СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА СКВАЖИНЫ
METHOD OF DETERMINING EFFICIENCY OF FORMATION HYDRAULIC FRACTURING OF WELL

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей, и может использоваться при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти.
В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.
Известен способ разработки нефтяных скважин, включающий бурение скважин, проведение геолого-промысловых и геофизических исследований скважин (ГИС), лабораторные исследования свойств пород, интерпретацию ГИС, расчленение залежи на участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и построение карты, с выделением зон пород-коллекторов с повышенной проницаемостью. Из поисково-разведочных и эксплуатационных скважин извлекают образцы керна, по которым дополнительно измеряют водородосодержание твердой фазы керна, определяют относительную амплитуду естественных электрических потенциалов, определяют значения отношения водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде естественных электрических потенциалов, то есть лито-фациальный параметр. Затем строят карту изменения лито-фациального параметра в пределах территории распространения залежи углеводородов. На карте проводят изолинии граничных значений лито-фациального параметра, по которым выделяют зоны пород с высоким и низким фильтрационным потенциалом. Причем в зонах пород с высоким фильтрационным потенциалом осуществляют горизонтальное бурение скважин с последующим созданием равномерного фронта вытеснения нефти, а в зонах пород с низким фильтрационным потенциалом осуществляют углубленную кумулятивную перфорацию, ориентированную в соответствии с направлением вектора напряженности породы с последующим гидроразрывом пласта, обеспечивающим разветвленную систему трещин заданной длины (патент RU 2513895, МПК Е21В 49/00; G01V 11/00, опубл. 20.04.2014).
Известен способ контроля геометрических параметров и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта, включающий поверхностную радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности скважинным гамма-дефектомером-толщиномером (СГДТ), при этом поверхностную радоновую съемку проводят до гидроразрыва пласта в квадрате 400×400 м, с шагом 50 м, выполняют радоновые индикаторные исследования для получения таких гидродинамических характеристик пласта, как проницаемость и профиль приемистости, проводят замер гамма-активности прибором СГДТ, осуществляют гидроразрыв пласта, повторяют радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности прибором СГДТ, полученные данные сопоставляют и устанавливают азимутальное расположение трещин гидроразрыва, а также проницаемость и профиль приемистости пласта (патент RU 2390805, МПК G01V 5/12, опубл. 27.05.2010).
Недостатком известных технических решений является сложный технологический процесс исследования скважины и высокая трудоемкость.
Задачей изобретения является прогнозирование повышения продуктивности скважины за счет гидравлического разрыва пласта.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в определения показателей проницаемых участков перфорированных интервалов скважины как до воздействия, так и после воздействия гидравлического разрыва пласта, по результатам анализа которых судят о продуктивности скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что до осуществления гидравлического разрыва пласта (ГРП) проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки, затем осуществляют ГРП с проппантом и повторно производят закачку жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки, далее производят сравнительный анализ ГИС до и после ГРП, основываясь на показаниях импульсного нейтронного каротажа.
Геофизические исследования скважины включают гамма-каротаж, метод термометрии, локацию муфт и импульсно-нейтронный каротаж.
Все вышеперечисленные существенные признаки независимого и зависимого пунктов формулы в заявленной совокупности позволяют определить эффективность использования ГРП при прогнозировании продуктивности скважины.
Анализ известных технических решений в данной области техники показал, что заявляемое техническое решение имеет признаки, которые отсутствуют в аналогах, а их использование в заявляемой совокупности существенных признаков позволяет получить новый технический результат. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условиям патентоспособности изобретения «новизна» и «изобретательский уровень».
Для прогнозирования повышения продуктивности скважины проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС), включающие гидродинамические исследования (ГДИ), а именно: гамма-каротаж (ГК), метод термометрии (ТМ), локацию муфт (ЛМ), а также импульсно-нейтронный каротаж (ИНК). Все исследования проводятся через насосно-компрессорные трубы (НКТ) малогабаритной аппаратурой ИНК и ГДИ в одной связке за одну спуско-подъемную операцию (СПО) до и после гидравлического разрыва пласта (ГРП).
пл
Затем производят закачку в интервалы перфорации скважины поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. После чего осуществляют ГРП с проппантом и повторно производят закачку жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. Далее производят сравнительный анализ ГИС до и после ГРП, основываясь на показаниях ИНК, регистрирующего время жизни тепловых нейтронов пласта (τ) при воздействии на пласт жидкостями разной минерализации.
Способ осуществляют следующей образом.
1. Проводятся предварительные ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (контрольный замер).
На следующих этапах определяются проницаемые участки перфорированного интервала и заколонного пространства скважины.
3
3
2. Производится закачка минерализованной жидкости (уд. вес 1.18 г/см) в интервалы перфорации (объемом V=5-6 м).
3. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №1) в процессе закачки.
3
3
4. Производится закачка пресной жидкости (уд. вес 1.00-1.05 г/см) в интервалы перфорации (объемом V=5-6 м).
5. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №2).
Проведение ГИС при закачке жидкости разной минерализации перед проведением ГРП позволяет определить проницаемые участки в пределах интервала перфорации, а также выше и ниже его, что в дальнейшем позволяет спрогнозировать направление распространения трещины при проведении ГРП.
