Способ исследования горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта в низкопроницаемых коллекторах
METHOD OF ANALYSING HORIZONTAL WELLS WITH MULTISTAGE HYDRAULIC FRACTURING IN LOW-PERMEABILITY HEADERS

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для мониторинга эксплуатации горизонтальных скважин (ГС) с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) с целью повышения эффективности разработки нетрадиционных нефтяных залежей.
К нетрадиционным объектам разработки относятся залежи, которые требуют использования ГС с МГРП. Интерпретация (решение обратной задачи с целью оценки параметров пласта и скважины) гидродинамических исследований (ГДИ) ГС с МГРП осложнена множеством неопределенностей при задании параметров модели. В первую очередь, это связано с отсутствием фактических данных о значениях полудлин трещин и количестве работающих трещин как после проведения операции гидравлического разрыва пласта (ГРП), так и после определенного периода работы ГС.
Известен способ исследования низкопроницаемых коллекторов с минимальными потерями в добыче, который заключается в совместной интерпретации «недослеженной» кривой восстановления давления и анализа добычи/давления (АДД) (патент РФ №2652396, МПК Е21В 49/00, Е21В 47/06, G06G 7/48, оп. 26.04.2018, БИ №12).
К недостаткам данного способа исследования относится то, что не определяются полудлина и дебит каждой трещины ГС с МГРП.
Известен способ определения наиболее продуктивных интервалов притока в ГС с МГРП на основе анализа каждого мини-ГРП по муфтам с оценкой коэффициента эффективности закачки и, по возможности, сопоставлением с профилем притока по промысловым геофизическим исследованиям (ПГИ) (Махота Н.А., Давлетбаев А.Я., Федоров А.И., Асмандияров Р.Н., Афанасьев И.С., Сергейчев А.В., Ямалов И.Р. Примеры интерпретации данных мини-гидроразрыва пласта (мини-ГРП) в низкопроницаемых коллекторах // SPE-171175, 2014).
Недостатками данного способа является то, что коэффициент эффективности закачки определяется не всегда, полагается, что дизайн ГРП на всех стадиях один и тот же, хотя чаще всего фактическое выполнение ГРП отклоняется от планового. Также не определяются полудлина и дебит каждой трещины МГРП.
Также известен способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах, который заключается в одновременном измерении температуры и давления на нескольких глубинах в пределах продуктивной толщи, по формуле определяют время, необходимое для того, чтобы выходящий из пласта флюид заполнил объем ствола в пределах продуктивной толщи, по термограммам, зарегистрированным в период, ограниченный данным временем, выделяют работающие интервалы пласта (патент РФ №2541671, МПК Е21В 47/10, оп. 20.02.2015 г., БИ №5).
Недостатками данного способа являются высокая стоимость работ, а также то, что не определяют полудлины и дебит каждой трещины ГС с МГРП.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ прогнозирования работы ГС с МГРП на длительную перспективу, основанный на анализе результатов промысловых геофизических и гидродинамических исследований, анализе добычи, а также численном гидродинамическом моделировании. Способ позволяет оценивать свойства пласта, строить адекватные прогнозы добычи, определять средневзвешенные параметры трещин ГРП, оптимизировать дизайн компоновки и самого ГРП с целью увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых участков месторождений (Морозовский Н.А., Кричевский В.М., Гуляев Д.Н., Биккулов М.М. Подходы к количественной интерпретации ГДИС при длительном мониторинге разработки в условиях низкой информативности традиционных технологий // Инженерная практика №11/2015).
Недостатки данного способа заключаются в том, что производится расчет средней полудлины трещин ГРП, из-за этого невозможно достоверно определить значения проницаемости, скин-фактора, средней проводимости трещин ГРП и параметров границ пласта. В связи с этим невозможно выделить участки пласта около ГС с МГРП, которые не вовлечены в добычу. Кроме того, к недостаткам указанного способа относится сложность реализации, которая заключается в том, что необходимо одновременное наличие как раннего радиального, так и позднего радиального режимов течений, которые редко проявляются на практике в условиях низкопроницаемых пластов или из-за особенностей конструкции ГС с МГРП.
Техническим результатом изобретения является повышение качества интерпретации данных дебита и забойного давления ГС с МГРП.
