RU2657052C1 - Method of testing and conversion of fluid-saturated fracture reservoir bed (variants) - Google Patents
Method of testing and conversion of fluid-saturated fracture reservoir bed (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2657052C1 RU2657052C1 RU2017114085A RU2017114085A RU2657052C1 RU 2657052 C1 RU2657052 C1 RU 2657052C1 RU 2017114085 A RU2017114085 A RU 2017114085A RU 2017114085 A RU2017114085 A RU 2017114085A RU 2657052 C1 RU2657052 C1 RU 2657052C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- fluid
- pressure
- saturated
- well
- Prior art date
Links
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 title claims abstract description 38
- 238000010998 test method Methods 0.000 title claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title abstract 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 39
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 31
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 17
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 15
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 8
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 28
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 26
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 5
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 5
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 244000061408 Eugenia caryophyllata Species 0.000 description 1
- 208000012868 Overgrowth Diseases 0.000 description 1
- 235000016639 Syzygium aromaticum Nutrition 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 235000020682 bottled natural mineral water Nutrition 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 230000035876 healing Effects 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000009885 systemic effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
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
Description
Изобретение относится к технологии строительства глубоких скважин, в частности к скважинным способам испытания и освоения (добычи) продуктивных флюидонасыщенных пластов-коллекторов трещинного типа с пластовым давлением флюидной системы от аномально-низкого (АНПД) до аномально-высокого (АВПД).The invention relates to the construction technology of deep wells, in particular to downhole methods for testing and development (production) of productive fluid-saturated reservoirs of a fracture type with reservoir pressure of the fluid system from anomalously low (ANPD) to anomalously high (AVP).
Основной проблемой, возникающей при испытании и в последующем при освоении (добыче) флюидонасыщенных (фонтанирующих нефтью и газом, промышленными или минеральными водами, рапогазопроявляющих с барическими условиями от АНПД до АВПД) пластов-коллекторов со сложным трещинным типом проницаемости является деформация, смыкание проницаемых трещин в призабойной зоне пласта при изменении текущего забойного давления от пластового в область депрессии. Это обуславливает постепенное или резкое снижение дебита пластовой жидкости из скважины. Снижение дебита скважины по нефти или другому флюиду обусловлено рядом причин, где базовой является геомеханическая характеристика пласта-коллектора, реология при депрессии на пласт-коллектор, а следствием - изменение температурного (термобарического) режима, которым обусловлены фазовые переходы в пластовой многофазной системе (природные минеральные воды или промышленные концентрированные рассолы, углеводородная газоконденсатная или нефтегазовая пластовая система). Дебит фонтанирования флюида при деформации трещинной системы ПЗП (сжимание, «схлапывание» открытых проницаемых трещин) в цикле испытания и освоения флюидонасыщенных пластов-коллекторов с трещинным типом может снижаться до нуля. Таким образом, сегодня для конкретных объектов с трещинным типом пласта-коллектора экспериментально доказано изменение (снижение) проницаемости и связанное с этим падение дебитов фонтанирования флюидов при испытании и освоении скважины, причем необратимое [Боревский Л.В. Анализ влияния физических деформаций коллекторов на оценку эксплуатационных запасов подземных вод в глубоких водоносных горизонтах// Методы изучения и оценка ресурсов глубоких подземных вод // Под ред. Бондаренко С.С., Вартаняна Г.С. - М.: Недра, 1986. - 479 с.; Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.К., и др. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом гидродинамического эффекта смыкания трещин // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. 2011. №4. с. 104-107].The main problem that arises during testing and subsequently during the development (production) of fluid-saturated (flowing with oil and gas, industrial or mineral waters, gas-gas developing with baric conditions from ANPD to AVPD) reservoirs with a complex fracture type of permeability is deformation, closure of permeable fractures bottomhole formation zone when the current bottomhole pressure changes from the reservoir to the depression area. This leads to a gradual or sharp decrease in the production rate of formation fluid from the well. The decrease in the flow rate of a well in oil or other fluid is due to a number of reasons, where the basic is the geomechanical characteristic of the reservoir, rheology during depression on the reservoir, and the result is a change in temperature (thermobaric) regime that determines phase transitions in the reservoir multiphase system (natural mineral water or industrial concentrated brines, hydrocarbon gas condensate or oil and gas reservoir system). The flow rate of fluid flowing during deformation of the FZP fracture system (compression, “collapse” of open permeable cracks) in the cycle of testing and development of fluid-saturated reservoirs with a fracture type can decrease to zero. Thus, today, for specific objects with a fractured type of a reservoir, a change (decrease) in permeability and a related decrease in flow rates of fluid flow during testing and development of a well, irreversible, have been experimentally proved [L. Borevsky. Analysis of the effect of physical deformations of reservoirs on the assessment of groundwater exploitation reserves in deep aquifers // Methods of study and assessment of deep groundwater resources // Ed. Bondarenko S.S., Vartanyan G.S. - M .: Nedra, 1986.- 479 p .; Kashnikov Yu.A., Gladyshev S.V., Razyapov R.K., et al. Hydrodynamic modeling of the primary development area of the Yurubcheno-Tokhomskoye field taking into account the hydrodynamic effect of crack closure // Development and operation of oil fields. 2011. No4. from. 104-107].
