Способ разработки нефтяной залежи с проведением повторного гидроразрыва пласта с изменением направления трещины
METHOD FOR DEVELOPMENT OF OIL DRAWING WITH REPAIR HYDRAULISM OF PLASTER WITH CHANGE OF DIRECTION OF CRACK

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением повторного гидравлического разрыва пласта (ГРП) с изменением направления трещины ГРП.
Известен способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением горизонтальных скважин с поперечно-направленными трещинами гидроразрыва пласта (патент РФ №2515628, МПК Е21В 43/18, опубликован 20.05.2014), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, и выполнение многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) на указанных горизонтальных добывающих скважинах. Параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно-направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП, при этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, ГРП и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу: ближайшие добывающие горизонтальные скважины в соседних рядах - в добычу, ближайшие нагнетательные скважины в ряду - в закачку, причем закачку жидкости на наклонно-направленных нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. Ограничением данного метода является необходимость бурения сложной системы разработки для образования трещины ГРП, ориентированной в направлении, отличном от регионального направления максимальных напряжений.
Недостатком способа является невозможность применения на работающих скважинах с существующей трещиной ГРП, а также ограничение его применимости только в определенной системе разработки.
Известен способ направленного гидроразрыва массива горных пород (патент РФ №2522677 МПК Е21В 43/26, опубликован 20.07.2014), включающий бурение скважины, герметизацию интервала разрыва и нагнетание рабочей жидкости в интервал разрыва. Направление энергетически выгодного развития трещины задают за счет неразрушающего изменения напряженного состояния горных пород в окрестности скважины до начала гидроразрыва путем неравномерного нагружения стенок скважины, или путем неравномерного нагрева стенок скважины, или путем неравномерного охлаждения стенок скважины, или путем создания неравномерного фильтрационного потока жидкости из скважины в горные породы, или путем создания неравномерного фильтрационного потока жидкости из горных пород в скважину, а развитие трещины в процессе гидроразрыва поддерживают непрерывным до достижения трещиной заданного размера.
Недостатком данного способа является необходимость проведения дополнительных, возможно длительных по времени, мероприятий, не входящих в стандартные технологические процедуры ГРП.
Известен способ ориентирования трещин гидравлического разрыва в подземном пласте, вскрытом горизонтальными стволами (патент РФ №2591999 МПК Е21В 43/17, Е21В 43/267, опубликован 20.07.2016), в соответствии с которым: осуществляют закачку первой жидкости гидроразрыва в первый горизонтальный ствол, сообщающийся с пластом по меньшей мере в одном выбранном сегменте, создают давление первой жидкости гидроразрыва в первом стволе для создания поля напряжения вокруг каждого выбранного сегмента первого ствола, осуществляют одновременную закачку второй жидкости гидроразрыва под давлением, содержащей частицы расклинивающего агента, во второй горизонтальный ствол, расположенный на некотором расстоянии по вертикали от первого ствола и сообщающийся с пластом по меньшей мере в одном выбранном сегменте, для формирования трещин, распространяющихся от выбранных сегментов второго ствола по направлению к выбранным сегментам первого ствола.
Недостатком способа является необходимость бурения двух горизонтальных стволов, а также необходимость применения нестандартных способов стимулирования пласта для достижения цели.
Известна работа: И.Д. Латыпов, А.И. Федоров, А.Н. Никитин. «Исследование явления переориентации азимута трещины повторного гидроразрыва пласта». Нефтяное хозяйство, №10, стр. 74-78, 2013 г., в которой описан способ определения момента переориентации направления трещины повторной операции ГРП в необсаженном стволе скважины. Недостатками описанного способа является невозможность его применения для перфорированных скважин, а также невозможность применения результатов исследования к скважинам, на работе которых сказывается влияние окружения (других скважин).
Известен способ повышения производительности скважин в нефтяных и газовых месторождениях (US 7069989, МПК Е21В 43/26, опубликовано 04.07.2006), включающий определение направления максимальных горизонтальных напряжений; создание, по меньшей мере, двух скважин так, чтобы они находились на расстоянии друг от друга в направлении, соответствующем направлению максимальных горизонтальных напряжений; формирование, по меньшей мере, в одной из скважин одной вертикальной щели, ориентированной от одной упомянутой скважины к другой; введение жидкости гидроразрыва по меньшей мере в одну указанную скважину для создания гидравлического разрыва в направлении от одной скважины к другой скважине. Согласно изобретению возможно формирование, по меньшей мере, одной дополнительной щели, которая ориентирована перпендикулярно первой упомянутой щели и имеет длину, соответствующую 20-50% длины упомянутой первой щели.
