WO2018067039A1 - Способ направленной разгрузки пласта - Google Patents

Способ направленной разгрузки пласта Download PDF

Info

Publication number
WO2018067039A1
WO2018067039A1 PCT/RU2017/050091 RU2017050091W WO2018067039A1 WO 2018067039 A1 WO2018067039 A1 WO 2018067039A1 RU 2017050091 W RU2017050091 W RU 2017050091W WO 2018067039 A1 WO2018067039 A1 WO 2018067039A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
depression
increase
permeability
pressure
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/050091
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Дмитрий Михайлович КЛИМОВ
Владимир Иосифович Карев
Юрий Федорович Коваленко
Максим Юрьевич Титоров
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Нтц "Геомеханика"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество С Ограниченной Ответственностью "Нтц "Геомеханика" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Нтц "Геомеханика"
Publication of WO2018067039A1 publication Critical patent/WO2018067039A1/ru

Links

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
    • E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
    • 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

Definitions

  • the invention relates to downhole hydrocarbon production technology and is directed to increasing the productivity coefficient in producing wells of the field and increasing the injectivity of injection wells.
  • a known method of processing injection wells by cleaning bottom-hole formation zones (BHP) to increase the permeability of reservoirs and, accordingly, injectivity of wells (see RF application 2000108427, E 21 V 43/22, 2001 [1]).
  • the known method involves the separation of groups of low-pressure injection wells with a low permeability bottom-hole zone of reservoirs and high-pressure injection wells with a high-permeability bottom-hole zone of reservoirs in a single hydrodynamic system.
  • a cluster pumping station they are manipulated by valves of water conduits, pauses are kept for one to three days with closed highly-responsive and open low-sensitive wells.
  • a differential pressure is created by adjusting the shutter valve.
  • a known method of processing the bottom-hole zone of the formation and regulating the permeability of the water-saturated reservoir to increase the injectivity of water injection wells (see RF patent 2166621, E 21 V 43/22, 2001 [2]). The method is carried out by injecting chemicals into the bottom-hole zone of injection wells, followed by a technological break.
  • a disadvantage of the known method is its limited application (only for water injection wells), a low increase in the permeability of the bottomhole formation zone and the duration of the implementation.
  • a known method of processing an injection well to increase its injectivity by increasing the permeability of the bottomhole formation zone (see RF application 92001969, E 21 V 43/27, 1994 [3]).
  • increasing the injectivity of injection wells and expanding the zone of its influence on the developed formation is achieved by creating a depression on the PZP, removing impurities and clogging substances, injecting a high-temperature mixture of water vapor with gas into the PZP, with which it is dissolved colmatating substances and infiltrate are melted and pumped into the depth of the formation at a distance at which their clogging effect is not manifested, after which the working agent is pumped.
  • a disadvantage of the known method is the difficulty of its implementation, since it is necessary to pump a mixture with a high temperature in the PZP, and low efficiency due to the fact that the clogging substances remain in the formation, reducing its permeability.
  • the method is not applicable to increase the productivity coefficient in production wells.
  • Closest to the claimed in its technical essence is a method of increasing the coefficient of productivity of an oil well, including recording its changes in the process of affecting the bottom-hole zone of the well (RU 2085718, E21 B43 / 25, 1997 [4]). Impact on the bottom-hole zone of the well is carried out by reducing the pressure on its bottom to a stepwise increase in the productivity coefficient of an oil well, followed by entering the operating mode with an increased productivity coefficient.
  • a disadvantage of the known method is the long waiting period for the well to reach optimal conditions. This is due to the fact that the amount of depression required to change the structure of the rock, leading to an increase in its permeability, is unknown.
  • the inventive method for directed unloading of a formation is aimed at increasing permeability in the near-wellbore zone of the well, improving the hydrodynamic connection of the remote zone of the formation with the well and, as a result, increasing the productivity coefficient in production and injectivity in injection wells.
  • the method of directed unloading of the formation to increase the productivity coefficient of oil and gas wells includes determining the stress cg with ⁇ 0, MPa, corresponding to an irreversible increase in the permeability of rock samples of the productive formation, determined from experiments on the study of the dependence of rock permeability in downhole areas from the stresses acting in them, and an increase in depression at the bottom of the well. In this case, depression at the bottom of the well
  • ⁇ is the average density of the overlying rocks, kg / m 3 ,
  • Ar cr Po + q- a c / 2.
  • ⁇ is the average density of overlying rocks, kg / m 3 ; - measure the flow rate of the well and
  • cubic samples are made from core material extracted from the productive stratum of the field, which are tested in facilities that allow any trajectory of independent triaxial loading (deformation) to be realized, including fracture, according to loading programs that correspond to real stresses occurring in the PPP by increasing depression in the well, and the definition of the stress cr with MPa corresponding irreversible increase penetrability samples r ore formation rocks.
  • Such a setup is the ISTIN triaxial independent loading test system, created at IPMekh RAS.
  • ISTIN allows you to recreate stress states arising in the vicinity of wells with different bottomhole designs on cube-shaped rock samples with a 40 or 50 mm edge: open hole, cased perforated well, cased well with slit perforation, etc.
  • the found conditions of rock compression with a change in the depression for various design options for the face are modeled on samples from core material using a test bench. Throughout the loading process, the permeability of the samples is measured.
  • FIG. 1 schematically shows a section of an uncased borehole and the radial S r , circumferential s 0 and vertical S z stresses in the soil skeleton operating in its vicinity.
  • sz Q + P ( r )
  • q is the rock pressure (q ⁇ 0)