Действительно, согласно исследованиям Г.Т. Овнатанова (Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. - М.: Недра. 1979. 312 с.); Б.А. Фукса с соавт. (Промысловая характеристика продуктивных пластов юга Сибирской платформы // Б.А. Фукс, В.А. Ващенко, А.Г. Москалец и др. - М.: Недра, 1982. 184 с.); Ю.А. Кашникова с соавт., (Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.К., и др. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом гидродинамического эффекта смыкания трещин // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. 2011. №4. с. 104-107), процесс изменения (снижения) проницаемости призабойной зоны пласта в трещинных коллекторах при создании депрессии на продуктивный флюидонасыщенный пласт проходит необратимо. Этот вывод применительно к трещинным продуктивным объектам Лено-Тунгусской НГП имеет принципиальное значение и крайне важен, поскольку деформация, сжатие проницаемых трещин имеет системный характер, вызывая искажение, занижение гидродинамических параметров и в итоге коэффициента продуктивности по флюиду в поисковых, разведочных и эксплуатационных скважинах.Indeed, according to the research of G.T. Ovnatanova (Ovnatanov G.T. Exploration and treatment of the reservoir. - M .: Nedra. 1979. 312 p.); B.A. Fuchs et al. (Commercial characteristics of productive formations in the south of the Siberian platform // B.A. Fuchs, V.A. Vashchenko, A.G. Moskalets, etc. - M .: Nedra, 1982. 184 p.); Yu.A. Kashnikova et al., (Kashnikov Yu.A., Gladyshev S.V., Razyapov R.K., et al. Hydrodynamic modeling of the priority development area of the Yurubcheno-Tokhomskoye field taking into account the hydrodynamic effect of fracture closure // Development and operation of oil fields. 2011. No. 4. pp. 104-107), the process of changing (decreasing) the permeability of the bottom-hole formation zone in fractured reservoirs when creating depression on a productive fluid-saturated formation is irreversible. This conclusion as applied to the fracture productive objects of the Leno-Tunguska oil and gas field is of fundamental importance and is extremely important, since the deformation and compression of permeable cracks are systemic in nature, causing distortion, underestimation of hydrodynamic parameters and, as a result, the fluid productivity coefficient in exploratory, exploratory and production wells.
Деформация трещин в призабойной зоне скважины приводит к изменению перепада сечения фильтрационного потока от трещиноватого блока флюидонасыщенного коллектора в естественном, раскрытом состоянии к зоне сжатия, деформации фильтрующих трещин и снова к расширению потока в стволе скважины. Это провоцирует адиабатический процесс, резкое охлаждение флюида при расширении фильтрующего сечения, и, как следствие, - условия, благоприятные для кристаллизации солей при охлаждении потока концентрированных рассолов, формирования АСПО, либо для гидратообразования, если пласт-коллектор имеет углеводородное (нефть и газ) насыщение. Таким образом, теоретически и экспериментально доказано, что деформация, смыкание проницаемых трещин в призабойной зоне флюидонасыщенного пласта при изменении текущего забойного давления в область депрессии относительно значения пластового давления - явление нежелательное и требует разработки самостоятельного технического решения, которое обеспечит постоянство проницаемости трещинного коллектора на этапах очистки пласта, испытания скважины на режимах и в последующем при освоении (добычи) жидкого или газообразного полезного ископаемого.Deformation of cracks in the bottom-hole zone of the well leads to a change in the difference in the cross section of the filtration stream from the fractured block of the fluid-saturated reservoir in the natural, open state to the compression zone, deformation of the filter cracks and again to the expansion of the flow in the wellbore. This provokes an adiabatic process, a sharp cooling of the fluid during expansion of the filter section, and, as a result, favorable conditions for the crystallization of salts during cooling of the concentrated brine stream, the formation of ARPD, or hydrate formation if the reservoir layer has hydrocarbon (oil and gas) saturation . Thus, it has been theoretically and experimentally proved that deformation, closure of permeable cracks in the bottom-hole zone of a fluid-saturated formation with a change in the current bottomhole pressure into the depression region relative to the value of the reservoir pressure is an undesirable phenomenon and requires the development of an independent technical solution that will ensure the constant permeability of the fracture reservoir at the cleaning stages formation, well testing in the modes and subsequently during the development (production) of liquid or gaseous mineral resources emogo.
