МЕТОДИКА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНОЙ ДЛИНЫ ПОПЕРЕЧНЫХ ПОЛУТРЕЩИН ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛАХ И РЕНТАБЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ ВО ВРЕМЕНИ

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

УДК 622.276.66

А.С. Ушаков, ведущий инженер планирования и поддержки производства, OOO «Салым Петролеум Девелопмент»; А.П. Телков, д.т.н., профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет

МЕТОДИКА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНОЙ ДЛИНЫ ПОПЕРЕЧНЫХ ПОЛУТРЕЩИН ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛАХ И РЕНТАБЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ ВО ВРЕМЕНИ

Исследования в области технологий гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах (ГС), а также оценки эффективности таких операций впервые отражены в работах Макгуайера В. Дж. и Сикоры В. Т. В дальнейшем этими проблемами занимались как отечественные, так и зарубежные ученые: А.М. Дамгард, С.Д. Джоши, Т.К. Му-хереджи, М. Прэтс, Х. Синко-Лей, В. Ф. Саманиего, М.Дж. Экономидис, А. В. Желудков, В.Н. Журба, Г.П. Зозуля, Л.М. Кочетков, Г.А. Малышев, И.Р. Мукминов, К.М. Федоров, A.M. Хайдар, В.Н. Хозяинов и др.

Макгуайер и Сикора в 60-е годы впервые разработали методику сопоставления коэффициентов продуктивности скважин до и после гидроразрыва пласта (ГРП) [1], что послужило основанием для прогнозирования поведения скважин после ГРП [2, 3]. Большой вклад в моделирование трещин с конечной проводимостью внес Прэтс (1961 г.) [4, 5], предложив аппроксимировать приток к скважине притоком к цилиндрической скважине с эффективным радиусом ствола. Он построил зависимость эффективного радиуса от параметра относительной емкости а (рис. 1).

На рисунке 1 принято:

a=k (1),

где Fcd - относительная проводимость трещины, определяемая как

с _К/°

hcD"KX/

где Kf - проницаемость трещины, 10-3 м2; ю - ширина трещины, м; K - проницаемость пласта, 10-3 м2; X^=L - длина трещины, м.

Кроме того, Прэтс ввел понятие безразмерного эффективного радиуса горизонтального ствола г*

у 0]

(3).

Из графика (рис. 1) видим, что при а—>0 (трещина бесконечной проводимости) ограниченное значение безразмерного эффективного радиуса составляет гшВ=0,5. Следовательно, для трещин

с высокой проводимостью размерный эффективный радиус ствола скважины, эквивалентного вертикальной трещине разрыва, составит

Для трещин малой проводимости (а > 6) рис. 1 отражает линейную зависимость, тогда безразмерный и размерный эффективные радиусы записываются

Рис. 1. Зависимость эффективного радиуса ствола скважины

1(Г

ю2

0

1 CL

10°

1Сг

Линейный поток

1 1/г /Псевдорэдиальный 1 поток

1/4 1__ 1

— | ^ билинейный j 1 Периоды

поток неустановившегося притока

10"4 10"2 10° Ю2 104 10$ 10е

Рис. 2. Изменение давления в логарифмических координатах при полностью развитом потоке

Г* или г* = К

4КХ,

4К

(5).

Ряд важных вкладов в понимание поведения гидравлического разрыва внесли Синко и Саманиего (1978, 1981) [6, 7, 8]. Их модель вертикальной трещины разрыва имеет два симметричных крыла длиной X и равномерной шириной Ьг Авторы ставят в зависимость безразмерное давление от безразмерного времени tD и проводимости FCD , т.е. Pü=/(tü , Fcd).

При полном развитом потоке в трещине отмечается несколько видов потоков. Сложная, качественная диаграмма, отражающая все предполагаемые режимы поиска после исчезновения влияния потока, представлена на рис. 2. После точной идентификации режимов строят специализированные графики, позволяющие рассчитывать параметры трещины для билинейного потока. График зависимости перепада давления ДР от времени 4Vt представлен на рис. 3.

По тангенсу угла наклона прямолинейного участка можно определить коэффициент проницаемости трещины. Для коллекторов низкой проницаемости время выхода на асимптотическую прямую зависит от влияния притока жидкости в скважину после остановки ее на исследование. В этом случае время восстановления оказывается настолько большим, что не позволяет исследовать скважину традиционны-

ми методами. Майкл Дж. Экономидис, Кеппет Г. Нольте предлагают прогнозировать эффективную полудлину вертикальной полутрещины в зависимости от эффективной толщины пласта и безразмерных проводимостей графическим путем.

Ухудшение гидравлической связи между трещиной и скважиной было описано Мухереджи и Экономидисом (1988) посредством введения понятия «скин-эффект» от «штуцера» ^сИ). Наименьший контакт наблюдается, когда трещина и ствол скважины строго ортогональны. В этом случае наибольший скин-эффект характеризуется формулой:

Kh

SCh-K

In-

2r

1 VI

(6).

Скин-эффект Sch - это дополнение к безразмерному давлению для каждой отдельной трещины:

P>PD+Sch=

J<h_

141,2qBn

(7),

где, К! - коэффициент проницаемости трещины, мД; К - коэффициент проницаемости пласта, мкм2; И - толщина пласта, м; q - дебит скважины, м3/сут.; В - объемный коэффициент; р - коэффициент абсолютной вязкости нефти в пластовых условиях, мПа.с; ю - ширина трещины, м.

