Способ определения параметров гидроразрыва пласта
METHOD OF DETERMINING FORMATION HYDRAULIC FRACTURING PARAMETERS

Изобретение относится к области гидроразрыва пластов-коллекторов и может быть использовано при определении параметров, используемых в процессе расчета и анализа операций при интенсификации притока флюида из пласта, в частности при определении давления закрытия трещины и давления в трещине при гидроразрыве пласта.
ƒ
Задачей инженера при интерпретации показаний устьевых датчиков давления, является определение параметров после остановки закачки - ISIP, давления закрытия -  времени закрытия трещины -  и эффективности жидкости гидроразрыва - Eƒ, а также вычисление давления в трещине на момент остановки закачки. Некорректное определение параметров гидроразрыва пласта, чаще всего, влечет за собой неверное моделирование, что может привести к закреплению пропанта в нецелевой зоне или к преждевременной остановке закачки.
Из уровня техники известен способ определения давления закрытия трещины подземного пласта по патенту РФ №2270335 [1], в соответствии с которым отслеживают давление в скважине и определяют давление закрытия трещины из анализа давления в скважине с использованием временной функции безразмерного времени "закрытия", определенного как отношение времени после закрытия трещины ко времени нагнетания жидкости гидроразрыва в пласт.
Из уровня техники известен также патент США US 6076046 [2], в котором давление закрытия предложено определять при помощи специальной тестовой закачки, выполняемой при условии равенства намеренно пониженной объемной подачи жидкости гидроразрыва в трещину объемной утечке фильтрата жидкости гидроразрыва через стенки трещины в пласт, а анализ падения давления выполняется только при помощи G-функции [3] для целей определения давления закрытия трещины гидроразрыва и эффективности жидкости гидроразрыва.
В отличие от способа по патенту США US 6076046 предлагаемый способ не требует применения намеренно пониженной подачи, и первоначально использует инструмент анализа изменения давления - диагностический график Log-Log для: а) нормализации относительного расположения данных, б) определения времени и/или давления закрытия трещины. Только после этого, давление закрытия определяется при помощи G-функции.
Особенность предлагаемого способа заключается в том, что анализ выполняется путем выявления ошибок при интерпретации, которые могут искажать вид кривой падения давления. Некоторые эффекты, ранее относившиеся к «неидеальному поведению давления» удаляются из анализа, так как полагаются не результатом работы системы пласт-трещина, а ложно интерпретируемыми факторами. Последнее производится путем приведения Log-Log графика к «нормальному» виду в период доминирования линейного режима течения жидкости гидроразрыва в трещине. График G*dP/dG - является вспомогательным инструментом, с помощью которого определяется точное значение давления закрытия в малых окрестностях значения, определенного по Log-Log графику.
В основу настоящего изобретения положена задача создать способ определения параметров гидроразрыва пласта, в том числе определение времени и давления закрытия трещины и давления в трещине при гидроразрыве пласта, который позволил бы исключить влияние факторов, не являющихся результатом взаимодействия жидкости гидроразрыва и нефтегазового пласта при распространении трещины, диссипация которых в прикладных научных статьях часто описывается, как «afterflow».
Указанная задача решается следующим образом:
а. производится закачка жидкости гидроразрыва в пласт для создания гидравлической трещины, регистрация давления и подачи;
б. производится остановка закачки жидкости в пласт, регистрация падения давления;
в. проводится получение набора данных изменения давления в скважине до, во время и после остановки закачки жидкости;
г. загружаются в ПО и визуализируются данные изменения давления в скважине в формате графиков зависимости давления в скважине от времени;
д. определяется приближенное значение ISIP - мгновенного давления остановки закачки;
е. отображаются данные изменения давления и полулогарифмической производной от давления на диагностическом Log-Log графике;
ж. идентифицируются режим линейного течения жидкости гидроразрыва в трещине и наличие или отсутствие режима вторичного влияния ствола скважины;
з. корректируется диагностический Log-Log график приведением его к нормализованному виду, путем отыскания такого значения ISIP, при котором кривая ΔР и полулогарифмической производной на участке линейного течения жидкости в трещине параллельны друг другу, тангенс угла наклона касательной к обеим кривым составляет  и значения ΔР ровно в 2 раза численно превышают значения полулогарифмической производной;
и. определяется время закрытия трещины с использованием нормализованного Log-Log диагностического графика, при этом в качестве времени закрытия трещины выбирается первоначальное расхождение полулогарифмической производной с прямой линией с тангенсом угла наклона к оси ОХ равным 1, а в отсутствие идентифицированного режима вторичного влияния ствола в качестве времени закрытия трещины выбирается первоначальное расхождение полулогарифмической производной с прямой линией с тангенсом угла наклона равным
к. определяется  - давление закрытия трещины с использованием графиков функции утечек жидкости гидроразрыва пласта, проводя поиск в момент времени закрытия трещины, полученного в подпункте и;
net
л. определяется P - давление в трещине.
