносителя, продавку жидкости проппантоносителя, далее осуществление основного гидравлического разрыва пласта, согласно техническому решению, перед проведением гидравлического разрыва пласта, проводят анализ результатов гидравлического разрыва пласта по смежным скважинам в части определения давления раскрытия трещин, интервала воздействия, зависимости между литологическим типом горной породы и концентрацией модификатора для данного типа горной породы, определяют литологический тип горной породы в зоне проведения гидравлического разрыва пласта, проводят перфорацию выбранного интервала воздействия, и далее проводят закачку модификатора фазовой проницаемости на водной основе при давлении ниже давления раскрытия трещины, при этом концентрация модификатора фазовой проницаемости для горной породы алевролит пористостью не менее 8,9% и проницаемостью не менее 0,0029 мкм2 составляет соответственно не менее 12 л/м3 и 1-3 м3 на 1 метр эффективной мощности пласта, для горной породы глинистый песчаник пористостью не более 20,7% и проницаемостью не более 0,436 мкм2 - соответственно не менее 15 л/м3 и 3-5 м3 на 1 метр эффективной мощности пласта, для горной породы песчаника пористостью не более 26% и проницаемостью не более 1,249 мкм2 - соответственно не менее 18 л/м3 и 5-7 м3 на 1 метр эффективной мощности пласта, далее проводят стадию замещения модификатора фазовой проницаемости на водной основе на линейный гель, далее проводят закачку линейного геля и модификатора фазовой проницаемости с концентрацией не менее 10 л/м³ с увеличением давления нагнетания до давления, при котором происходит раскрытие трещины, далее проводят мини гидравлический разрыв пласта с одновременной закачкой сшитого геля и модификатора фазовой проницаемости с концентрацией не менее 10 л/м³, а стадию основного гидравлического разрыва пласта проводят на сшитом геле с пропантом, с добавлением стабилизатора глин, жидкого энзимного деструктора.The set task and the technical result are achieved by the fact that in the method of hydraulic fracturing, which includes lowering a pipe string with a packer into the wellbore of a productive well, closing the annular space above the roof of the productive formation, pumping an insulating composition, subsequent injection of a linear gel, pumping a cross-linked gel into the formation by pressure, above the hydraulic fracturing pressure, and with control of the flow of fluid components, mini hydraulic fracturing using a proppant carrier fluid, proppant carrier fluid squeezing, then the main hydraulic fracturing, according to the technical solution, before hydraulic fracturing, analyze the results of hydraulic fracturing for adjacent wells in terms of determining the crack opening pressure, exposure interval, the relationship between the lithological type of the rock and the concentration of the modifier for this type of rock, determine the lithological type of the rock in the zone of hydraulic fracturing, perforate the selected exposure interval, and then carry out the injection a water-based phase permeability modifier at a pressure below the fracture opening pressure, while the concentration of the phase permeability modifier for a siltstone rock with a porosity of at least 8.9% and a permeability of at least 0.0029 μm 2 is, respectively, at least 12 l/m 3 and 1 -3 m 3 per 1 meter of effective reservoir thickness, for clayey sandstone rock with porosity not more than 20.7% and permeability not more than 0.436 microns 2 - respectively, not less than 15 l / m 3 and 3-5 m 3 per 1 meter of effective thickness formation, for a sandstone rock with a porosity of not more than 26% and a permeability of not more than 1.249 μm 2 - respectively, not less than 18 l / m 3 and 5-7 m 3 per 1 meter of effective formation thickness, then the stage of replacing the water-based phase permeability modifier is carried out on a linear gel, then a linear gel and a phase permeability modifier with a concentration of at least 10 l/m³ are injected with an increase in injection pressure to a pressure at which the fracture opens, then a mini hydraulic fracturing is performed with simultaneous injection of a cross-linked gel and a phase permeability modifier with with a concentration of at least 10 l/m³, and the stage of the main hydraulic fracturing is carried out on a cross-linked gel with proppant, with the addition of a clay stabilizer, a liquid enzyme destructor.
При проведении основной стадии гидравлического разрыва пласта с загрузкой пропанта более 15 тонн и увеличенной концентрации энзимного деструктора проводят продавку гелевой смеси пропанта технической водой с добавлением модификатора фазовой проницаемости с концентрацией как до стадии замещения модификатора фазовой проницаемости на линейный гель.When carrying out the main stage of hydraulic fracturing with a proppant loading of more than 15 tons and an increased concentration of the enzyme destructor, the proppant gel mixture is squeezed with technical water with the addition of a phase permeability modifier with a concentration as before the stage of replacing the phase permeability modifier with a linear gel.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
Перед проведением гидравлического разрыва пласта проводят анализ результатов гидравлического разрыва пластов в смежных скважинах в части определения давления раскрытия трещин, интервала воздействия, зависимости между литологическим типом (литотип) горной породы и концентрацией модификатора для данного литотипа.Before hydraulic fracturing, the results of hydraulic fracturing in adjacent wells are analyzed in terms of determining the crack opening pressure, exposure interval, the relationship between the lithological type (lithotype) of the rock and the modifier concentration for this lithotype.
Выполняется перфорация скважины на выбранном интервале с учетом данных в смежных скважинах. Осуществляется спуск в скважину колонны труб, например, насосно-компрессорных труб, с пакером, с перекрытием межтрубного пространства над кровлей продуктивного пласта. The well is perforated at the selected interval, taking into account the data in adjacent wells. A string of pipes is lowered into the well, for example, tubing, with a packer, with the overlap of the annular space above the roof of the reservoir.
По результатам анализа данных в смежных скважинах уточняется литологический тип (литотип) горной породы в зоне перфорации и продуктивного пласта. Based on the results of data analysis in adjacent wells, the lithological type (lithotype) of the rock in the perforation zone and the reservoir is specified.
