RU2540713C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2540713C1 RU2540713C1 RU2014107802/03A RU2014107802A RU2540713C1 RU 2540713 C1 RU2540713 C1 RU 2540713C1 RU 2014107802/03 A RU2014107802/03 A RU 2014107802/03A RU 2014107802 A RU2014107802 A RU 2014107802A RU 2540713 C1 RU2540713 C1 RU 2540713C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- primary
- proppant
- fracturing
- wells
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении повторного гидроразрыва пласта - ГРП. Технический результат - повышение эффективности повторного ГРП. По способу закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Отбирают нефть через добывающие скважины и проводят первичные и повторные ГРП в скважинах. При повторных ГРП выполняют перфорацию пластов плотностью не менее 10 отверстий на погонный м интервала ГРП. Массу проппанта закачивают не менее чем на 10% больше массы проппанта при первичном ГРП. Конечную концентрацию проппанта увеличивают в сравнении с первичным ГРП не менее чем на 10%. Объем загрузки полимерного гелеобразователя в сравнении с первичным ГРП уменьшают не менее чем на 10%. 3 пр., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, включающий кислотный гидравлический разрыв пласта (ГРП) путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачки в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва. После кислотного ГРП производят повторный ГРП в два этапа. На первом этапе образовавшуюся вследствие кислотного ГРП трещину закрепляют закачкой жидкости гидроразрыва с проппантом в расчетном количестве, достаточном для изменений горизонтальных напряжений в карбонатном пласте и обеспечения перпендикулярного направления второй трещины, образующейся при проведении второго этапа кислотного ГРП относительно первой трещины. После проведения первого этапа повторного ГРП проводят отработку скважины на излив через штуцеры в возрастающей последовательности их диаметров. На первом этапе ГРП в качестве жидкости гидроразрыва используют гель, а на втором - кислотный состав (патент РФ №2462590, опублик. 27.09.2012).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающий проведение на первом этапе разработки ГРП во всех добывающих скважинах. Одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при ГРП, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту. При снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят ГРП во всех нагнетательных скважинах, при этом сразу же после проведения ГРП в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости. При падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений в них осуществляют повторный ГРП (патент РФ №2496001, опублик 20.10.2013 - прототип).
Общим недостатком известных способов является малая эффективность повторного (вторичного) ГРП.
В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности повторного ГРП.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение первичных и повторных ГРП в скважинах, согласно изобретению, при повторных ГРП выполняют перфорацию пластов плотностью не менее 10 отверстий на погонный м интервала гидроразрыва, массу проппанта закачивают не менее чем на 10% больше массы проппанта при первичном ГРП, конечную концентрацию проппанта увеличивают в сравнении с первичным ГРП не менее чем на 10%, а объем загрузки гелеобразователя в сравнении с первичным ГРП уменьшают не менее чем на 10%.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи дебит и приемистость скважин неизбежно снижаются. Одним из наиболее эффективных способов увеличения продуктивности скважин является ГРП. Однако и после ГРП снижение продуктивности скважин продолжается. При снижении продуктивности проводят повторный ГРП в тех же скважинах и в тех же интервалах продуктивных пластов. Однако эффективность повторного ГРП оказывается невысокой. В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности повторного ГРП. Задача решается следующим образом.
При повторных ГРП выполняют повторную перфорацию пластов плотностью не менее 10 отверстий на погонный м интервала гидроразрыва, массу проппанта закачивают не менее чем на 10% больше массы проппанта при первичном ГРП, конечную концентрацию проппанта увеличивают в сравнении с первичным ГРП не менее чем на 10%, уменьшают объем загрузки гелеобразователя в сравнении с первичным ГРП не менее чем на 10%.
Как правило, чем больше загрузка гелеобразователя, тем больше осадок, снижение загрузки гелеобразователя, начиная с загрузки в 4 кг/м3 на каждые 0,1 кг, дает уменьшение осадкообразования в среднем на 0,5%.
Концентрированные жидкости имеют свои преимущества, например: жидкость с концентрацией 4 кг/м3 гидратирует быстрее, чем жидкость с концентрацией 3.6 кг/м3,но присутствует побочный эффект: при разложении полимера остается неразлагающийся остаток в зависимости от концентрации гелеобразователя (соотношение 100 г гелеобразователя добавляет в среднем 0,5% неразложившегося остатка). Осадок действует на пласт как закупоривающий материал или как тампонажный материал в поровом пространстве пласта.
Если принять за базу загрузку гелеобразователя в 4 кг/м3 с осадкообразованием в среднем для жидкости разрыва 10-20%, то в случае уменьшения загрузки полимеров до 3,6 кг осадкообразование уменьшится в среднем на 2%.
Все эти режимы в совокупности изменяют и увеличивают геометрию закрепленной трещины - происходит открытие новых зон, отклонение и частичная переориентация трещины, изменяется область дренирования запасов. Также большое влияние на повторный ГРП оказывает качество жидкости разрыва. Необходимо применять более современную жидкость разрыва - с меньшей концентрацией гелеобразователя для уменьшения осадкообразования.