s
s
ISIP
s
s
ISIP
В качестве отображаемых на Log-Log диагностическом графике могут использоваться кривые, имеющие вид: ΔР=ISIP - P(t) и производная Bourdet  где Δt=t-t, ISIP - мгновенное давления остановки закачки, атм; P(t) - давление на определенный момент времени после остановки закачки t (мин), атм; t - время остановки закачки, мин.
s
В качестве диагностического Log-Log графика может использоваться график вида: ln(ΔP)-ln(Δt).
В качестве функций, на графиках которых производится поиск давления закрытия, могут использоваться функции:
D
s
p
Δt=Δt/t - изменение безразмерного времени
p
t - время закачки, мин
объем утечки жидкости в определенный момент времени после остановки закачки и его начальное значение соответственно.
net
Расчет P - давления в трещине осуществляется по формуле
Изобретение позволяет при определении параметров гидроразрыва пласта, в том числе давления закрытия трещины и давления в трещине при гидроразрыве пласта исключить влияние факторов, не являющихся результатом взаимодействия жидкости гидроразрыва и нефтегазового пласта при распространении трещины, диссипация которых в прикладных научных статьях часто описывается, как «aftreflow» и являются точными входными данными для калибровки геологической модели в процессе дизайна гидроразрыва пласта благодаря использованию диагностических графиков и их нормализации.
Сущность изобретения поясняется фигурами, где:
• на фиг. 1 представлен график тестовой закачки жидкости гидроразрыва и падение давления после остановки закачки с обозначением кажущегося и действительного значений ISIP;
• на фиг. 2 представлен диагностический Log-Log график и производной Bourdet с некорректно определенным значением ISIP;
• на фиг. 3 представлен диагностический Log-Log график и производной Bourdet от времени с верно определенным значением ISIP;
• на фиг. 4 представлено определение корректного давления закрытия на графиках производных G-функции: GdP/dG и dP/dG
• на фиг. 5 представлен диагностический Log-Log график. Точка 1 обозначает давление закрытия, определенное предлагаемым методом. Точка 2 соответствует давлению закрытия, определенному тангенциальным методом.
• на фиг. 6 представлен график функций GdP/dG и dP/dG. Точка 1 соответствует определению давления закрытия по предлагаемому методу. Точка 2 соответствует определению давлению закрытия, определенному тангенциальным методом [4].
Примеры реализация заявляемого способа:
Пример 1.
Объект гидроразрыва пласта характеризуется низкой проницаемостью (до 0.05 мД) и большой неоднородностью вдоль литологического разреза. Нефтенасыщенный коллектор представляет собой чередование тонких песчаных, песчано-алевролитовых и карбонатизированных пропластков с высоким модулем Юнга, суммарная эффективная толщина которых не превышает 7 метров. Пласт - коллектор залегает на глубине 1940-1960 м относительно уровня моря.
3
3
Перед проведением основного песчаного гидроразрыва пласта проводят плановую тестовую закачку жидкости гидроразрыва, представленную линейным гелем, с подачей 3.3 м/мин в объеме 15 м. На фиг. 1 представлен график, на котором отображены фактические подача и давление в зависимости от времени при проведенной тестовой закачке.
apparent
На основании первичного анализа график на фиг. 1 определяется ISIP равный 120.07 атм. Затем, после аппроксимации кривой падения давления на момент остановки закачки определяется возможное альтернативное приблизительное значение ISIP - 114.78 атм.
