RU2745640C1 - Способ разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах - Google Patents
Способ разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах 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
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. Технический результат 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. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин преимущественно с восходящим профилем в целевом интервале пласта и размещением кустов на участках залежи с развитой естественной трещиноватостью, азимутом бурения горизонтальных стволов перпендикулярно направлению максимального напряжения пласта δmax, организацию притока природного газа к горизонтальному стволу методом многостадийного гидравлического разрыва (МГРП), добычу природного газа в режиме истощения пластовой энергии. При этом на этапе бурения горизонтальных 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, СГК/ИНГК-С, исследование керна, моделирование объекта с учетом геомеханических свойств и системы естественных микро- и макротрещин. Для достижения максимального охвата разработкой низкопроницаемого опоковидного газового коллектора Березовской свиты, характеризующегося высокой латеральной изменчивостью проницаемости, объем закачки и частоту размещения портов ГРП вдоль горизонтального ствола выбирают в зависимости от наличия или отсутствия трещиноватости - на участке ГС в зоне отсутствия трещиноватости размещение портов ГРП предпочтительно более плотное с расстоянием между портами L1, а в зоне наличия трещиноватости менее плотное с расстоянием между портами L2>L1. 3 ил.
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.
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.
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.
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).
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Технической проблемой при использовании заявляемого изобретения является создание эффективной технологии разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах Березовской свиты.
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.
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.
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.
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.
Заявляемый способ поясняется иллюстрациями.
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.
На фиг.2 представлен базовый и оптимизированный варианты размещения портов ГРП.
На фиг.3 - график технологической эффективности за 20-летний период.
Заявленный способ реализуется в следующей последовательности.
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.
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.
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.
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.
В скважине 3, с учетом наличия вдоль всего горизонтального ствола естественной трещиноватости, порты ГРП расставляют равномерно с увеличенным шагом L2.
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.
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.
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).
Таким образом, при осуществлении заявляемого способа разработки, заявляемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение технического результата.
Claims (1)
- Способ разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах, характеризующийся тем, что изучают развитие естественной трещиноватости на предварительном этапе комплексного изучения объекта для уточнения геологического строения, фильтрационно-емкостных и подсчетных параметров, строят цифровую модель залежи с учетом геомеханических свойств и системы естественных микро- и макротрещин, на основе геомеханического моделирования картируют зоны трещиноватости, которые используют в качестве входных и граничных условий для гидродинамической модели и оценки вариантов с расстановкой проектного фонда скважин, бурение горизонтальных добывающих скважин осуществляют с размещением кустов на участках залежи с развитой естественной трещиноватостью, азимутом бурения горизонтальных стволов перпендикулярно направлению максимального напряжения пласта δmax, организацию притока природного газа к горизонтальному стволу методом многостадийного гидравлического разрыва (МГРП), дополнительно после бурения в горизонтальных скважинах проводят оценку наличия трещиноватости методом «каротаж-воздействие-каротаж», на основе геофизических данных, полученных в процессе бурения о зонах развития естественной трещиноватости, в горизонтальный ствол добывающих скважин спускают систему заканчивания для проведения МГРП, при этом объем закачки и расположение портов ГРП вдоль горизонтального ствола добывающих скважин выбирают в зависимости от наличия или отсутствия трещиноватости - на участке горизонтального ствола: в зоне отсутствия трещиноватости размещение портов ГРП более плотное с расстоянием между портами L1, а в зоне наличия трещиноватости - менее плотное с расстоянием между портами L2>L1, осуществляют добычу природного газа в режиме истощения пластовой энергии.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020125085A RU2745640C1 (ru) | 2020-07-28 | 2020-07-28 | Способ разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020125085A RU2745640C1 (ru) | 2020-07-28 | 2020-07-28 | Способ разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2745640C1 true RU2745640C1 (ru) | 2021-03-29 |
Family
ID=75353277
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020125085A RU2745640C1 (ru) | 2020-07-28 | 2020-07-28 | Способ разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2745640C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113738352A (zh) * | 2021-09-27 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种非均质气藏识别方法 |
| CN114417564A (zh) * | 2021-12-22 | 2022-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油水平井压裂参数优化方法 |
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 (ru) * | 2017-06-22 | 2018-07-09 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, основанный на применении горизонтальных скважин с продольными трещинами гидроразрыва пласта |
| RU2660973C1 (ru) * | 2017-09-26 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором |
| RU2666573C1 (ru) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ разработки нефтяной залежи с проведением повторного гидроразрыва пласта с изменением направления трещины |
| RU2672292C1 (ru) * | 2018-01-10 | 2018-11-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидроразрыва пласта |
-
2020
- 2020-07-28 RU RU2020125085A patent/RU2745640C1/ru 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 (ru) * | 2017-06-22 | 2018-07-09 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, основанный на применении горизонтальных скважин с продольными трещинами гидроразрыва пласта |
| RU2666573C1 (ru) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ разработки нефтяной залежи с проведением повторного гидроразрыва пласта с изменением направления трещины |
| RU2660973C1 (ru) * | 2017-09-26 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором |
| RU2672292C1 (ru) * | 2018-01-10 | 2018-11-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидроразрыва пласта |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113738352A (zh) * | 2021-09-27 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种非均质气藏识别方法 |
| CN113738352B (zh) * | 2021-09-27 | 2024-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种非均质气藏识别方法 |
| CN114417564A (zh) * | 2021-12-22 | 2022-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油水平井压裂参数优化方法 |
| CN114417564B (zh) * | 2021-12-22 | 2024-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油水平井压裂参数优化方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Li et al. | Development of unconventional gas and technologies adopted in China | |
| CN104747180B (zh) | 一种用于注水开发的缝洞型油藏分析方法及其应用 | |
| RU2761946C1 (ru) | Способ и устройство для определения подхода к комплексной разработке сланца и соседних нефтяных коллекторов | |
| CN111191849B (zh) | 一种西部矿区深埋工作面涌水量预测方法 | |
| CN110359895B (zh) | 一种非均质巨厚砂岩水平井分段压裂的探放水方法 | |
| RU2745640C1 (ru) | Способ разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| Vincent | Five things you didn’t want to know about hydraulic fractures | |
| Wright et al. | Hydraulic fracture reorientation: Does it occur? Does it matter? | |
| RU2513216C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN107766689B (zh) | 开发动态约束的储层渗透率时变模型的建立方法 | |
| 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 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения с искусственным поддержанием пластового давления | |
| RU2513962C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Zimmermann et al. | Well path design and stimulation treatments at the geothermal research well GtGrSk4/05 in Groß Schönebeck | |
| RU2264533C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти в карбонатном или терригенном пласте с развитой макротрещиноватостью | |
| RU2247828C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| 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 | |
| CN108979611A (zh) | 一种油气藏储层水平缝水平井钻完井压裂改造方法 | |
| 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 |