Указанный технический результат достигается способом исследования горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта в низкопроницаемых коллекторах, включающим регистрацию и интерпретацию методом наилучшего совмещения данных дебита и забойного давления, определение значения проницаемости, скин-фактора, средней полудлины и средней проводимости трещин гидравлического разрыва пласта и параметров границ пласта, согласно изобретению, дополнительно интерпретируют данные мини-гидроразрыва пласта, проводят промысловые геофизические исследования по определению профиля притока с последующей интерпретацией полученных данных, интерпретируют данные дебита и забойного давления, рассчитывая полудлины каждой трещины гидравлического разрыва пласта методом численной минимизации невязки рассчитанных дебитов трещин и фактических дебитов трещин, измеренных в ходе промысловых геофизических исследований по определению профиля притока, при этом сумма найденных полудлин трещин равна произведению количества трещин на среднюю полудлину трещин, получают уточненные значения проницаемости, скин-фактора, средней проводимости трещин гидравлического разрыва пласта и параметров границ пласта методом наилучшего совмещения, интерпретируя данные по дебиту и забойному давлению с учетом найденных значений полудлин каждой трещины гидравлического разрыва пласта и начального пластового давления, полученного при интерпретации данных мини-гидроразрыва пласта.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Перед основным ГРП проводят мини-ГРП и по результатам интерпретации данных получают значение начального пластового давления и, по возможности, проницаемости. После запуска скважины в работу осуществляют ПГИ по определению профиля притока. Одновременно с запуском ГС с МГРП в работу регистрируют ее забойное давление и дебит, при этом длительность регистрации данных не менее времени стабилизации забойного давления. Затем интерпретируют данные дебита и забойного давления ГС с МГРП методом наилучшего совмещения (Методы многомерной оптимизации: методические указания и задания к выполнению лабораторных работ по дисциплине «Методы оптимизации» для студентов направления «Прикладная математика» / сост. Т.М. Попова. - Хабаровск: Изд-во Тихоокеан. гос. ун-та, 2012. - 44 с.). Для этого фактические данные ГС по дебиту и забойному давлению загружают в расчетный модуль. В качестве математической модели выбирают модель горизонтальной скважины с трещинами гидроразрыва пласта равной длины. В расчетный модуль вводят известные параметры, такие как радиус скважины, толщина и пористость пласта, сжимаемость пластовой системы, вязкость пластовой жидкости, объемный коэффициент и пластовое давление, полученное из анализа мини-ГРП. Искомым параметрам присваивают некоторые начальные значения. На основании фактических данных забойного давления и введенных модельных параметров с помощью выбранной модели скважины строят расчетную кривую изменения дебита скважины. Затем неизвестные модельные параметры варьируют таким образом, чтобы расчетная и фактическая кривые изменения дебита скважины наиболее близко совместились на графике. В результате описанных действий получают значения неизвестных параметров, таких как проницаемость, скин-фактор, средняя полудлина трещин ГРП, средняя проводимость трещин ГРП, параметры границ пласта. С учетом полученных параметров рассчитывают полудлины каждой трещины гидравлического разрыва пласта методом численной минимизации невязки рассчитанных дебитов трещин и фактических дебитов трещин, измеренных в ходе промысловых геофизических исследований по определению профиля притока (Методы многомерной оптимизации: методические указания и задания к выполнению лабораторных работ по дисциплине «Методы оптимизации» для студентов направления «Прикладная математика» / сост. Т.М. Попова. - Хабаровск: Изд-во Тихоокеан. гос. ун-та, 2012. - 44 с.). При этом должно соблюдаться условие, что сумма найденных полудлин трещин равна произведению количества трещин на среднюю полудлину трещин. Это условие основано на предположении о сохранении площади дренирования пласта ГС с МГРП при переходе от модели горизонтальной скважины с трещинами гидроразрыва пласта равной полудлины к модели горизонтальной скважины с трещинами гидроразрыва пласта разной полудлины. Затем фиксируют значение полудлины каждой трещины гидравлического разрыва пласта и значение пластового давления, полученного при интерпретации данных мини-ГРП, повторно интерпретируют данные дебита и забойного давления ГС с МГРП методом наилучшего совмещения для уточнения значений проницаемости, скин-фактора, средней проводимости трещин ГРП, параметров границ пласта. Далее при заданной динамике забойного давления прогнозируют поведение дебита ГС с МГРП и планируют проведение ГТМ.
Практическая реализация предлагаемого способа рассмотрена на фактическом примере нефтедобывающей ГС № xx1 с 7-ю стадиями ГРП. Пластовое давление в зоне дренирования ГС № xx1 поддерживается нагнетательными скважинами, расположенными вдоль горизонтального ствола скважины на расстоянии 500 м.