  • p zab is the pressure in the well
  • p (g) is the pressure at a distance g from the well (p (g), p zab > 0)
  • R c is the radius of the well
  • g is the distance from the axis of the well.
  • FIG. 2 a test program for samples corresponding to a change in stress in the bottomhole formation zone with a decrease in pressure in the well p (increase in depression Ap) is shown in FIG. 2.
  • Step 1 The sample is crimped uniformly from all sides to a stress equal to the difference between the rock pressure q and the reservoir pressure P0 (segment OA in Fig. 2). Point A corresponds to the stresses acting in the soil skeleton before drilling the well.
  • Stage 2 At the second stage of loading (segments AB), one component of the voltage continues to grow, the second (S 3 ) remains constant, and the third (S 2 ) decreases, and the load changes so that the average voltage
  • Each point on the segment AB corresponds to a certain pressure at the bottom of the well, greater than the reservoir, i.e. a certain amount of repression.
  • the final point of the stage corresponds to the state when the well is drilled and the pressure at the bottom is equal to the formation pressure.
  • Stage 3 At the third stage, the process of creating depression is modeled, i.e. pressure reduction at the bottom of the well (aircraft segments in Fig. 31).
  • the radial stress S r in the soil skeleton, as the depression grows remains practically equal to zero, and the annular and vertical stresses increase, but the vertical These stresses increase approximately twice as slowly.
  • the voltage components S l , S 2 , S 3 changed in the experiment.
  • the third stage was the last and continued until the sample was not destroyed.
  • the value of the ultimate stress a c corresponding to an irreversible increase in the permeability of rocks of a productive formation, is equal to the value of stress 5 at which an irreversible increase in the permeability of samples occurs in experiments.
  • zones of increased stresses are created in the bottomhole formation zone. Areas of increased stress can be created by any known methods — slitting, perforation, hydraulic fracturing, etc. However, for reasons of economy, perforation is most appropriate.
  • FIG. 1 schematically shows a section of an uncased borehole and the radial S r , circumferential s 0 and vertical S z stresses in the soil skeleton operating in its vicinity.
  • FIG. 2 a sample testing program is presented in the form of a graph, which corresponds to the change in stress in the bottomhole formation zone when the pressure in the well decreases.
  • Example 1 In the General case, the method is implemented as follows. Collector rock samples are taken from the core material of the well to be processed or closest to it, from which samples for modeling in the form of cubes with an edge of 40 mm or 50 mm are made, depending on the diameter of the core sampler used.
  • Modeling is carried out using a test bench (ISTIN), which allows you to create an independent triaxial loading of rock samples, and thus fully reproduce on the sample those mechanical stresses that act on the rock in the bottomhole zone for various depressions on the formation. Moreover, throughout the entire loading process, deformations and permeability of the sample are measured. Permeability is determined by blowing air through opposite sides of the sample, thanks to the openings available in the two opposite pressure plates of TRUE. Permeability is calculated by the air flow rate. The rock, under certain loading conditions, can begin to intensively non-elastically deform, crack, loosen, which may be accompanied by a sharp irreversible increase in permeability.
  • the well was equipped with well-known means that made it possible to maintain the pressure at the bottom of the well below the initial reservoir oil pressure.
  • the pressure at the bottom of the well was reduced to values that provide the magnitude of the depression necessary for the destruction of the soil, the value of which was determined based on the study of samples made from cores.
  • the depression was maintained at the same level until the increase in the flow rate of the fluid stopped. Then they continued to increase the depression at the bottom of the well, controlling the flow rate of the well at various depressions until its growth ceased, and the well productivity coefficient was calculated on the basis of the data obtained for each depression value.
  • Example 2 Repair of low-yield open-hole wells. Samples of reservoir rock are taken from the core material of the well to be processed or the one closest to it, from which samples are made for modeling in the form of cubes with an edge of 40 mm or 50 mm, depending on the diameter of the core sampler used.
  • Modeling is carried out using a test bench (ISTIN), which allows you to create an independent triaxial loading of rock samples, and thus fully reproduce on the sample those mechanical stresses that act on the rock in the bottomhole zone for various depressions on the formation. Moreover, throughout the entire loading process, deformations and permeability of the sample are measured. Permeability is determined by blowing air through opposite sides of the sample, thanks to the openings available in the two opposite pressure plates of TRUE. Permeability is calculated by the air flow rate. The rock, under certain loading conditions, can begin to deform intensively, inelastically, crack, loosen, which may be accompanied by a sharp irreversible increase in permeability.
  • the well was equipped with well-known means to maintain the pressure at the bottom of the well below the initial reservoir oil pressure. Moreover, in accordance with the proposed method, the pressure at the bottom of the well was reduced to values that provide the amount of depression necessary for the destruction of the soil, the value of which was determined on the basis of the study of samples made from cores.
  • Example 3 A well development method was implemented at well N ° 338 of the Siberian field of Lukoil-Perm CJSC.
  • Samples in the form of a cube with a face size of 50 mm were made from cores extracted from the reservoir.
  • the samples In the process of studying the samples at the ISTIN installation, it was found that, in the presence of perforation holes, the samples began to creep intensively during depressions of about 140 atm. As a result, not only macrocracks were formed in the samples, but the rock turned practically into sand around the holes. The same perforation hole was blocked every time with this sand.
  • the proposed method allows to cause an increased flow of fluid due to the destruction of the soil in the bottom-hole zone of the reservoir and increase its permeability and therefore is applicable to any type of fluid.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