Известны технические решения в исследуемой области, в которых разработаны те или иные подходы, предупреждающие формирование солевых или гидратных, парафиновых пробок в стволе скважины, в лифтовых трубах. Способы эти основаны: на принципе термостатирования колонны лифтовых труб в интервале вероятных фазовых переходов (см. Вахромеев А.Г. Способ добычи полезного ископаемого, склонного к температурному фазовому переходу. Патент №2229587 // Бюллетень. 27.05.2004. №15; а также патент РФ №244911, опубл. 27.04.2012; патент РФ №2229587, опубл. 27.05.2004, патент РФ №0002591325 от 27.07.2016, Патент РФ 2361067, 2009); на применении ингибитора солеобразования (см. патент РФ №2531298, опубл. 20.10.2014) либо на периодической прокачке реагентов, растворяющих солевые пробки, гидраты и АСПО (Иванова И.К., Шиц Е.Ю. Известно использование газового конденсата для борьбы с органическими отложениями в условиях аномально низких пластовых температур // Нефт. хоз-во. 2009. №12. С. 99-101; Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений в добыче нефти / Головко С.Н., Шамрай Ю.В., Гусев В.И., Люшин С.Ф. и др. М., 1984. - 85 с. (Обзор. информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»); Калинкина Н.В., и др. Организация эффективной защиты скважин от солеотложений химическими методами на примере Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения// Научно-Технический вестник «РОСНЕФТЬ», №1 (42), 2016, с. 52-57, см. патент РФ №2183255, опубл. 10.06.2002 Бюл. №16 и др.).Known technical solutions in the study area in which certain approaches have been developed that prevent the formation of salt or hydrate, paraffin plugs in the wellbore, in lift pipes. These methods are based: on the principle of temperature control of a column of elevator pipes in the interval of probable phase transitions (see Vakhromeev A.G. A method of mining a mineral prone to a temperature phase transition. Patent No. 2229587 // Bulletin. May 27, 2004. No. 15; and RF patent No. 244911, publ. 04/27/2012; RF patent No. 2229587, publ. 05/27/2004, RF patent No. 0002591325 dated 07/27/2016, RF patent 2361067, 2009); the use of a salt formation inhibitor (see RF patent No. 2531298, publ. 20.10.2014) or the periodic pumping of reagents dissolving salt plugs, hydrates and paraffin deposits (Ivanova IK, Shits E.Yu. The use of gas condensate to combat organic deposits in conditions of abnormally low reservoir temperatures // Oil industry 2009. No. 12. P. 99-101; Efficiency of using solvents of asphalt-resin-paraffin deposits in oil production / Golovko SN, Shamray Yu.V., Gusev V .I., Lyushin S.F. et al. M., 1984. - 85 pp. (Review. Inform. / VNIIOENG. Ser. "Oilfield “business”); Kalinkina N.V., et al. Organization of effective protection of wells against scaling by chemical methods using the example of the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field // Scientific and Technical Bulletin ROSNEFT, No. 1 (42), 2016, pp. 52-57 , see RF patent No. 2183255, publ. 06/10/2002 Bull. No. 16, etc.).
Сложившаяся методология испытания напорных нефтяных, газовых, газоконденсатных, водонапорных (парогидротермы, минеральные и промышленные воды) флюидных систем, вскрываемых глубокими скважинами, традиционно предполагает очистку пласта и опытно-фильтрационные гидродинамические исследования «методом установившихся отборов» путем «выпусков» на разных режимах (дебитах фонтанирования) с фиксацией забойных и устьевых значений давления и температуры, а также запись кривой восстановления пластового давления (Горная энциклопедия. / Гл. ред. Е.А. Козловский. - М.: Сов. Энциклопедия. Т. 2. Геосферы - Кенай, 1985, 575 с.; Соколов В.Л., и др. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М., «Недра», 1974, 296 с.; Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева, М., «Недра», 1980, 301 с). Способ испытания флюидонасыщенного пласта на основе сложившейся методологии «методом установившихся отборов» примем за прототип.The established methodology for testing pressure head oil, gas, gas condensate, water pressure (steam hydrothermal, mineral and industrial waters) fluid systems, opened by deep wells, traditionally involves cleaning the reservoir and experimental filtration hydrodynamic studies using the "established sampling method" by means of "releases" at different modes (flow rates) flowing) with fixing downhole and wellhead values of pressure and temperature, as well as recording the reservoir pressure recovery curve (Mountain Encyclopedia. / Ch. ed. EA Kozlovsky. - M .: Sov. Encyclopedia. T. 2. Geospheres - Kenai, 1985, 575 pp .; Sokolov VL, et al. Searches and exploration of oil and gas fields. M., "Nedra ", 1974, 296 pp .; Instruction for a comprehensive study of gas and gas condensate reservoirs and wells. Edited by G.A. Zotov, Z. S. Aliyev, M.," Nedra ", 1980, 301 s). A test method for a fluid-saturated formation based on the established methodology of the "method of steady selection" will be taken as a prototype.