Недостатком данного способа является низкая технико-экономическая эффективность, а также необходимость бурения двух близкорасположенных стволов скважин.
Известен способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент РФ №2496001, МПК Е21В 43/26, опубликован 20.10.2013), включающий искусственное внутриконтурное воздействие на объект разработки путем закачки через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, причем проектирование и осуществление гидравлического разрыва пласта проводят комплексно в добывающих и нагнетательных скважинах на основе информации о геомеханических свойствах пород, слагающих нефтегазовую залежь. Первоначально гидравлический разрыв пласта проводят во всех добывающих скважинах, причем одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при гидравлическом разрыве пород, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту, причем при снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят гидравлический разрыв во всех нагнетательных скважинах, а сразу же после проведения гидравлического разрыва в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости. С целью задания направления трещин гидроразрыва параллельно рядам нагнетательных и добывающих скважин искусственно изменяют поле напряжений в призабойной зоне пласта вокруг скважин, для чего гидроразрыв в скважинах осуществляют в два этапа, причем при первоначальном гидроразрыве в скважину закачивают кварцевый песок и тампонирующий состав, а при повторном - крепитель трещин - проппант.
Недостатком данного способа является необходимость длительного воздействия нагнетанием воды на пласт для создания условий поворота трещин на добывающих скважинах, при этом отсутствует контроль роста трещин на нагнетательных скважинах. Неконтролируемый рост трещин на нагнетательных скважинах приводит к преждевременной обводненности продукции на соседних добывающих скважинах, снижению возможности контроля за направлением развития трещин и конечному снижению коэффициента извлечения нефти и падению темпа добычи по сравнению с планируемым.
Задачей изобретения является создание рентабельной разработки нефтяных низкопроницаемых залежей.
Техническим результатом изобретения является повышение темпов добычи нефти и повышение конечного коэффициента извлечения нефти созданием дополнительных трещин на добывающих скважинах путем проведения на них повторных операций ГРП.
min
max
max
min
Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи системой вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных и добывающих скважин, который включает построение гидродинамической и геомеханической модели месторождения с определением значений минимального горизонтального регионального напряжения, максимального горизонтального регионального напряжения, а также первоначального направления максимального локального напряжения, проведение на добывающей скважине сразу после бурения стандартного комплекса геофизических исследований и акустического зондирования или акустического каротажа для определения механических параметров пласта, последующее перфорирование скважины и проведение операции первого гидравлического разрыва пласта с образованием закрепленной трещины, запуск скважины в работу, причем в процессе работы добывающей скважины периодически проводят расчет величин минимального Σ и максимального Σ локального горизонтального напряжения и определяют направление максимального локального напряжения в окрестности добывающей скважины на основании построенной гидродинамической модели пласта с учетом фильтрационных свойств пласта, механических свойств формации, работы скважин окружения, а также первоначальных значений минимального и максимального локального горизонтального напряжения пласта, а при достижении условия Σ-Σ>T/3, где Т - прочность породы на растяжение, проводят повторный гидравлический разрыв пласта с изменением направления трещины на угол не менее 15°.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена схема регионального напряжения пласта при первом ГРП, на фиг. 2 - схема изменения локального напряжения в окрестности скважины при повторном ГРП, на фиг. 3 показана схема действия локальных напряжений на скважину с двумя взаимно ортогональными перфорационными каналами, на фиг. 4 показана диаграмма изменения дебита скважины.
Предложенный способ реализуется следующим образом.
1. Разработку нефтяных залежей ведут произвольной системой вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных и добывающих скважин.
h max
2. Проводят построение гидродинамической и геомеханической модели месторождения или части месторождения, где планируется применять данную технологию. Геомеханическая модель должна включать в себя данные о региональном напряженном состоянии: значениях минимального горизонтального регионального напряжения и максимального горизонтального регионального напряжения. Определяют первоначальное направление максимального локального напряжения. Направление развития трещины первого ГРП совпадает с направлением максимального локального горизонтального напряжения пласта -σ (А.А. Хальзов, М.С.Антонов, В.Э. Халикова, М. А. Виноходов «Исследование эффективности формирования сетки скважин с учетом планирования мероприятий гидроразрыва пласта» Нефтепромысловое дело. - 2013 г. - №3. - С 81).