С учетом скин-эффекта от штуцера были рассчитаны дебиты вертикальной скважины с вертикальной трещиной

WWW.NEFTEGAS.INFO

О Арма™

Элементы трубопровода

Все для надежного соединения

ww.arma-ipb.ru

Изготовление деталей трубопровода

Плоские приварные фланцы

Воротниковые приварные фланцы

Фланцы свободные на приварном кольце

Прижимные фланцы для соединения пластиковых труб ПНД и ПВХ

Нестандартные фланцы изготовление по чертежам заказчиков

Фланцевые заглушки АТК

Поворотные заглушки

Изготовление крепежа

Шпильки, болты, и т. д. Анкерные болты Закладные детали

Металлоконструкции

Фермы, стойки и т. д. Винтовые сваи

195248, Санкт-Петербург Уманский пер., 71 +7 (812)448 19 82 +7 (812)448 19 83

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

АР

Рис. 3. Зависимость перепада давления от времени для билинейного потока

и горизонтальной скважины с ортогональной вертикальной трещиной в условиях низкопроницаемого пласта, используя эталонные кривые Эконо-мидиса.

На рис. 4 представлен пример вертикальной скважины с трещиной и горизонтальной скважины с четырьмя ортогональными трещинами.

ПРИНИМАЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

К=М0"3 и 0,М0"3 мкм2; К,=24 мкм2; 11=30,5 м; ю =0,00635 м; ги=0,124 м; 0=0,15; м=1 мПа-с; Ct=10-5•(0,00703 МПа)-1

- коэффициент упрогоемкости пласта; Х=152,5 м - длина полутрещины; В=1,1 -объемный коэффициент; Р-Ри/=7,03 МПа

- депрессия; С0/=10-4 - безразмерный коэффициент накопления. Параметр С0/ еще называют коэффициентом притока в трещину, который используется при интерпретации КВД в скважинах с

Рис. 4. Конфигурация вертикальной скважины

трещинами, имеющими конечную проводимость, с учетом влияния притока. Произведя расчеты по приведенным формулам, получим соответствующие расходы,сведенные в таблицу 1. Здесь: q1 - для вертикальной скважины с вертикальной трещиной разрыва с длиной полутрещины Х;=336 м.; -для горизонтальной скважины с одной вертикальной поперечной трещиной разрыва Х7=152 м (см. рис. 4). Из таблицы видно, что дебиты и для пласта с коэффициентом проницаемости К=1 мДа за 180 суток работы

скважин изменились незначительно, тогда как для пласта с более низкой проницаемостью К=0,1 мДа изменение их существенное изменяется от 60 до 10 м3/сут., я2 изменяется от 49 до 9 м3/сут.).

Причем всюду < Но если мы создали 4 вертикальных трещины, ортогональных горизонтальному стволу, то дебит суммарный составляет Q=4q2. Следовательно, преимущества создания поперечных вертикальных трещин разрыва через горизонтальные стволы очевидны.

Таблица 1. Значения расходов при различных параметрах

К, мкм2 t, сут. Я1

1.10-3 10 68 48

1.10-3 180 50 43

0Д.10"3 10 60 49

0Д.10"3 180 10 9

Литература:

1. McGuire W.J., Sikora V. T. The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity, JPT (Oct. 1960), 72-74. - Влияние вертикальных трещин на продуктивность скважины.

2. Экономидис М.Дж., Нольте К.Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты (1 часть) / Пер. с англ. А.И. Булатова, Е.Н. Грачевой, И.П. Есиповой, под ред. проф. И.А. Булатова. - Краснодар: Ротопринт ВЦИИКР нефти, 1992. - С. 538.

3. Экономидис М.Дж., Нольте К.Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты (1 часть) / Пер. с англ. А.И. Булатова, Е.Н. Грачевой, И.П. Есиповой, под ред. проф. И.А. Булатова. - Краснодар: Ротопринт ВЦИИКР нефти, 1992. - С. 432.

4. Prats M. Effect of vertical fractures on reservoir behavior - incompressible fluid case // Soc. Petrol. Eng. Journal. - 1961.-V. 1.- № 2.- P. 105-118.

5. Prats M., Hazebroek P., Strickler W.R. Effect of vertical fractures on reservoir behavior - compressible fluid case // Soc. Petrol. Eng. Journal.-1962. - V. 2.- № 2.- P. 87-94.

6. Cinco-Ley H., Samaniego V.F., Dominguez N. Transient pressure behavior for a well with a finite-conductivity vertical fracture// Soc. Petrol. Eng. Journal. - 1978.- V. 18.- № 4.- P. 253-264.

7. Cinco-Ley H., Samaniego V.F. Transient A / Pressure Analysis for Fractured Wells, JPT (Sept., 1981), 1749-1766.

8. Cinco-Ley H., Samaniego V. F. Transient Pressure Analysis: Finite Conductivity Fracture Case Versus Damage Fracture Case, paper SPE10179, (1981). - Анализ неустановившихся давлений: сравнение случая трещины с конечной проводимостью и случая поврежденной трещины.