Этот сложившийся подход (способ) имеет существенный недостаток, поскольку не учитывает возможное смыкание, деформацию проницаемых трещин в призабойной зоне флюидонасыщенного пласта-коллектора при очистке и при создании расчетной депрессии. При этом смыкание трещин в призабойной зоне пласта может носить необратимый характер, влечет падение дебита флюида, а также их «залечивание» раскристаллизовавшейся солью, содержащейся в рапе (минерализация более 600 г/л). Сходный процесс формирования гидратных пробок, т.е. зарастания сечения лифтовых труб в скважине гидратами и (или) АСПО наблюдается при нефтегазовом насыщении пласта-коллектора. Важно, что соляные пробки могут формироваться не только в трубах, но и в призабойной зоне флюидонасыщенного пласта-коллектора. Аналогичный по механизму адиабатический процесс резкого охлаждения потока нефтяного или газового приводит к формированию асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и гидратов в призабойной зоне пласта-коллектора.This prevailing approach (method) has a significant drawback, since it does not take into account the possible closure, deformation of permeable cracks in the bottom-hole zone of the fluid-saturated reservoir during cleaning and when creating a design depression. In this case, the closure of cracks in the bottom-hole zone of the formation may be irreversible, entailing a drop in the flow rate of the fluid, as well as their “healing” by the crystallized salt contained in the brine (mineralization of more than 600 g / l). A similar process for the formation of hydrate plugs, i.e. overgrowth of the elevator pipe cross section in the well with hydrates and (or) paraffin deposits is observed during oil and gas saturation of the reservoir. It is important that salt plugs can form not only in the pipes, but also in the bottom-hole zone of the fluid-saturated reservoir. A similar adiabatic process of rapid cooling of an oil or gas stream leads to the formation of asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) and hydrates in the bottom-hole zone of the reservoir.
Для трещинной фильтрационной системы, которая является превалирующим типом емкостного и транзитного пространства природного карбонатного пласта-коллектора, необходимо разработать способ испытания и освоения скважины, который сохранит проницаемость трещинной системы в области призабойной зоны при воздействии сжимающих напряжений (массива горных пород), возрастающих при формировании воронки депрессии, в первую очередь в призабойной зоне пласта-коллектора при росте депрессии (ΔP) выше критических значений, которая не позволит естественным проницаемым трещинам сомкнуться. Такой областью является призабойная зона в радиусе первых метров вокруг скважины, вскрывшей трещинный пласт-коллектор.For a fracture filtration system, which is the prevailing type of reservoir and transit space of a natural carbonate reservoir, it is necessary to develop a method for testing and developing a well that preserves the permeability of the fracture system in the near-wellbore region under the influence of compressive stresses (rock mass) that increase during the formation of a funnel depression, primarily in the bottom-hole zone of the reservoir with an increase in depression (ΔP) above critical values, which will not allow natural nnym permeable cracks closed. Such a region is the bottomhole zone in the radius of the first meters around the well that opened the fractured reservoir.
Задачей заявленного способа является разработка опережающего закрепления естественных фильтрующих трещин в проницаемой части пласта-коллектора природного резервуара в призабойной зоне, которое выполняют до создания депрессии на продуктивный пласт при очистке призабойной зоны от фильтрата бурового раствора, что позволяет исключить в дальнейшем необратимое смыкание фильтрующих трещин на этапе очистки пласта и испытания (разведочная скважина), или очистки и освоения (эксплуатационная скважина), т.е. скважинной добычи жидкого или газообразного полезного ископаемого при создании первой и последующих депрессий на флюидную систему и продуктивный пласт - коллектор.The objective of the claimed method is to develop advanced fixing of natural filtering cracks in the permeable part of the reservoir reservoir of the natural reservoir in the bottomhole zone, which is performed before creating a depression on the reservoir while cleaning the bottom zone of the mud filtrate, which eliminates further irreversible closure of the filtering cracks at the stage formation cleaning and testing (exploratory well), or cleaning and development (production well), i.e. downhole production of liquid or gaseous minerals during the creation of the first and subsequent depressions on the fluid system and reservoir - reservoir.
Техническим результатом являются: высокая технологическая надежность стабилизации проницаемости призабойной зоны в процессе создания депрессии - в циклах очистки, испытания, освоения продуктивного флюидонасыщенного трещинного пласта-коллектора, т.е. надежность первичных данных, получаемых по результатам испытания и освоения скважины. Ведь при геологоразведочном бурении в первую очередь требуется геологическая достоверность первичных данных опытно-фильтрационных работ и сохранение истинной продуктивности по флюиду (по нефти, по газу, по рассолу) трещинного пласта-коллектора на разных режимах испытания и освоения, т.е. при разной депрессии. При освоении, т.е. добыче жидкого и газообразного полезного ископаемого, важно гарантировать постоянство дебита скважины, т.е. ее продуктивность.The technical result is: high technological reliability of stabilization of the permeability of the bottomhole zone in the process of creating depression - in the cycles of cleaning, testing, development of a productive fluid-saturated fractured reservoir, i.e. reliability of primary data obtained from the results of testing and well development. Indeed, in geological exploration drilling, first of all, the geological reliability of the primary data of the pilot filtration work and the preservation of the true productivity of the fluid (oil, gas, brine) of the fractured reservoir in different test and development modes, i.e. with different depression. During development, i.e. production of liquid and gaseous minerals, it is important to ensure the constancy of the flow rate of the well, i.e. its productivity.