Изобретение относится к технологии скважинной добычи углеводородного сырья. Способ направленной разгрузки пласта включает регистрацию изменения коэффициента продуктивности в процессе воздействия на призабойную зону скважины снижением давления на ее забое. При этом осуществляют определение напряжения, соответствующего необратимому увеличению проницаемости образцов горных пород продуктивного пласта, определяемого из опытов по исследованию зависимости проницаемости горных пород в области забоя от действующих в них напряжений. С учетом полученных данных рассчитывают предельную депрессию и поддерживают ее на одном уровне до прекращения повышения дебита флюида. Продолжают увеличивать депрессию на забое скважины, и контролируют дебит скважины при различных значениях депрессии до прекращения роста дебита. Рассчитывают на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины и при прекращении роста коэффициента продуктивности скважину переводят в эксплуатационный режим. Изобретение позволяет увеличить проницаемость в призабойной зоне скважины, улучшить гидродинамическую связь удаленной зоны пласта со скважиной и как следствие увеличить коэффициент продуктивности в добывающих и приемистости в нагнетательных скважинах.

Description

СПОСОБ НАПРАВЛЕННОЙ РАЗГРУЗКИ ПЛАСТА
Изобретение относится к технологии скважинной добычи углеводородного сырья и направлено на повышение коэффициента продуктивности в добывающих сква- жинах месторождения и повышение приемистости нагнетательных скважин.
Известен способ обработки нагнетательных скважин путем очистки призабойных зон пласта (ПЗП) для повышения проницаемости коллекторов и соответственно приемистости скважин (см. заявку РФ 2000108427, Е 21 В 43/22, 2001 [1 ]). Извест- ный способ включает выделение групп низкоприемистых нагнетательных скважин с низкопроницаемой призабойной зоной коллекторов и высокоприемистых нагне- тательных скважин с высокопроницаемой призабойной зоной коллекторов в еди- ной гидродинамической системе. При работе кустовой насосной станции манипу- лируют задвижками водоводов, выдерживают паузы в течение одних-трех суток при закрытых высокоприемистых и открытых низкоприемистых скважинах. Созда- ют перепад давления регулировкой выкидной задвижкой. Открывают высокоприе- мистые скважины, создают депрессию в единой гидродинамической системе. Происходит падение давления на устье низкоприемистых скважин и отлив жидко- сти из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые коллекторы через высокоприемистые скважины. Осуществляют возврат в первоначальный режим работы кустовой насосной станции. Фиксируют параметры работы станции. По величине изменения параметров выдают заключение об эффективности очистки. Недостатком известного способа является необходимость больших временных затрат на его осуществление и низкая эффективность. Кроме того, способ не при- меним повышения коэффициента продуктивности в добывающих скважинах.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта и регулирования проница- емости водонефтенасыщенного коллектора для повышения приемистости водо- нагнетательных скважин (см. патент РФ 2166621 , Е 21 В 43/22, 2001 [2]). Способ осуществляется путем нагнетания химических реагентов в призабойную зону нагнетательных скважин с последующей технологической паузой. Недостатком известного способа является ограниченность его применения (только для водо- нагнетательных скважин), невысокое повышение проницаемости ПЗП и длитель- ность осуществления.
Известен способ обработки нагнетательной скважины для повышения ее прие- мистости за счет повышения проницаемости ПЗП (см. заявку РФ 92001969, Е 21 В 43/27, 1994 [3]). В известном способе увеличение приемистости нагнетательных скважин и расширение зоны ее воздействия на разрабатываемый пласт достига- ется тем, что создают депрессию на ПЗП, удаляют загрязнения и кольматирую- щие вещества, нагнетают в ПЗП высокотемпературную смесь водяного пара с га- зом, с помощью которой растворяют, расплавляют и прокачивают кольматирую- щие вещества и инфильтрат в глубь пласта на расстояние, при которой не прояв- ляется их закупоривающее действие, после чего закачивают рабочий агент.
Недостатком известного способа является сложность его осуществления, по- скольку требуется прокачивать в ПЗП смесь с высокой температурой, и малая эффективность, обусловленная тем, что кольматирующие вещества остаются в пласте, снижая его проницаемость. Кроме того, способ не применим повышения коэффициента продуктивности в добывающих скважинах.