3. На добывающих скважинах сразу же после бурения проводят стандартный комплекс геофизических исследований (ГИС) и кросс-дипольное акустическое зондирование или широкополосный акустический каротаж, с помощью этого комплекса определяют механические параметры пласта: модуль Юнга и коэффициент Пуассона. При необходимости на основании этих данных корректируют геомеханическую модель. Далее проводят перфорирование скважины и операцию первого ГРП с образованием закрепленной трещины и пускают скважины в работу. На фиг. 1 показана скважина 1, направление 2 первоначального максимального локального напряжения пласта
h max
-σ, направление трещины первого ГРП-3.
min
max
4. На основании построенных гидродинамической и геомеханической моделей в процессе работы добывающей скважины периодически проводят расчет величин минимального Σ и максимального Σ локального горизонтального напряжения и определяют направление максимального локального напряжения в окрестности добывающей скважины.
max
min
5. Основанием для проведения повторного ГРП является достижение условий Σ-Σ>T/3 и изменение направления максимального локального напряжения относительно первоначального более чем на 15°. На фиг. 2 зона измененного поля напряжений ограничена овальной пунктирной линией 4, внутри поля показано направление локального максимального напряжения пласта 5, трещина первого ГРП-3, трещина повторного ГРП-6.
Для одиночной добывающей скважины изменение направления трещины повторного ГРП возможно только на 90° относительно первоначальной трещины. При наличии скважин окружения, оказывающих влияние на добывающую скважину, направление развития трещины повторного ГРП может отличаться от 90°, в этом случае направление определяют моделированием. При этом угол изменения направления трещины относительно первого ГРП не должен быть менее 15°. Данное значение угла поворота трещины является пороговым, ниже которого повторный ГРП приводит только к обновлению проницаемости пласта, по аналогии с образованием трещины вдоль старого направления.
6. Скважину снова запускают в работу как добывающую.
Эффективность работы скважины с двумя трещинами оценивается на основании расчета дебита в гидродинамическом симуляторе.
Технический результат изобретения достигается благодаря следующему.
max
min
В процессе работы добывающей скважины локальное напряженное состояние в окрестности скважины меняется относительно первоначального в силу происходящих процессов фильтрации и появления дополнительной силы - градиента порового давления. На изменение локального напряженного состояния влияют проницаемость пласта, геометрия первой трещины ГРП, распределение пластового давления, параметры эксплуатации окружения. Для образования трещины в направлении, отличном от направления трещины первого гидроразрыва, необходимо периодически проводить расчет изменений локального напряженного состояния в окрестности скважины. Это позволит определить достижение условий: Σ-Σ>T/3 совместно с изменением направления максимального локального напряжения относительно первоначального и, соответственно, относительно направления первой трещины, после чего целесообразно проведение повторной операции ГРП с трещиной, ориентированной под углом к первой трещине.
Указанное условие проведения повторного ГРП получено из решения двух задач.
V
H
max
H
min
H
V.
H
V
V
Первая состоит в определении давления разрыва горизонтального цилиндрического перфорационного канала в среде, испытывающей неравные нагрузки с двух взаимно перпендикулярных направлений (фиг. 3): вдоль вертикального направления действует горное давление Σ, с латерального направления действует некоторое значение локального горизонтального напряжения Σ, зависящее от ориентации канала. Так, для перфорации, направленной вдоль действия максимального напряжения Σ, выполнено равенство Σ =Σ и наоборот, причем вне зависимости от ориентации канала Σ<ΣДля того чтобы разорвать канал, необходимо создать в нем давление Р, определяемое по формуле: P=3Σ-Σ+T, где Т - прочность породы на разрыв (Economides, M.J. and Nolte, K.G.: Reservoir Stimulation, Third Edition, Wiley, NY and Chichester, 2000, pages 3-27). Разрыв при этом происходит вдоль направления приложения максимального локального напряжения (в данном случае горного давления Σ).
