Mechanism of self-induced haudralic fracturing in undeveloped formations and assessment of its impact on field development on the example of the Priobskoye field
- Authors: Islamov А.I.1,2, Esaulkov S.D.1
-
Affiliations:
- Ugra State University
- Gazpromneft-Khantos LLC
- Issue: Vol 66, No 1 (2024)
- Pages: 79-87
- Section: GEOLOGY AND PROSPECTING FOR HYDROCARBON RESERVES
- URL: https://journal-vniispk.ru/0016-7762/article/view/351078
- ID: 351078
Cite item
Full Text
Abstract
Background. Reservoir flooding is one of the main methods of oil production in low-permeability fields. At the same time, the natural decrease in the effectiveness of the flooding method leads to an increase in the water injection pressure. One of the side effects is the so-called self-induced crack growth in injection wells, which can be accompanied by a crack breakthrough in the production well operation area. A crack breakthrough, in turn, leads to problems associated with unproductive injection.Aim. To establish the relationship between the development of self-induced hydraulic cracks of technogenic origin with the technological operation parameters of injection wells, the geological properties of formations, the tectonogenetic features of stress distribution across the lower part of the sedimentary cover of the research site (the Priobskoye field).Materials and methods. Hydraulic fracturing design calculation programs: Planar 3D, FracCADE. Analytical tools: Hall plot.Results. The relationship between abnormally high reservoir pressures with the phenomenon of technogenic self-induced hydraulic fracturing is determined based on the obtained complications in drilling boreholes, associated with the production of abnormally high reservoir pressures in transit and undeveloped formations. The formation mechanism of self-induced hydraulic fracturing is established. The feasibility of optimizing the current development system in terms of achieving the design oil recovery coefficient of the reservoir is considered.Conclusion. Optimization of the existing development system at the pilot site of the Priobskoye field using low-permeable reservoirs is proposed. In the case of its successful application, the approach can be used for the entire field, as well as other fields similar in geological structure.
About the authors
А. I. Islamov
Ugra State University; Gazpromneft-Khantos LLC
Email: ai.north@mail.ru
ORCID iD: 0009-0001-5494-5304
S. D. Esaulkov
Ugra State University
Email: esaulkov_01@mail.ru
ORCID iD: 0009-0008-2466-0122
References
Александров Б.Л. Аномально высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах, М.: Недра, 1987. 216 с. Вихман И.А., Колупаев Д.Ю., Чебыкин Н.А., Сердюк А.П., Верещагин С.А., Мавлеткулов У.Р. и др. Высокоскоростной гибридный ГРП в горизонтальных скважинах Южно-Приобского месторождения // OIL & GAS JOURNAL. 2018. № 10. С. 42—47. Исламов А.И., Верещагин С.А., Колупаев Д.Ю., Фасхутдинов Р.Р. О механизмах возникновения зон с аномально высоким пластовым давлением и методами их прогнозирования в неразрабатываемых пластах на примере Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2018. № 10. С. 54—59. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-10-54-59 Милановский Е.Е. Рифтогенез в истории Земли (Рифтогенез в подвижных поясах). M.: Недра, 1987. 298 с. Милановский Е.Е. Геология России и ближнего зарубежья (Северной Евразии). М.: МГУ, 1996. 448 с. «РН-УфаНИПИнефть» ООО, Отчет о научно-исследовательской работе «Пересчет запасов нефти и растворенного газа Приобского месторождения». 2008. Т. 1. Реестровый номер: 17138198. Афанасьев И.С., Тимонов А.В., Судеев И.В. и др. Анализ применения горизонтальных скважин с множественным гидроразрывом пласта на Приобском месторождении // Техническая конференция и выставка Общества инженеров-нефтяников — SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production 2012. Москва, 16—18 октября 2012 г. Том 3. Москва: Общество инженеров-нефтяников (SPE), 2012. С. 2041—2055. https://doi.org/10.2118/162031-ms. EDN: RGCCZR Бутула К.К., Верещагин С., Малышев В., Сташевский В. Вопросы разработки месторождений и новая секторная схема с горизонтальными скважинами с многоступенчатым ГРП, пробуренными в среднепроницаемом нефтяном пласте при заводнении // SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition 2016, Moscow, 24—26 Октябрь 2016. Москва: Общество инженеров-нефтяников (SPE), 2016. С. 10—27. https://doi.org/10.2118/181983-ms. EDN: YBGIRV. Давлетбаев А., и др. Промысловые исследования спонтанного роста наведенных трещин в нагнетательных скважинах // Техническая конференция SPE по разведке и добыче нефти и газа в России, Москва, 4—16 октября 2014 г. Москва: Общество инженеров-нефтяников (SPE), 2014. С. 12—33. https://doi.org/10.2118/171232-MS Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. New York: John Wiley & Sons, LTD, 2000. 856 p. Koning E.J.L Fractured Water Injection Wells — Analytic Modelling of Fracture Propagation // SPE 14684. 1985. P. 1—39. Kuzmina S., Butula K.K., Nikitin A.N. Reservoir Pressure Depletion and Water Flooding Influencing Hydraulic Fracture Orientation in Low-Permeability Oilfields // SPE 20749. 2009. P. 15—35. https://doi.org/10.2118/120749-MS Perkins T.K., Gonzales J.A. The Effect of Thermoleastic Stresses on Injection Well Fracturing // Society of Petroleum Engineers Journal. 1985. Vol. 25, Issue 01. P. 78—88. https://doi.org/10.2118/11332-PA
Supplementary files