6. Проводится ГРП с проппантом, служащим для сохранения проницаемости трещин, получаемых в ходе ГРП.
На следующих этапах определяются проницаемые участки перфорированного интервала и заколонного пространства после проведения ГРП.
3
7. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №3) при определении приемистости с закачкой минерализованной жидкости (уд. вес. 1.1 г/см).
3
3
8. Производят закачку пресной жидкости (уд. вес 1.00-1.05 г/см) в интервалы перфорации (объемом V=5-6 м).
9. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №4).
10. Проводится анализ полученных данных.
Результаты поведения ИНК при воздействиях на пласт различной насыщенности контрастными жидкостями приведены в таблице.
3
3
Для достижения максимальных эффектов необходимо провести закачку в перфорированный интервал жидкости с плотностью γв<1.05 г/см и γв>1.18 г/см. Возможен вариант закачки сначала минерализованной воды, далее пресной либо сначала закачка пресной жидкости, потом минерализованной жидкости. Рассмотрим детально поведение кривой времени жизни тепловых нейтронов при этих воздействиях на пласт терригенного разреза различного насыщения (пресная вода, нефть, соленая вода).
Перед началом воздействия проводится контрольный замер для определения текущего насыщения пластов, с которым в дальнейшем будет идти сравнение результатов исследования после воздействия. Проводится анализ насыщения пластов по следующим критериям:
пл
- τ_>320 мкс - пласт нефтеносный;
пл
3
- τ<180 мкс - пласт насыщен минерализованной водой с плотностью γв≥1.18 г/см;
пл
3
- τ≥390 мкс - пласт заводнен опресненной водой с плотностью γв<1.05 г/см;
пл
3
- τ≤250 мкс - пласт заводнен минерализованой водой с плотностью γв>1.15 г/см.
пл
3
1) Поведение τ при закачке в пласт минерализованной воды плотностью γв≥1.18 г/см:
пл
пл
- заводненный пласт опресненной водой с τ=390 мкс (условно) понизится на Δτ, который будет зависеть от степени замещения пресной воды минерализованной водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);
пл
1
- нефтенасыщенный пласт с τ=320 мкс (условно) понизится на Δτ, который будет зависеть от степени замещения нефти водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);
пл
- водонасыщенный пласт с τ=180 мкс (условно), скорее всего, показания не изменятся, либо изменятся незначительно, если замещаемая вода будет более минерализованная и будет зависеть от степени замещения.
пл
3
2) Поведение τ при закачке в пласт пресной воды плотностью γв=γв≤1.05 г/см после минерализованной воды:
пл
1
з
- заводненный пласт опресненной водой с τ=(390-Δτ]) мкс (условно) будет стремиться к начальным показаниям и повысится на Δτ, который зависит от степени замещения минерализованной воды пресной;
пл
2
4
- нефтенасыщенный пласт с τ=(320-Δτ) мкс (условно) повысится на Δτ, который будет зависеть от степени замещения минерализованной воды пресной водой. Максимально возможное повышение до 390 мкс (условно);
пл
5
- водонасыщенный пласт с τ=180 мкс (условно) повысится на Δτ, который будет зависеть от степени замещения минерализованной воды пресной водой. Максимально возможное повышение до 390 мкс (условно).
пл
3
3) Поведение τ при закачке в пласт пресной воды плотностью γв=γв≤1.05 г/см:
пл
- заводненный пласт опресненной водой с τ=390 мкс (условно), скорее всего, показания не изменятся либо изменятся незначительно, если замещаемая вода будет более пресная и будет зависеть от степени замещения;
пл
6
- нефтенасыщенный пласт с τ-320 мкс (условно) повысится на Δτ, который будет зависеть от степени замещения нефти пресной водой. Максимально возможное повышение до 390 мкс (условно).
пл
7
- водонасыщенный пласт с τ=180 мкс (условно) повысится на Δτ, который будет зависеть от степени замещения минерализованной воды пресной водой. Максимально возможное повышение до 3,90 мкс (условно).
пл
3
4) Поведение τ при закачке в пласт минерализованной воды плотностью γв>1.18 г/см после пресной воды:
пл
8
- заводненный пласт опресненной водой с τ=390 мкс (условно) понизится на Δτ, который будет зависеть от степени замещения пресной воды минерализованной водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);
пл
6
9
- нефтенасыщенный пласт с τ=(320+Δτ) мкс (условно) понизится на Δτ, который будет зависеть от степени замещения нефти и пресной воды минерализованной водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);
пл
7
10
- водонасыщенный пласт с τ=(18O+Δτ) мкс (условно) понизится на Δτ, который будет зависеть от степени замещения пресной воды минерализованной. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно)
1
2
3
Параметры Δτ, Δτ…Δτ - являются показателями проницаемых интервалов как до воздействия, так и после воздействия ГРП.
пл
Примерные показания времени жизни тепловых нейтронов (τ, мкс) даны для терригенных пластов с Кп>15% пашийско-кыновского возраста Республики Татарстан.
Заявляемое техническое решение обеспечивает прогнозирование повышения продуктивности скважины за счет гидравлического разрыва пласта.
Заявляемое техническое решение соответствует требованию промышленной применимости и возможно для реализации с применением стандартного оборудования.