В работе [Blanton T.L. Propagation of hydraulically and dynamically induced fractures in naturally fractured reservoirs // SPE 15261, presented at the SPE/DOE unconventional gas technology symposium, Louisville, 18-21 May 1986.] проведены эксперименты, показывающие, что гидравлическая трещина при искусственном гидроразрыве пласта (ГРП) является устойчивой и пересекает существующие трещины только в условиях большого отношения между действующими напряжениями и большого угла между направлениями трещин. При средних и низких отношениях напряжений и малых углах между направлениями трещин гидравлическая трещина раскрывает существующие трещины и разворачивает поток флюида в направлении естественной трещиноватости. Согласно результатам численных расчетов [de Pater C.J., Beugelsdijk L.J.L. Experiments and numerical simulation of hydraulic fracturing in naturally fractured rock / In: Proceedings of the US Rock Mechanics Symposium, Anchorage, Alaska, 25-29 June 2005; Dong C.Y., de Pater C.J. Numerical implementation of displacement discontinuity method and its application in hydraulic fracturing // Comput Methods Appl Mech Eng 2001, 191: 745-60], основанным на экспериментальных данных, низкая скорость потока жидкости приводит к тому, что гидравлическая трещина раскрывает существующие трещины, в то время как высокая скорость потока и вязкость рабочего флюида приводят к тому, что трещина «не замечает» естественные трещины, встречающиеся на пути ее развития.In [Blanton T.L. Propagation of hydraulically and dynamically induced fractures in naturally fractured reservoirs // SPE 15261, presented at the SPE / DOE unconventional gas technology symposium, Louisville, 18-21 May 1986.] experiments were performed showing that hydraulic fracturing during hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) ) is stable and crosses existing cracks only under conditions of a large relationship between the acting stresses and a large angle between the directions of the cracks. At medium and low stress ratios and small angles between the directions of the cracks, a hydraulic crack opens up existing cracks and turns the fluid flow in the direction of natural fracturing. According to the results of numerical calculations [de Pater C.J., Beugelsdijk L.J.L. Experiments and numerical simulation of hydraulic fracturing in naturally fractured rock / In: Proceedings of the US Rock Mechanics Symposium, Anchorage, Alaska, 25-29 June 2005; Dong C.Y., de Pater C.J. Numerical implementation of displacement discontinuity method and its application in hydraulic fracturing // Comput Methods Appl Mech Eng 2001, 191: 745-60], based on experimental data, a low fluid flow rate causes a hydraulic crack to open existing cracks, while while the high flow rate and viscosity of the working fluid lead to the fact that the crack “does not notice” the natural cracks encountered along the path of its development.
Геологическая достоверность первичных данных опытно-фильтрационных работ и более высокая технологическая надежность сохранения природной проницаемости естественных фильтрующих трещин в призабойной зоне флюидонасыщенного трещинного пласта-коллектора в условиях переменной депрессии на продуктивный пласт по предлагаемому способу достигаются тем, что заявляемыйThe geological reliability of the primary data of the experimental-filtration work and the higher technological reliability of preserving the natural permeability of natural filtering cracks in the bottom-hole zone of the fluid-saturated fractured reservoir, under conditions of variable depression on the reservoir, by the proposed method are achieved by the fact that the claimed
- по варианту 1 в способе освоения флюидонасыщенного пласта-коллектора трещинного типа, включающем очистку и далее гидродинамические исследования флюидонасыщенного пласта-колллектора в открытом стволе скважины «методом установившихся отборов» по стандартной штуцерной программе с созданием депрессий от величины пластового давления на флюидную систему на заданных режимах, выбор режима последующей эксплуатации (депрессии) и освоение скважины с добычей жидкого и газообразного полезного ископаемого, согласно изобретению перед очисткой природного карбонатного трещинного флюидонасыщенного пласта-коллектора с естественными трещинами спускают компоновку с гидромеханическим пакером, выполняют тест на приемистость трещинной фильтрационной системы, при этом определяют давление начала открытия естественных трещин и выполняют процедуру закрепления фильтрующих (проницаемых) трещин призабойной зоны трещинного флюидонасыщенного пласта-коллектора с медленной закачкой с расходом 5-10 л/сек стойкого проппанта трех фракций (мелкая 0,21-0,42 мм, средняя 0,42-0,85 мм, крупная 0,85-1,7 мм), подобранного по результатам исследования керна под разницей давлений с превышением на 1,5-2,5 МПа от пластового давления, после чего снижают забойное давление до величины пластового и переходят к созданию депрессии на пласт и очистке скважины;- according to option 1, in a method for developing a fluid-saturated reservoir of a fracture type, including cleaning and then hydrodynamic studies of a fluid-saturated reservoir in an open wellbore using the “established sampling method” according to the standard choke program with creating depressions from the value of the reservoir pressure on the fluid system in predetermined modes , selection of the mode of subsequent