Пример конкретного выполнения
Пример 1 (по прототипу). Разрабатывают нефтяную залежь с продуктивными пластами Д1а и Д1б3 в интервалах 1642-1644 м, 1654-1656 м.
Отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины и закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины.
Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины. Скважина введена в эксплуатацию с начальным дебитом на уровне 4 м3/сут и обводненностью продукции 18%. Литология объектов: верхний пласт Д1а - заглинизированный песчаник (абсолютная проницаемость 338,5 мД, пористость 16,7%, глинистость 2,0%); нижний пласт Д163 - заглинизированный песчаник (абсолютная проницаемость 731,1 мД, пористость 22%, глинистость 3,5%).
Конструкция скважины и спущенного оборудования эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.
Первичный ГРП
Спускают колонну насосно-компрессорных труб, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1661,7 м.
Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1633 м и производят посадку пакера.
Дебит жидкости до ГРП составляет 4 м3/сут, дебит нефти 3 тн/сут. ГРП проведен с закачкой 8000 кг проппанта (фракцией 16/30 меш - 6000 кг, фракцией 12/18 - 2000 кг), использовано жидкости разрыва 73 м3, загрузка гелеобразователя составила 4,2 кг/м3, конечная концентрация 370 кг/м3.
По результатам обработки результатов записи устьевых давлений выполненного ГРП получены следующие данные: длина трещины закрепленная (одно крыло) - 23,6 м; высота трещины созданная - 14,08 м, закрепленная - 1,78 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 0,88 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации 7,04 мм, проводимость трещины 478,3 мД/м. По результату ГРП получен среднесуточный прирост по нефти 2,5 тн/сут.
В процессе эксплуатации после первого ГРП произошло постепенное снижение дебита в течение 3-х лет. Дебит скважины по нефти снизился с 9 тн/сут (после первого ГРП) до 3 тн/сут.
Выполняют повторный ГРП по технологии и режимам в соответствии с первым ГРП.
Пример 2. Выполняют, как пример 1.
Выполняют первичный ГРП, как в примере 1. После снижения дебита до 3 тн/сут выполняют повторный ГРП по следующей технологии режима.
В интервалах ГРП 1654-1656 м, 1642-1644 м проводят кумулятивную перфорацию в количестве 40 отверстий - с плотностью 10 отверстий на погонный м.
Спускают колонну насосно-компрессорных труб, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1658 м.
Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1633,2 м и производят посадку пакера.
Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-240 м3/сут, начальное давление Рнач=11 МПа, конечное давление Ркон=11 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м3 технической жидкости плотностью 1,18 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны.
При гидроразрыве производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные. Готовят гель в объеме 25 м3 на основе гелеобразователя WG 46 «Эконотек» на основе гуаровой камеди (производитель "Economy Polymers&Chemicals"). Реология - температура 27°С, вязкость 21 сП, время сшивки 4 сек. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.
Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 25 м3 жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления с 22 МПа до 24 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки. Проводят основной процесс ГРП.
Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 3,4 кг/м3 и с концентрацией проппанта по стадиям: 120 кг/м3, 200 кг/м3, 250 кг/м3, 300 кг/м3, 350 кг/м3, 400 кг/м3, 500 кг/м3, 600 кг/м3. 700 кг/м3, 800 кг/м3 для улучшения гидродинамической связи пласта с трещиной.
Конечная концентрация проппанта составляет 800 кг/м3, что соответствует 216% от конечной концентрации проппанта при первом ГРП.
Загрузка гелеобразователя составляет 3,4 кг/м3, т.е. ее уменьшают на 19%.
Давление на устье скважины начальным 22 МПа, конечным 27 МПА, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Рабочий расход при основном процессе 3,3 м3/мин. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 12-ти часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.
По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса получены следующие данные: длина трещины закрепленная (одно крыло) - 64,68 м; высота трещины созданная - 15,04 м; закрепленная - 9,34 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 2,7 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации 14,1 мм; проводимость трещины 622,8 мД/м. Масса закачанного проппанта 10000 кг (20/40 - 1000 кг, 16/30 - 6000 кг, 12/18 - 3000 кг), что на 25% выше чем при предыдущей обработке.
Пример 3. Выполняют, как пример 2.
В интервалах ГРП 1654-1656 м, 1642-1644 м проводят кумулятивную перфорацию в количестве 48 отверстий - с плотностью 12 отверстий на погонный м. Общее количество проппанта составляет 8,8 тн, что больше на 10% в сравнении с предыдущей обработкой. Увеличивают конечную концентрацию проппанта на 10% до 410 кг/м3. Одновременно снижают загрузку гелеобразователя - WG - 40 DS на основе гидроксипропилгуара (производитель "Economy Polymers&Chemicals") на 10% до 3,7 кг/м3.
Скважина введена в эксплуатацию через 19 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением коэффициента продуктивности более чем 4 раза без роста обводненности продукции. Среднесуточный прирост по нефти составил 6,7 тн/сут, превысил более чем в 2 раза показатели от первого ГРП.
Пример 4. Выполняют, как пример 2. В качестве гелеобразователя используют ГПГ-3 - полисахарид по ТУ 2499-072-17197708-2003 (производитель ЗАО «Петрохим»).