Перед проведением основного ГРП первой стадии произвели мини-ГРП, по результатам интерпретации данных которого получили значение начального пластового давления 220 атм. После запуска скважины в работу провели ГИ по определению профиля притока. По результатам интерпретации данных ПГИ получили следующее распределение дебита ГС с МГРП: интервал ГРП №1 - 5%, интервал ГРП №2 - 5%, интервал ГРП №3 - 5%, интервал ГРП №4 - 5%, интервал ГРП №5 - 10%, интервал ГРП №6 - 45%, интервал ГРП №7 - 25% (нумерация трещин ГРП начинается от носка ГС). Одновременно с запуском ГС с МГРП в работу регистрировались ее дебит забойное давление в течение 490 суток.
После этого интерпретировали данные дебита и забойного давления ГС с МГРП методом наилучшего совмещения. Для этого фактические данные ГС по дебиту и забойному давлению загрузили в расчетный модуль. В качестве математической модели выбрали модель горизонтальной скважины с трещинами гидроразрыва пласта равной длины, дренирующей область с параллельными границами постоянного давления. Фиктивные границы были введены для учета работы нагнетательных скважин. Предполагалось, что приток пластовой жидкости осуществляется только к трещинам ГРП. В расчетный модуль были введены известные параметры, такие как радиус скважины, толщина и пористость пласта, сжимаемость пластовой системы, вязкость пластовой жидкости, объемный коэффициент и пластовое давление, полученное из анализа мини-ГРП. Искомым параметрам были присвоены некоторые начальные значения. На основании фактических данных забойного давления и введенных модельных параметров с помощью выбранной модели скважины была построена расчетная кривая изменения дебита скважины. Затем неизвестные модельные параметры варьировались таким образом, чтобы расчетная и фактическая кривые изменения дебита скважины наиболее близко совместились на графике. В результате описанных действий были получены следующие значения неизвестных параметров: проницаемость 0.03 мД, средняя проводимость трещин 1452 мДм, средняя полудлина трещин 36 м, скин-фактор 0.001, расстояние до первой границы пласта 250 м, расстояние до второй границы пласта 250 м, среднее квадратичное отклонение модельной кривой дебита ГС с МГРП от фактической составило 26,75%.
Затем рассчитали полудлины каждой трещины ГС с МГРП. Для этого в качестве математической модели выбрали модель ГС с трещинами гидроразрыва пласта разной длины. Ввели время проведения ПГИ, известные модельные параметры и параметры, найденные на предыдущем этапе. В качестве начального значения полудлин трещин задали среднюю полудлину. Используя данные забойного давления, зарегистрированные с начала работы скважины до момента проведения ПГИ, были рассчитаны кривые изменения дебита трещин. Затем неизвестные полудлины трещин варьировались с целью минимизировать невязки рассчитанных дебитов трещин и фактических дебитов трещин, измеренных в ходе ПГИ, при условии, что сумма найденных полудлин трещин равна произведению количества трещин (7 шт) на среднюю полудлину трещин (36 м). В результате были получены следующие значения полудлин трещин: ГРП №1 - 12,9 м, ГРП №2 - 12,5 м, ГРП №3 -11,1 м, ГРП №4-11,8 м, ГРП №5 - 24,2 м, ГРП №6-117,1 м, ГРП №7 - 62 м. Зафиксировав полудлины каждой трещины гидравлического разрыва пласта и значение пластового давления 220 атм, повторно интерпретировали данные дебита и забойного давления ГС с МГРП методом наилучшего совмещения и получили уточненные значения следующих параметров: проницаемость - 0,08 мД, средняя проводимость трещин - 5006,2 мДм, скин-фактор - 0, расстояние до первой границы пласта 250 м, расстояние до второй границы пласта 257 м, среднее квадратичное отклонение модельной кривой дебита ГС с МГРП от фактической - 23,97%.
В результате применения предлагаемого способа установили, что трещины ГРП №1-4 имеют наименьшую полудлину, что указывает на проблемы этого интервала и отсутствие дренирования зоны около носка ГС. Исходя из этого, в качестве ГТМ запланировали повторный ГРП трещин №1-4, что позволило увеличить дебит горизонтальной скважины и дренируемую площадь пласта около носка ГС с МГРП. Также спрогнозировали поведение дебита ГС с МГРП при заданном значении забойного давления в 39 атм и оценили накопленную добычу (40900 т) через 100 суток.