operation (depression) and development of a well with production of liquid and gaseous minerals, according to the invention before cleaning natural carbonate fractured fluid-saturated reservoir with natural fractures lower the layout with a hydromechanical packer, perform an injectivity test of the fracture filtration system, determine the start pressure of the opening of natural fractures and perform the procedure of fixing filtering (permeable) fractures of the bottomhole zone of the fractured fluid-saturated reservoir with a slow injection with a flow rate of 5-10 l / s of persistent proppant of three fractions (small 0.21-0.42 mm, medium 0.42-0.85 mm, large 0.85-1.7 mm), Turning of the study core under a pressure difference in excess of 1.5-2.5 MPa from the reservoir pressure, after which the bottomhole pressure is reduced to a value of the reservoir and pass to create depression on the formation and wellbore cleaning;
- по варианту 2 в способе освоения флюидонасыщенного пласта-коллектора трещинного типа, включающем очистку и далее гидродинамические исследования флюидонасыщенного пласта-колллектора в скважине в обсадной колонне после ее перфорации «методом установившихся отборов» по стандартной штуцерной программе с созданием депрессий от величины пластового давления на флюидную систему на заданных режимах, выбор режима последующей эксплуатации (депрессии) и освоение скважины с добычей жидкого и газообразного полезного ископаемого, согласно изобретению перед очисткой природного карбонатного трещинного флюидонасыщенного пласта-коллектора с естественными трещинами спускают насосно-компрессорные трубы в скважину, выполняют тест на приемистость трещинной фильтрационной системы, при этом определяют давление начала открытия естественных трещин и выполняют процедуру закрепления фильтрующих (проницаемых) трещин призабойной зоны трещинного флюидонасыщенного пласта-коллектора с медленной закачкой с расходом 5-10 л/сек стойкого проппанта трех фракций (мелкая 0,21-0,42 мм, средняя 0,42-0,85 мм, крупная 0,85-1,7 мм), подобранного по результатам исследования керна под разницей давлений с превышением на 1,5-2,5 МПа от пластового давления, после чего снижают забойное давление до величины пластового и переходят к созданию депрессии на пласт и очистке скважины.- according to option 2, in a method for developing a fluid-saturated reservoir of a fracture type, including cleaning and then hydrodynamic studies of a fluid-saturated reservoir in a well in a casing after its perforation using the “established sampling method” according to the standard choke program with the creation of depressions from the reservoir pressure to the fluid the system at predetermined modes, the choice of the mode of subsequent operation (depression) and well development with the production of liquid and gaseous minerals, according to Before cleaning the natural carbonate fractured fluid-saturated reservoir with natural fractures, the tubing is lowered into the well, the injectivity of the fractured filtration system is tested, the opening pressure of the natural fractures is determined and the filtering (permeable) fractures of the bottom-hole fluid saturated zone are fixed reservoir with slow injection with a flow rate of 5-10 l / s of persistent proppant of three fractions (small 0.21-0.42 mm, average 0.42-0.85 m, large 0.85-1.7 mm), selected according to the results of a core study under a pressure difference exceeding 1.5-2.5 MPa from the reservoir pressure, then lower the bottomhole pressure to the reservoir pressure and proceed to create depression formation and well cleaning.
Заявляемый способ позволяет исключить необратимое смыкание трещин в призабойной зоне при создании депрессии во время очистки и гидродинамических исследований на этапах испытания и освоения скважины при снижении забойного давления ниже значений пластового. После очистки призабойной зоны в разведочной скважине испытание флюидонасыщенного пласта-колллектора ведут «методом установившихся отборов» по стандартной штуцерной программе путем создания депрессий от величины пластового давления на флюидную систему, значимо отличающихся от режима к режиму, после чего обоснованно готовят «Заключение по результатам испытания продуктивного пласта». Далее выбирают режим последующей эксплуатации (депрессию) и реализуют освоение скважины с добычей жидкого или газообразного полезного ископаемого. В эксплуатационной скважине после цикла очистки скважину переводят в режим освоения (эксплуатации).The inventive method allows to exclude irreversible closure of cracks in the bottomhole zone when creating depression during cleaning and hydrodynamic studies at the stages of testing and development of the well with a decrease in bottomhole pressure below the reservoir. After cleaning the bottom-hole zone in the exploratory well, the test of the fluid-saturated reservoir is carried out using the “established sampling method” according to the standard choke program by creating depressions from the formation pressure on the fluid system, which significantly differ from mode to mode, and then a “Conclusion based on the results of the test of productive layer ". Next, choose the mode of subsequent operation (depression) and implement well development with the production of liquid or gaseous minerals. In a production well, after a cleaning cycle, the well is put into development (operation) mode.