Наиболее близким к заявляемому по своей технической сущности является способ повышения коэффициента продуктивности нефтяной скважины, включаю- щий регистрацию его изменения в процессе воздействия на призабойную зону скважины (RU 2085718, Е21 В43/25, 1997 [4]). Воздействие на призабойную зону скважины осуществляют снижением давления на ее забое до скачкообразного по- вышения коэффициента продуктивности нефтяной скважины с последующим вы- водом на режим эксплуатации с повышенным коэффициентом продуктивности. Недостатком известного способа является длительный период ожидания дости- жения скважиной оптимальных условий. Это обусловлено тем, что величина де- прессии, необходимой для изменения структуры породы, приводящей к повыше- нию ее проницаемости, неизвестна.
Заявляемый способ направленной разгрузки пласта направлен на увеличение проницаемости в призабойной зоне скважины, улучшение гидродинамической связи удаленной зоны пласта со скважиной и как следствие увеличение коэффи- циента продуктивности в добывающих и приёмистости в нагнетательных скважи- нах.
Указанный результат достигается тем, что способ направленной разгрузки пласта для повышения коэффициента продуктивности нефтяных и газовых скважин включает определение напряжения сгс < 0 , МПа, соответствующего необрати- мому увеличению проницаемости образцов горных пород продуктивного пласта, определяемого из опытов по исследованию зависимости проницаемости горных пород в области забоя от действующих в них напряжений, и увеличение депрес- сии на забое скважины. При этом депрессию на забое скважины
Figure imgf000005_0001
где р0 - пластовое давление флюида, МПа, рзаб - давление на забое скважины, МПа, сразу создают равной предельному значению Аркр , МПа, определяемого по формуле
Figure imgf000005_0002
где q - горное давление на глубине H забоя скважины, м, равное
q = -yH
где γ - средняя плотность вышележащих пород, кг/м3,
поддерживают депрессию на одном уровне до прекращения повышения дебита флюида Q, м3/час,
продолжают увеличивать депрессию на забое скважины,
контролируют дебит скважины при различных значениях депрессии до прекраще- ния его роста, рассчитывают на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины, определяемый по формуле
K = Q/Ap
и при прекращении роста коэффициента продуктивности скважину переводят в эксплуатационный режим.
Отличительными признаками заявляемого способа являются:
- депрессию на забое скважины
Ар = р0 - рзаб
где р0 - пластовое давление флюида, МПа, рзаб - давление на забое скважины, МПа, сразу создают равной или превышающей предельное значение Аркр , МПа, определяемого по формуле
Аркр = Po + q- ac / 2 . где q - горное давление на глубине H забоя скважины, м, равное
q = -yH
где γ - средняя плотность вышележащих пород, кг/м3; - измеряют дебит скважины и
продолжают увеличивать депрессию на забое скважины Ар = Ро - рзаб
где р0 -пластовое давление флюида, МПа
рзаб - давление на забое скважины, МПа;
- контролируют дебит скважины при различных значениях депрессии до прекра- щения его роста и рассчитывают на основе полученных данных для каждого зна- чения депрессии коэффициент продуктивности скважины, определяемый по фор- муле
K = Q/Ap ;
- скважину переводят в эксплуатационный режим при прекращении роста коэф- фициента продуктивности;
- в случае отсутствия повышения коэффициента продуктивности скважины при достижении расчетного значения предельной депрессии в ПЗП создают области повышенных напряжений:
- в качестве средства создания областей повышенных напряжений используют перфорацию.
Предварительное определение давления по приведенной выше формуле поз- воляет ускорить процесс разрушения породы в ПЗП и ввод скважины в эксплуа- тацию, т.к. уже при начале проведения работ на скважине известно с какого ми- нимального давления следует начинать. При этом данная формула позволяет определять величину давления с более высокой точностью, чем в прототипе.
Для достижения заявленного результата из кернового материала, извлеченного из продуктивной толщи месторождения, изготавливаются кубические образцы, ко- торые подвергают испытаниям на установках, позволяющих реализовать любую траекторию трехосного независимого нагружения (деформирования), включая процесс разрушения, по программам нагружения, отвечающих реальным напря- жениям, возникающим в ПЗП при увеличении депрессии в скважине, и определе- ние напряжения сгс , МПа, соответствующего необратимому увеличению прони- цаемости образцов горных пород продуктивного пласта.
Такой установкой является испытательная система трехосного независимого нагружения ИСТИН, созданная в ИПМех РАН.
ИСТИН позволяет на образцах породы в форме куба с ребром 40 или 50 мм вос- создавать напряженные состояния, возникающие в окрестности скважин с раз- личными конструкциями забоя: открытый ствол, обсаженная перфорированная скважина, обсаженная скважина с щелевой перфорацией и т.д. Как меняются напряжения в породе в окрестности скважины при изменении величины депрессии для различных вариантов конструкции забоя, показывают расчеты, в простых слу- чаях (открытый ствол скважины) - аналитические, в более сложных (наличие об- садки, перфорационных отверстий, щелей и т.п.) - численные с использованием трехмерных программ расчета напряженно-деформированного состояния. Найденные условия сжатия породы при изменении величины депрессии для раз- личных вариантов конструкции забоя моделируются на образцах из кернового ма- териала с помощью испытательного стенда. В течение всего процесса нагружения измеряется проницаемость образцов.