Проверкой выбора корректного значения ISIP из двух выше представленных является визуальный анализ общего вида диагностического графика на фиг. 2. Согласно предлагаемому методу, при линейном режиме течения жидкости в трещине должны идентифицироваться параллельные участки на кривой ΔP (синяя кривая) и на производной Bourdet (красная кривая) тангенс угла наклона которых к оси времени равен 1/2, при этом численное значение функции Bourdet должно быть в два раза меньше численного значения ΔР.
На фиг. 2 данные падения давления после нагнетательного теста отображены на билогарифмическом графике для значения ISIP=120.07 атм. В силу независимости формы и угла наклона производной Bourdet от выбранного значения ISIP, линейный режим течения жидкости гидроразрыва в трещине гидроразрыва идентифицируется только на самом графике производной. Тангенс угла наклона кривой ΔР к оси времени в интервале времени линейного течения не равен  абсолютное значение ΔР - 14.3 атм., а значение производной равно 5.1, отношение значений ΔР к значениям производной составляет 14.3/5.1≈3. Полученное относительное положение кривых свидетельствует о неверно выбранном значение ISIP, т.к. оно содержит часть давления, не относящегося непосредственно к взаимодействию трещины с пластом.
На фиг. 3 данные падения давления отображены на билогарифмическом графике уже в нормализованном виде. Нормализация проведена путем выбора значения ISIP в альтернативной точке - 114.78 атм. Линейный режим течения жидкости в трещине четко идентифицируется: отношение значений ΔР к значениям производной Bourdet в интервале линейного режима течения жидкости гидроразрыва в трещине приближенно равно 2-8.8/4.5≈2; тангенс угла наклона графиков ΔР и производной Bourdet к оси времени составляет  Учитывая то, что вышеописанные условия соблюдаются, можно сделать вывод, что значение ISIP в альтернативной точке выбрано верно.
Согласно предлагаемому методу, выбираем на графике GdP/dG (фиг. 4) давление закрытия трещины в момент времени, определенный по Log-Log графику, после чего рассчитывается давление в трещине по формуле
Пример 2.
Объект гидроразрыва пласта такой же как в примере 1.
3
3
Перед проведением основного песчаного гидроразрыва пласта проводят плановую тестовую закачку жидкости гидроразрыва, представленную линейным гелем, с подачей 3.2 м/мин в объеме 10 м.
На графике Log-Log на фиг. 5 четко идентифицируются режимы первичного и вторичного WBS, линейный режим в трещине гидроразрыва. В соответствии с предлагаемым методом, определяем момент времени закрытия - первоначальное после линейного режима расхождение кривой производной Bourdet с прямой с тангенсом угла наклона 1.
На графике GdP/dG на фиг. 6, согласно тангенциальному методу, точка закрытия соответствует точке 2 на графике. Значение давления закрытия в точке 1 - 96 атм - выше значения в точке 2 - 84 атм - на 12 атм, эффективность жидкости ниже на 15%.
Как видно из фиг. 5, точка 2 совпадает во времени с началом переходного течения к линейному течению жидкости в пласт.
Исходя из указанного выше, значение давления в трещине в точке 1 равно 12 атм, а в точке 2 - 24 атм. Такая переоценка давления в трещине может существенно сказаться на дальнейшем моделировании геометрии трещины ГРП.
Изобретение может быть использовано при определении параметров операций интенсификации притока флюида из пласта, в частности гидроразрыва пласта.
Источники:
1. патент РФ №2270335
2. патент США US 6076046;
3. Nolte, K.G. 1979. Determination of Fracture Parameters From Fracturing Pressure Decline. Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada, 23-26 September. SPE-8341-MS. http://dx.doi.org/10.2118/8341-MS;
4. Barree, R. D., Barree, V. L., and Craig, D. P. 2007. Holistic Fracture Diagnostics. Paper presented at the SPE Rocky Mountain Oil and Gas Technology Symposium, Denver, 16-18 April. SPE-107877-MS. http://dx.doi.org/10.2118/107877-MS.