Сущность изобретения: сохранение естественной (природной) проницаемости трещинной фильтрационной системы пласта-коллектора в призабойной зоне через опережающее (до цикла очистки продуктивного пласта и его испытания/освоения на режимах) закрепление трещин проппантом, то есть удержание от смыкания естественных фильтрующих трещин в призабойной зоне флюидонасыщенного продуктивного (нефтегазоносного, водоносного или рапоносного) трещинного пласта-коллектора в природном открытом (исходном) состоянии, которое сохраняется на протяжении циклов очистки трещинного пласта-коллектора, при испытании на режимах «методом установившихся отборов» и во время всей дальнейшего освоения продуктивного пласта скважины.The essence of the invention: the preservation of the natural (natural) permeability of the fracture filtration system of the reservoir in the bottomhole zone through the leading (prior to the cleaning cycle of the reservoir and its testing / development modes) fixing the cracks with proppant, that is, keeping filtering natural fractures in the bottomhole zone of the fluid saturated productive (oil and gas, aquifer or rape) fractured reservoir in a natural open (initial) state, which remains throughout Clove purification fractured reservoir under test modes "method established selections" and during the whole further development of the productive formation of the well.
ПРИМЕРEXAMPLE
(на основе геологических данных по одному из продуктивных флюидонасыщенных пластов-коллекторов, Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции)(based on geological data for one of the productive fluid-saturated reservoirs, Leno-Tunguska oil and gas province)
Рассмотрим горно-геологические условия для освоения флюидонасыщенного пласта по варианту 1. Пластовое давление флюида 23,0 МПа. Вертикальная глубина залегания кровли пласта-коллектора 1620 м. Производят бурение по флюидонасыщенному пласту, далее в процессе его испытания/освоения в открытом стволе сразу производят тест на приемистость пласта с применением гидромеханического пакера, определяют давление открытия естественных трещин, проводят закачку проппанта трех фракций (мелкая 0,21-0,42 мм, средняя 0,42-0,85 мм, крупная 0,85-1,7 мм), подобранного по результатам исследования керна, с расходом 5-10 л/сек. Забойное давление в процессе закачки кольматанта составляет 24,5-25,5 МПа. Далее переходят к очистке пласта и испытанию «методом установившихся отборов»Consider the geological conditions for the development of a fluid-saturated reservoir according to option 1. The reservoir pressure of the fluid is 23.0 MPa. The vertical depth of the bed of the reservoir is 1620 m. Drilling is carried out on a fluid-saturated formation, then during its testing / development in an open wellbore, a test is performed on the injectivity of the formation using a hydromechanical packer, the opening pressure of natural fractures is determined, and three fractions of proppant are injected (shallow 0.21-0.42 mm, average 0.42-0.85 mm, large 0.85-1.7 mm), selected according to the results of the core study, with a flow rate of 5-10 l / s. Bottom-hole pressure during the injection of colmatant is 24.5-25.5 MPa. Then we go on to clean the formation and test it using the “steady-state sampling method”
Рассмотрим горно-геологические условия для освоения флюидонасыщенного пласта по варианту 2. Пластовое давление флюида 23,0 МПа. Вертикальная глубина залегания кровли пласта-коллектора 1620 м. Производят бурение по флюидонасыщенному пласту, обсаживают пласт обсадной колонной, далее в процессе его испытания сразу после вторичного вскрытия перфорацией в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, производят тест на приемистость пласта, производят закачку проппанта трех фракций (мелкая 0,21-0,42 мм, средняя 0,42-0,85 мм, крупная 0,85-1,7 мм), подобранного по результатам исследования керна, с расходом 5-10 л/сек. Забойное давление в процессе закачки кольматанта составляет 24,5-25,5 МПа. Далее переходят к очистке пласта и испытанию «методом установившихся отборов»Consider the geological conditions for the development of a fluid-saturated reservoir according to option 2. The reservoir pressure of the fluid is 23.0 MPa. The vertical depth of the bed of the reservoir is 1620 m. Drilling is carried out on a fluid-saturated formation, casing the formation, then in the process of testing immediately after the secondary opening by perforation, the tubing is lowered into the well, the injectivity of the formation is tested, and three fractions of proppant are injected. (small 0.21-0.42 mm, medium 0.42-0.85 mm, large 0.85-1.7 mm), selected according to the results of the core study, with a flow rate of 5-10 l / s. Bottom-hole pressure during the injection of colmatant is 24.5-25.5 MPa. Then we go on to clean the formation and test it using the “steady-state sampling method”
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017114085A RU2657052C1 (en) | 2017-04-21 | 2017-04-21 | Method of testing and conversion of fluid-saturated fracture reservoir bed (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017114085A RU2657052C1 (en) | 2017-04-21 | 2017-04-21 | Method of testing and conversion of fluid-saturated fracture reservoir bed (variants) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2657052C1 true RU2657052C1 (en) | 2018-06-08 |