Каждому из перечисленных выше случаев конструкции забоя соответствует своя программа нагружения образца, отвечающая постепенному увеличению депрес- сии на забое скважины. Результаты испытаний также, естественно, отличаются. Однако если говорить о зависимости проницаемости породы от вида и уровня возникающих в ней напряжений, наиболее информативной является программа нагружения, соответствующая открытому (не обсаженному) стволу скважины.
На фиг. 1 схематично показан участок не обсаженного ствола скважины и дей- ствующие в ее окрестности радиальное Sr , окружное s0 и вертикальное Sz напряжения в грунтовом скелете.
Напряжения, возникающие в грунтовом скелете в ПЗП необсаженного ствола скважины, определяются хорошо известным решением задачи Ламэ и равны (сжимающие напряжения считаются отрицательными)
Figure imgf000007_0001
Figure imgf000007_0002
sz = Q+P(r) где q - горное давление ( q < 0 ), рзаб - давление в скважине , р(г) - давление на расстоянии г от скважины { р (г) , рзаб > 0 ), Rc - радиус скважины, г - расстояние от оси скважины. Величина депрессии в скважине Ар связана с напряжением Sg , действующим на ее стенке, соотношением p = Po + q -Sff l2
где р0 - пластовое давление нефти.
Соответственно программа испытаний образцов, отвечающая изменению напря- жений в ПЗП при уменьшении давления в скважине рзаб (увеличении депрессии Ар ) показана на фиг. 2.
Здесь 5- - напряжения, прикладываемые к граням образца. Соответствие этих напряжений и напряжений, действующих в окрестности скважины, следующее:
Figure imgf000008_0001
Испытание образца включает в себя три этапа.
Этап 1. Образец обжимается равномерно со всех сторон до напряжения, равного разности между значением горного давления q и величиной пластового давления Р0 (отрезок OA на рис. 2). Точка А отвечает напряжениям, действовавшим в грун- товом скелете до пробуривания скважины.
Этап 2. На втором этапе нагружения (отрезки АВ) одна компонента напряжения продолжает расти, вторая ( S3 ) остается постоянной, а третья ( S2 ) убывает, причем нагрузка меняется таким образом, что среднее напряжение
S = (S1 +S2 +S3)/3 на всем протяжении этапа 2 сохраняется постоянным (это сле- дует из соотношений Ламэ).
Каждая точка на отрезке АВ соответствует определенному давлению на забое скважины, большему, чем пластовое, т.е. определенной величине репрессии. Ко- нечная точка этапа (точка В) отвечает состоянию, когда скважина пробурена и давление на забое равно пластовому.
Этап 3. На третьем этапе моделируется процесс создания депрессии, т.е. пони- жения давления на забое скважины (отрезки ВС на рис.31 ). При этом радиальное напряжение Sr в грунтовом скелете по мере роста депрессии остается практиче- ски равным нулю, а кольцевые и вертикальные напряжения растут, но вертикаль- ные напряжения увеличиваются примерно в два раза медленнее. Соответствен- но изменялись компоненты напряжения Sl , S2 , S3 в опыте.
Третий этап был последним и продолжался до тех пор, пока образец не разру- шался.
В ходе всего опыта измеряются деформации образца в трех направлениях и из- менение его проницаемости в одном из направлений. Отметим, что описанная программа испытания образцов соответствует не только случаю не обсаженного участка ствола скважины. Аналогичные напряжения возникают также в окрестно- сти перфорационных отверстий в обсаженной скважине, когда длина перфораци- онных отверстий существенно больше их диаметра.
Величина предельного напряжения ас , соответствующая необратимому увеличе- нию проницаемости горных пород продуктивного пласта, равна значению напря- жения 5 при котором в опытах происходит необратимое увеличение проницаемо- сти образцов.
Контроль дебита скважины при различных значениях депрессии и расчет на осно- ве полученных данных для каждого значения депрессии коэффициента продук- тивности скважины, определяемого по приведенной формуле позволяет опреде- лить наступление момента, когда максимум коэффициента продуктивности до- стигнут и дальнейшее производство работ экономически нецелесообразно.
В случае отсутствия повышения коэффициента продуктивности скважины при до- стижении расчетного значения предельной депрессии в ПЗП создают области по- вышенных напряжений (концентраторы). Области повышенных напряжений могут создаваться любыми известными способами - нарезка щелей, перфорация, гид- роразрыв и т.п. Однако, исходя из соображений экономии, наиболее целесооб- разно использовать перфорацию.