Сравнительный анализ предложенного способа и прототипа представлен в таблице 1.
В приведенной таблице указаны параметры по скважине с проведенными ГРП с разницей по времени в четыре года. Как видно из таблицы, существуют различия в режимах проведения гидравлического разрыва пласта на одной скважине при первичном и повторном ГРП. Предложенный ГРП проводят с большим, чем в ГРП по прототипу, количеством проппанта на 25%, конечная концентрация также выше. В предложенном ГРП используют жидкость разрыва с меньшим удельным количеством полимеров - загрузка гелеобразователя уменьшена с 4,2 до 3,4 кг/м3, что позволило снизить осадкообразование. В итоге трещина имеет большую длину, закрепленные высоту и ширину. Изменение геометрии позволило получить более проводящую трещину, а уменьшение количества гелеобразователя позволило уменьшить осадкообразование. В конечном итоге среднесуточный прирост по нефти по предложенному способу более чем на 30% превышает показатели ГРП по прототипу без увеличения обводненности продукции. Таким образом, предлагаемый способ позволяет повышать эффективность ГРП за счет изменения геометрии трещины, распределения проппанта по пласту и применения более совершенных жидкостей разрыва.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение первичных и повторных гидроразрывов пласта в скважинах, отличающийся тем, что при повторных гидроразрывах пласта выполняют перфорацию пластов плотностью не менее 10 отверстий на погонный м интервала гидроразрыва, массу проппанта закачивают не менее чем на 10% больше массы проппанта при первичном гидроразрыве пласта, конечную концентрацию проппанта увеличивают в сравнении с первичным гидроразрывом пласта не менее чем на 10%, а объем загрузки полимерного гелеобразователя в сравнении с первичным гидроразрывом пласта уменьшают не менее чем на 10%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014107802/03A RU2540713C1 (ru) | 2014-03-03 | 2014-03-03 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014107802/03A RU2540713C1 (ru) | 2014-03-03 | 2014-03-03 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2540713C1 true RU2540713C1 (ru) | 2015-02-10 |
Family
ID=53286937
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014107802/03A RU2540713C1 (ru) | 2014-03-03 | 2014-03-03 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2540713C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2579095C1 (ru) * | 2015-04-29 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д.Шашина) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи |
RU2732905C1 (ru) * | 2019-05-07 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах |
CN113530511A (zh) * | 2020-04-21 | 2021-10-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 天然气藏的开发方法 |
RU2759621C2 (ru) * | 2020-04-30 | 2021-11-16 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оптимизации добычи пластового флюида из скважины после кислотного гидроразрыва пласта |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5472049A (en) * | 1994-04-20 | 1995-12-05 | Union Oil Company Of California | Hydraulic fracturing of shallow wells |
RU2453695C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва продуктивного пласта |
RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
RU2467160C2 (ru) * | 2008-02-28 | 2012-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способы управления работой системы перфораторов в стволе скважины, гидроразрыва и обработки подземного пласта |
RU2496001C1 (ru) * | 2012-03-23 | 2013-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта |
RU2502866C2 (ru) * | 2007-12-05 | 2013-12-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземных пластов во время их бурения |
RU2012127785A (ru) * | 2009-12-04 | 2014-01-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока |
-
2014
- 2014-03-03 RU RU2014107802/03A patent/RU2540713C1/ru active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5472049A (en) * | 1994-04-20 | 1995-12-05 | Union Oil Company Of California | Hydraulic fracturing of shallow wells |
RU2502866C2 (ru) * | 2007-12-05 | 2013-12-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземных пластов во время их бурения |
RU2467160C2 (ru) * | 2008-02-28 | 2012-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способы управления работой системы перфораторов в стволе скважины, гидроразрыва и обработки подземного пласта |
RU2012127785A (ru) * | 2009-12-04 | 2014-01-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока |
RU2453695C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва продуктивного пласта |
RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
RU2496001C1 (ru) * | 2012-03-23 | 2013-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2579095C1 (ru) * | 2015-04-29 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д.Шашина) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи |
RU2732905C1 (ru) * | 2019-05-07 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах |
CN113530511A (zh) * | 2020-04-21 | 2021-10-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 天然气藏的开发方法 |
RU2759621C2 (ru) * | 2020-04-30 | 2021-11-16 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оптимизации добычи пластового флюида из скважины после кислотного гидроразрыва пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2453695C1 (ru) | Способ гидроразрыва продуктивного пласта | |
RU2473798C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
US7770647B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
US4186802A (en) | Fracing process | |
CN103089228B (zh) | 一种泥质白云岩地面交联酸携砂酸压方法 | |
CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
RU2531775C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
RU2455478C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
RU2485296C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2541974C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
RU2720717C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
RU2522366C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
RU2288356C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
RU2583803C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
RU2540712C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
RU2603986C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт | |
RU2579093C1 (ru) | Способ повторного гидравлического разрыва пласта | |
RU2551571C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
GB2050467A (en) | Fracturing Subterranean Formations | |
RU2737455C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек | |
RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
RU2558546C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного месторождения |