Family
ID=62560732
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017114085A RU2657052C1 (en) | 2017-04-21 | 2017-04-21 | Method of testing and conversion of fluid-saturated fracture reservoir bed (variants) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2657052C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2738147C1 (en) * | 2020-04-14 | 2020-12-08 | Ильдар Зафирович Денисламов | Well inhibiting method from asphaltene-resin-paraffin deposits |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5411086A (en) * | 1993-12-09 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by enhanced imbitition in low permeability reservoirs |
| RU2072030C1 (en) * | 1993-06-03 | 1997-01-20 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Method for opening productive seams |
| RU2462590C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic connection of well with productive formation |
| RU2495999C1 (en) * | 2012-05-10 | 2013-10-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Волго-Уральский Центр Научно-Технических Услуг "Нейтрон" | Method and device for oil and gas well operation intensification (versions) |
| RU2515651C1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
| RU2602437C1 (en) * | 2015-09-11 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Method for primary opening by drilling of horizontal shaft in fracture type of oil and gas saturated carbonate reservoir under conditions of abnormally low formation pressures |
-
2017
- 2017-04-21 RU RU2017114085A patent/RU2657052C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2072030C1 (en) * | 1993-06-03 | 1997-01-20 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Method for opening productive seams |
| US5411086A (en) * | 1993-12-09 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by enhanced imbitition in low permeability reservoirs |
| RU2462590C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic connection of well with productive formation |
| RU2495999C1 (en) * | 2012-05-10 | 2013-10-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Волго-Уральский Центр Научно-Технических Услуг "Нейтрон" | Method and device for oil and gas well operation intensification (versions) |
| RU2515651C1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
| RU2602437C1 (en) * | 2015-09-11 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Method for primary opening by drilling of horizontal shaft in fracture type of oil and gas saturated carbonate reservoir under conditions of abnormally low formation pressures |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЗОТОВ Г.А. и др., Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин, Москва, Недра, 1980, с. 116-137, 150-179. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2738147C1 (en) * | 2020-04-14 | 2020-12-08 | Ильдар Зафирович Денисламов | Well inhibiting method from asphaltene-resin-paraffin deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| King | Thirty years of gas shale fracturing: what have we learned? | |
| King | 60 years of multi-fractured vertical, deviated and horizontal wells: What have we learned? | |
| EP3452695B1 (en) | Methods and systems for analysis of hydraulically-fractured reservoirs | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| Soliman et al. | Fracturing unconventional formations to enhance productivity | |
| Love et al. | Selectively placing many fractures in openhole horizontal wells improves production | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| Soroush et al. | Challenges and potentials for sand and flow control and management in the sandstone oil fields of Kazakhstan: A literature review | |
| US12258846B2 (en) | Non-fracturing restimulation of unconventional hydrocarbon containing formations to enhance production | |
| EP4599019A1 (en) | Method and systems for subsurface carbon capture | |
| Pandey et al. | New fracture-stimulation designs and completion techniques result in better performance of shallow Chittim Ranch wells | |
| Weirich et al. | Frac packing: best practices and lessons learned from more than 600 operations | |
| US20150285049A1 (en) | Method of Drilling for and Producing Oil and Gas from Earth Boreholes | |
| US20250257638A1 (en) | Self-correcting flow in subsurface wells | |
| US11131174B2 (en) | Hydraulic fracturing systems and methods | |
| RU2012114259A (en) | METHOD FOR INCREASING OIL, GAS CONDENSATES AND GAS PRODUCTION FROM DEPOSITS AND ENSURING UNINTERRUPTED OPERATION OF PRODUCING AND EXPRESSIVE WELLS | |
| RU2657052C1 (en) | Method of testing and conversion of fluid-saturated fracture reservoir bed (variants) | |
| Garland | Selective plugging of water injection wells | |
| RU2637539C1 (en) | Method for formation of cracks or fractures | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| Tassone et al. | Hydraulic Fracturing Challenges and Solutions for the Development of a Low Permeability Oil Reservoir–Case History from Offshore West Africa | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| Guan et al. | Water injectivity-what we have learned in the past 30 years | |
| Sun et al. | A case study of hydraulic fracturing in ordos shale under the combined use of CO2 and gelled fluid | |
| US20160290112A1 (en) | Processes for hydraulic fracturing |