Сущность заявляемого способа направленной разгрузки пласта для повышения коэффициента продуктивности нефтяных и газовых скважин поясняется приме- рами реализации и графическими материалами. На фиг. 1 схематично показан участок не обсаженного ствола скважины и действующие в ее окрестности ради- альное Sr , окружное s0 и вертикальное Sz напряжения в грунтовом скелете. На фиг. 2 представлена в виде графика программа испытаний образцов, отвечающая изменению напряжений в ПЗП при уменьшении давления в скважине. Пример 1 . В общем случае способ реализуется следующим образом. Из керново- го материала скважины, подлежащей обработке или ближайшей к ней, отбирают образцы породы коллектора, из которых изготавливают образцы для моделиро- вания в виде кубиков с ребром 40 мм или 50 мм в зависимости от диаметра ис- пользуемого керноотборника.
Моделирование осуществляют с помощью испытательного стенда (ИСТИН), поз- воляющего создавать независимое трехосное нагружение образцов породы, и та- ким образом полностью воспроизводить на образце те механические напряжения, которые действуют на породу в призабойной зоне при различных депрессиях на пласт. При этом в течение всего процесса нагружения измеряются деформации и проницаемость образца. Проницаемость определяется путем продувки воздуха через противоположные грани образца, благодаря имеющимся в двух противопо- ложных нажимных плитах ИСТИН отверстиям. Проницаемость рассчитывается по величине дебита воздуха. Порода при некоторых условиях нагружения, может начать интенсивно не упруго деформироваться, растрескиваться, разрыхляться, что может сопровождаться резким необратимым повышением проницаемости. По его началу определялась величина напряжения ос , МПа, соответствующего не- обратимому увеличению проницаемости горных пород продуктивного пласта, и депрессии на пласт, необходимой для разрушения грунта в продуктивной толще в призабойной зоне. Эти условия затем реализуются на скважине созданием де- прессии определенной величины, благодаря чему повышается проницаемость ПЗП и продуктивность скважины. Скважина оборудовалась известными средства- ми, позволяющими поддерживать на забое скважины давление ниже начального пластового давления нефти. При этом, в соответствии с предлагаемым способом давление на забое скважины уменьшалось до значений, обеспечивающих вели- чину депрессии, необходимую для разрушения грунта, значение которой было определено на основании исследования образцов, изготовленных из кернов.
Измеряя дебит скважины, поддерживали депрессию на одном уровне до прекра- щения повышения дебита флюида. Затем продолжали увеличивать депрессию на забое скважины, контролируя дебит скважины при различных значениях депрес- сии до прекращения его роста, рассчитывали на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины,
и при прекращении роста коэффициента продуктивности скважину перевели в эксплуатационный режим.
Пример 2. Ремонт малодебитных скважин с открытым стволом. Из кернового материала скважины, подлежащей обработке или ближайшей к ней, отбирают образцы породы коллектора, из которых изготавливают образцы для моделирования в виде кубиков с ребром 40 мм или 50 мм в зависимости от диа- метра используемого керноотборника.
Моделирование осуществляют с помощью испытательного стенда (ИСТИН), поз- воляющего создавать независимое трехосное нагружение образцов породы, и та- ким образом полностью воспроизводить на образце те механические напряжения, которые действуют на породу в призабойной зоне при различных депрессиях на пласт. При этом в течение всего процесса нагружения измеряются деформации и проницаемость образца. Проницаемость определяется путем продувки воздуха через противоположные грани образца, благодаря имеющимся в двух противопо- ложных нажимных плитах ИСТИН отверстиям. Проницаемость рассчитывается по величине дебита воздуха. Порода при некоторых условиях нагружения, может начать интенсивно неупруго деформироваться, растрескиваться, разрыхляться, что может сопровождаться резким необратимым повышением проницаемости. По его началу определялась величина напряжения ос , МПа, соответствующего не- обратимому увеличению проницаемости горных пород продуктивного пласта, и депрессии на пласт, необходимой для разрушения грунта в продуктивной толще в призабойной зоне. Эти условия затем реализуются на скважине созданием де- прессии определенной величины, благодаря чему повышается проницаемость ПЗП и продуктивность скважины.
Скважина оборудовалась известными средствами, позволяющими поддерживать на забое скважины давление ниже начального пластового давления нефти. При этом, в соответствии с предлагаемым способом давление на забое скважины уменьшалось до значений, обеспечивающих величину депрессии, необходимую для разрушения грунта, значение которой было определено на основании иссле- дования образцов, изготовленных из кернов.