Проводят закачку модификатора фазовой проницаемости на водной основе при давлении ниже давления раскрытия трещины.A water-based phase permeability modifier is injected at a pressure below the fracture opening pressure.
При этом концентрация модификатора фазовой проницаемости и объем закачиваемой смеси для разных литологических типов горной породы определяются в зависимости от пористости и проницаемости пород согласно таблице 1. At the same time, the concentration of the phase permeability modifier and the volume of the injected mixture for different lithological types of rock are determined depending on the porosity and permeability of the rocks according to Table 1.
Таблица 1 – Зависимость концентрации модификатора фазовой проницаемости и объема смеси от свойств для разных типов горной породыTable 1 - Dependence of the concentration of the phase permeability modifier and the volume of the mixture on the properties for different types of rock
Далее проводят стадию замещения модификатора фазовой проницаемости на водной основе на линейный гель, далее проводят закачку линейного геля и модификатора фазовой проницаемости с концентрацией не менее 10 л/м³ с увеличением давления нагнетания до давления, при котором происходит раскрытие трещины.Next, the stage of replacing the water-based phase permeability modifier with a linear gel is carried out, then the linear gel and the phase permeability modifier with a concentration of at least 10 l/m³ are injected with an increase in the injection pressure to a pressure at which the fracture opens.
Далее проводят стадию мини гидравлического разрыва пласта с одновременной закачкой сшитого геля и модификатора фазовой проницаемости с концентрацией не менее 10л/м3. Завершается процесс проведением основного гидравлического разрыва пласта на сшитом геле, с добавлением стабилизатора глин, жидкого энзимного деструктора.Next, a stage of mini-hydraulic fracturing is carried out with simultaneous injection of a cross-linked gel and a phase permeability modifier with a concentration of at least 10 l/m 3 . The process is completed by carrying out the main hydraulic fracturing on a cross-linked gel, with the addition of a clay stabilizer, a liquid enzyme destructor.
При проведении основной стадии гидравлического разрыва пласта с загрузкой пропанта более 15 тонн и увеличенной концентрации энзимного деструктора проводят продавку гелевой смеси пропанта технической водой с добавлением модификатора фазовой проницаемости с концентрацией как до стадии замещения модификатора фазовой проницаемости на линейный гель.When carrying out the main stage of hydraulic fracturing with a proppant loading of more than 15 tons and an increased concentration of the enzyme destructor, the proppant gel mixture is squeezed with technical water with the addition of a phase permeability modifier with a concentration as before the stage of replacing the phase permeability modifier with a linear gel.
Пример определения объема смеси жидкости и модификатора фазовой проницаемости: An example of determining the volume of a mixture of liquid and phase permeability modifier:
При величине эффективной мощности для песчаника, составляющей 5 метра, необходимый минимальный объем смеси равен 5 * 5 м3 и равен 25 м3 при концентрации 18 л/м3 объем модификатора составит 25*18 л и будет равен 450 литров.With an effective power value for sandstone of 5 meters, the required minimum volume of the mixture is 5 * 5 m 3 and is equal to 25 m 3 at a concentration of 18 l / m 3 , the volume of the modifier will be 25 * 18 l and will be equal to 450 liters.
Claims (2)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2801728C1 true RU2801728C1 (en) | 2023-08-15 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2256787C1 (en) * | 2004-01-13 | 2005-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases |
US8181703B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
RU2566345C1 (en) * | 2013-10-22 | 2015-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method of formation hydraulic fracturing with water influx isolation in production wells |
US9869170B2 (en) * | 2015-03-17 | 2018-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling water production in horizontal wells with multistage fractures |
CN107237618B (en) * | 2016-03-28 | 2019-12-13 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for increasing yield and controlling water of bottom water sandstone gas reservoir |
RU2720717C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Intensification method for well operation |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8181703B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
RU2256787C1 (en) * | 2004-01-13 | 2005-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases |
RU2566345C1 (en) * | 2013-10-22 | 2015-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method of formation hydraulic fracturing with water influx isolation in production wells |
US9869170B2 (en) * | 2015-03-17 | 2018-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling water production in horizontal wells with multistage fractures |
CN107237618B (en) * | 2016-03-28 | 2019-12-13 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for increasing yield and controlling water of bottom water sandstone gas reservoir |
RU2720717C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Intensification method for well operation |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
САЛИМОВ В.Г. и др., Гидравлический разрыв карбонатных пластов, Москва: "Нефтяное хозяйство", 2013, стр. 22-23. КОЛМАКОВ А.В. и др., Опыт применения модификаторов относительных фазовых проницаемостей для ограничения водопритока газовых скважин Комсомольского месторождения, Территория Нефтегаз, 2011, N12, стр. 66-69. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7273104B2 (en) | Method of pumping an “in-the-formation” diverting agent in a lateral section of an oil and gas well | |
US4186802A (en) | Fracing process | |
RU2453694C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
CN112324412A (en) | Method for forming complex seam net through volume fracturing | |
RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
CN108952654B (en) | Fracturing method for oil and gas well | |
Chang et al. | Assessment of the condition of the near-wellbore zone of repaired wells by the skin factor | |
RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2351751C2 (en) | Method of improving hydro-dynamic connection of borehole with pay-out bed | |
RU2720717C1 (en) | Intensification method for well operation | |
RU2801728C1 (en) | Hydraulic fracturing method | |
RU2204703C2 (en) | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type | |
RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
GB2050467A (en) | Fracturing Subterranean Formations | |
RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
RU2285794C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells | |
CN112814641A (en) | Fracturing method of reservoir | |
RU2789895C1 (en) | Method for hydraulic fracturing in fractured carbonate formations | |
RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
RU2494243C1 (en) | Well operation intensification method |