Вторая задача состоит в определении давления разрыва второго перфорационного канала при проведении повторного ГРП. Известно, что при работе скважины в режиме добычи после первого ГРП в ее окрестности происходит переориентация азимута в результате повторного ГРП: напряжение, действующее в направлении вдоль трещины, становится минимальным, а поперек трещины - максимальным (И.Д. Латыпов, А.И. Федоров, А.Н. Никитин. «Исследование явления переориентации азимута трещины повторного гидроразрыва пласта». Нефтяное хозяйство, №10, стр. 74-78, 2013 г.).
1
max
V
2
min
V
max
min
max
min
Допустим, что после перфорирования перед повторной операцией ГРП в скважине есть две пары перфорационных каналов (фиг. 3). Первый канал 7 расположен вдоль направления трещины, а второй 8 - поперек. Давление разрыва каждого перфорационного канала можно рассчитать по вышеприведенной формуле, соответственно для первого канала P=3Σ-Σ+T', для второго канала Р=3Σ-Σ+T, где Т' и Т - прочность породы на разрыв для соответствующих каналов. При проведении ГРП трещина инициируется из того канала, в котором давление разрыва меньше. Поэтому в качестве критерия образования поперечной трещины можно записать следующее неравенство: Σ-Σ>(Т-Т')/3. Прочность Т' для канала, расположенного вдоль трещины, значительно меньше значения прочности T для второго канала, поскольку в его окрестности есть зона нарушения сплошности (трещина первого ГРП). Поэтому можно положить Т'=0, что приводит к получению критерия образования поперечной трещины повторного ГРП: Σ-Σ>Т/3.
Пример осуществления способа
-3
-1
В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти с низкопроницаемым коллектором. Залежь характеризуется следующими геолого-геофизическими параметрами: начальное пластовое давление 25 МПа, проницаемость пласта 1 мД, вязкость флюида 1 сП, пористость 0.2, общая сжимаемость 10 МПа, эффективная мощность пласта 10 м, прочность породы на растяжение - 5 МПа.
Проводят построение гидродинамической и геомеханической моделей пласта, определяя первоначальные значения минимального и максимального горизонтального напряжения пласта и направления максимального горизонтального напряжения.
На основании геофизических исследований и проведенного акустического каротажа были определены механические параметры пласта: модуль Юнга - 10 ГПУ и коэффициент Пуассона - 0.25. На скважине проведено перфорирование и затем первая операция ГРП с образованием закрепленной трещины длиной 150 м.
min
max
min
max
Скважину запускают в эксплуатацию с давлением 5 МПа. В процессе работы добывающей скважины периодически проводят расчет величин минимального Σ и максимального Σ локального горизонтального напряжения и определяют направления максимального локального напряжения в окрестности добывающей скважины. Расчет осуществляют на основании построенных гидродинамической и геомеханической моделей пласта с учетом фильтрационных свойств пласта, механических свойств формации, работы скважин окружения, а также первоначальных значений минимального Σ и максимального Σ локального горизонтального напряжения пласта.
max
min
Согласно расчетам через 6 месяцев разница максимального Σ и минимального Σ локальных горизонтальных напряжений, индуцированных полем давления, достигла 2 МПа, а направление максимального локального напряжения перпендикулярно первоначальному. После этого была проведена повторная операция ГРП, в результате которого образована вторая трещина в направлении, перпендикулярном к первой трещине.
Покажем, что в случае образования второй трещины, перпендикулярно к первой, достигается заявленный технический результат. Пусть трещина после первой операции ГРП имеет проницаемость 50 Д, а трещина повторной операции ГРП имеет проницаемость 200 Д. Сравним результаты моделирования для двух сценариев:
1) Трещина повторной операции ГРП прошла вдоль направления первой трещины.
2) Образована вторая трещина в направлении, перпендикулярном первой.
3
3
На фиг. 4 показаны результаты моделирования с использованием гидродинамического симулятора двух сценариев образования трещины повторного ГРП: 9 - изменение дебета при образовании трещины вдоль старого направления (обновление проницаемости) и 10 - изменение дебета при образовании трещины поперек старого направления. Моделирование показывает, что разница дебета после проведения повторной операции ГРП во втором сценарии относительно первого сценария составляет 20 м/сут в стационарном режиме работы скважины. Интегральный прирост добычи составляет или 7.3 тыс. м за год расчета.
Таким образом, предложенное изобретение позволяет повысить эффективность добычи нефти путем проведения на добывающих скважинах повторного ГРП с созданием на них дополнительных трещин и, соответственно, повысить темпы добычи.