В результате проведения работ было установлено, что даже при полном осуше- нии скважины, в породе не возникло напряжений, необходимых для разрушения грунта в продуктивной толще в призабойной зоне. Поэтому для необратимого увеличения проницаемости горных пород в ПЗП создали области повышенных напряжений путем перфорации открытого ствола, а затем в соответствии с пред- лагаемым способом давление на забое скважины уменьшалось до значений, обеспечивающих величину депрессии, необходимую для разрушения грунта, из- меряли дебит скважины, поддерживали депрессию на одном уровне до прекра- щения повышения дебита флюида. Затем продолжали увеличивать депрессию на забое скважины, контролируя дебит скважины при различных значениях депрес- сии до прекращения его роста, рассчитывали на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины,
и при прекращении роста коэффициента продуктивности скважину перевели в эксплуатационный режим.
Пример 3. Способ освоения скважины был реализован на скважине N° 338 Си- бирского месторождения ЗАО «Лукойл-Пермь».
Из кернов, извлеченных из продуктивного пласта были изготовлены образцы в виде куба с размером граней 50 мм. В процессе исследования образцов на уста- новке ИСТИН было установлено, что при наличии перфорационных отверстий об- разцы при депрессиях около 140 ат начинали интенсивно «ползти». В результате в образцах не только образовывались макротрещины, но вокруг отверстий порода превращалась практически в песок. Само же перфорационное отверстие каждый раз было забито этим песком.
На основании результатов испытания образцов на скважине N° 338 в интервале необсаженного пласта 2325 - 2330 м была произведена перфорация. С помощью установленного в скважине N° 338 струйного насоса УГИС-5 на забое скважины создавалась депрессия, величина которой постоянно контролировалась с помо- щью глубинного манометра. Одновременно измерялся объем флюида, получен- ного из скважины, и определялся ее дебит. В ходе работ значения депрессии на забое скважины повышали ступенчато. Последовательно были отработаны два режима: Отработка скважины в течение 7 часов при депрессии на забое 14 МПа Общий объем отобранного флюида составил 15 куб.м. Отработка скважины в те- чение 1 ,5 часов при депрессии на забое 15 МПа Общий объем отобранного флю- ида составил 4,8 куб.м. После второй отработки выключили струйный насос и пе- ревели скважину в эксплуатационный режим.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет вызывать усиленный приток флюида за счет разрушения грунта в призабойной зоне пласта и увеличения ее проницаемости и поэтому применим для любых видов флюидов.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1 . Способ направленной разгрузки пласта для повышения коэффициента продук- тивности нефтяных и газовых скважин, включающий регистрацию изменения ко- эффициента продуктивности в процессе воздействия на призабойную зону сква- жины снижением давления на ее забое отличающийся тем, осуществляют определение напряжения, соответствующего необратимому увеличению прони- цаемости образцов горных пород продуктивного пласта, определяемого из опытов по исследованию зависимости проницаемости горных пород в области забоя от действующих в них напряжений, депрессию на забое скважины
Ар = Ро -рзаб
где р0 -пластовое давление флюида, МПа
рзаб -давление на забое скважины, МПа,
сначала увеличивают до значения, определяемого по формуле
Аркр = p0 + q-ac /2
где Аркр - предельная депрессия, МПа сгс < 0- напряжение, соответствующее необратимому увеличению проницае- мости образцов горных пород продуктивного пласта, МПа
q- горное давление на глубине H забоя скважины, м, равное
q = -γΗ
где γ- средняя плотность вышележащих пород, кг/м3,
измеряют дебит скважины Q, м3/час, поддерживают депрессию на одном уровне до прекращения повышения дебита флюида,
продолжают увеличивать депрессию на забое скважины,
контролируют дебит скважины при различных значениях депрессии, рассчитыва- ют на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины, определяемый по формуле
K = Q/Ap
и при прекращении роста коэффициента продуктивности скважину переводят в эксплуатационный режим.
2. Способ по п.1 , отличающийся тем, что в случае отсутствия повышения коэф- фициента продуктивности скважины при достижении расчетного значения пре- дельной депрессии в ПЗП создают области повышенных напряжений (концентра- торы).
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве средства создания областей повышенных напряжений используют перфорацию.
PCT/RU2017/050091 2016-10-07 2017-09-18 Способ направленной разгрузки пласта WO2018067039A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016139387 2016-10-07
RU2016139387A RU2645684C1 (ru) 2016-10-07 2016-10-07 Способ направленной разгрузки пласта

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018067039A1 true WO2018067039A1 (ru) 2018-04-12

Family

ID=61258840

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/050091 WO2018067039A1 (ru) 2016-10-07 2017-09-18 Способ направленной разгрузки пласта

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2645684C1 (ru)
WO (1) WO2018067039A1 (ru)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2085718C1 (ru) * 1992-12-22 1997-07-27 Сергей Алексеевич Христианович Способ повышения коэффициента продуктивности нефтяной скважины
RU2285794C1 (ru) * 2005-04-05 2006-10-20 Общество с ограниченной ответственностью "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ" (ООО "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ") Способ обработки призабойной зоны скважины

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4437518A (en) * 1980-12-19 1984-03-20 Norman Gottlieb Apparatus and method for improving the productivity of an oil well
RU2442887C1 (ru) * 2010-08-30 2012-02-20 Общество С Ограниченной Ответственностью "Волго-Уральский Центр Научно-Технических Услуг "Нейтрон" Устройство и способ газогидродинамического разрыва продуктивных пластов для освоения трудноизвлекаемых запасов (варианты)
RU2493352C1 (ru) * 2012-01-31 2013-09-20 Общество С Ограниченной Ответственностью "Волго-Уральский Центр Научно-Технических Услуг "Нейтрон" Устройство и способ термогазогидродинамического разрыва продуктивных пластов нефтегазовых скважин (варианты)
RU2495999C1 (ru) * 2012-05-10 2013-10-20 Общество С Ограниченной Ответственностью "Волго-Уральский Центр Научно-Технических Услуг "Нейтрон" Способ и устройство для интенсификации работы нефтегазовых скважин (варианты)
RU2555977C1 (ru) * 2014-06-17 2015-07-10 Общество с ограниченнй ответственностью "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ООО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") Способ интенсификации добычи углеводородов

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2085718C1 (ru) * 1992-12-22 1997-07-27 Сергей Алексеевич Христианович Способ повышения коэффициента продуктивности нефтяной скважины
RU2285794C1 (ru) * 2005-04-05 2006-10-20 Общество с ограниченной ответственностью "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ" (ООО "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ") Способ обработки призабойной зоны скважины

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
KAPEB B. ?.: "B?????? ??????????-???????????????? ????????? ?????? ????? Ha ?????????????? ??????? H ????? ???????, A?????????? ??????????? Ha ????????? ?????? ??????? ??????? ??????????? ????", ?????-?????????, 2010 *

Also Published As

Publication number Publication date
RU2645684C1 (ru) 2018-02-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN109307755B (zh) 气藏水侵与排水采气物理模拟实验装置及方法
CN111236908A (zh) 一种适用在低渗透致密气藏中的多段压裂水平井产能预测模型及产能敏感性分析的方法
CN110134984B (zh) 一种页岩压裂过程中复杂裂缝扩展影响因素的分析方法
RU2578134C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами
RU2537719C1 (ru) Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины
CN105952427A (zh) 一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法
RU2666573C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи с проведением повторного гидроразрыва пласта с изменением направления трещины
WO2010064959A1 (ru) Способ определения давления смыкания трещины гидроразрыва
CN110656915B (zh) 一种页岩气多段压裂水平井多工作制度产能预测方法
RU2683453C1 (ru) Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов
US20210388704A1 (en) Hydraulic fracturing systems and methods
Karev et al. Directional unloading method is a new approach to enhancing oil and gas well productivity
Karev et al. Well stimulation on the basis of preliminary triaxial tests of reservoir rock
CN112360448B (zh) 一种利用水力裂缝蠕变扩展确定压后焖井时间的方法
RU2547530C1 (ru) Способ разработки газонефтяных залежей
Chang et al. Simulation and optimization of fracture pattern in temporary plugging fracturing of horizontal shale gas wells
RU2732905C1 (ru) Способ проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах
RU2645684C1 (ru) Способ направленной разгрузки пласта
Jang et al. Effect of fracture design parameters on the well performance in a hydraulically fractured shale gas reservoir
RU2204703C2 (ru) Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа
RU2285794C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны скважины
RU2595112C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки
RU2213852C2 (ru) Способ обработки нагнетательной скважины
RU2788934C1 (ru) Способ интенсификации притока газовых скважин
RU2737437C1 (ru) Способ эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17858806

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17858806

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1