Способ проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах
METHOD FOR REPEATED HYDRAULIC FRACTURING IN HORIZONTAL WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных залежей.
Один из эффективных методов разработки залежей нефти заключается в бурении горизонтальных скважин с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (ГРП), в результате чего вдоль горизонтального участка ствола создается множество трещин ГРП, которые позволяют повышать охват пласта разработкой. На практике, некоторые трещины могут не обладать значительными проводящими характеристиками как после проведения операции ГРП, по причине образования неоднородного поля пластового давления в области инициации трещины, литологической гетерогенности пласта, а также технологических причин, так и после определенного периода эксплуатации, в результате кольматации трещины механическими пластовыми разностями. Поэтому возникает необходимость в стимуляции данных трещин, что предлагается с помощью описываемой технологии повторного ГРП.
Известен способ проведения повторного «слепого» ГРП в горизонтальных скважинах (Цивелев К.В., Смирнов К.В., Михайлов Д.Н. Анализ применимости повторного многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах // Научно-технический сборник «Вести газовой науки», т. 33, №1, 2018, стр. 21-25), включающий проведение ГРП в виде закачки геля гидроразрыва и проппантной пачки в горизонтальную скважину без изоляции портов компоновки.
Недостатком способа является неконтролируемое воздействие на ранее созданные трещины, что в результате может привести к увеличению геометрических размеров одной из трещин, в росте которой нет необходимости. Таким образом, проведение операции может привести к риску прорыва разросшейся трещины ГРП в фронт нагнетания жидкости или в трещину авто-ГРП нагнетательной скважины.
Также известен способ проведения повторного ГРП в горизонтальных скважинах с использованием компоновки хвостовика с управляемыми муфтами (Шестаков С.А., Белов А.В., Корепанов А.А., Гаренских Д.А. Успешный опыт проведения 20-стадийного ГРП без подъема ГНКТ на поверхность в России // Научно-практический журнал «Время колтюбинга, время ГРП», №1, 2017, стр. 14-21). Технологией предусматривается проведение селективных ГРП в скважинах, в которых открытие и закрытие портов гидроразрыва регулируется с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы (НКТ).
К преимуществу данной технологии относится возможность контролировать последовательность стадий при проведении операций многостадийного ГРП, а также исключение необходимости выполнения спуско-подъемных операций, что сокращает время на выполнение работ.
Недостатком способа является высокая стоимость компоновки хвостовика, сервиса услуг и специальной устьевой арматуры, установка которой предусмотрена технологией.
Известен способ проведения повторного ГРП в горизонтальных добывающих скважинах с помощью применения отклоняющего реагента и изолирующего пакера (патент РФ №2663844, МПК Е21В 43/26, 43/14, опубликован 10.08.2018). Технологией предусматривается селективная стимуляция одного из портов гидроразрыва в скважине с уже имеющимся многостадийным ГРП с помощью изоляции других портов гидроизолирующим химическим реагентом со стороны забоя и набухающим пакером со стороны устья скважины.
Недостатками данного способа являются: финансовые затраты на оборудование для подачи химических компонентов в НКТ для создания гидроизолирующей пробки; химические компоненты могут закольматировать трещину, созданную при повторном ГРП в предыдущей стадии; требуются дополнительные временные и финансовые ресурсы на удаление гидроизолирующего материала путем закачки растворителя или очистки забоя скважины; обломки пород, образованные в результате бурения, могут препятствовать повторному активированию изолирующего пакера в кольцевом пространстве между скважиной и НКТ; не выработаны достоверные критерии отклонения потока при изоляции высокопроводящих трещин реагентом.
Задачей изобретения является создание способа стимуляции трещин многостадийного ГРП, к которым приток добываемого флюида отсутствует или является незначительным по причинам кольматации, слабого раскрытия ввиду уплотненности окружающих горных пород, неоднородности пластового давления.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности извлечения нефти из горизонтальной скважины с множественными трещинами ГРП, за счет увеличения давлений смыкания трещин посредством управляемой закачки в скважину жидкости.
Задача изобретения решается и технический результат достигается способом проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине с ранее выполненным многостадийным гидравлическим разрывом, включающий выявление на основе текущих физико-динамических и геомеханических характеристик пласта и пластового флюида как минимум одной трещины с низкой эффективностью эксплуатации, обусловленной низкой проницаемостью, остановку эксплуатации скважины и закачку в нее жидкости с забойным давлением, не превышающим давление разрыва пласта, при этом предварительно осуществляют численный расчет напряженно-деформированного состояния во всех трещинах скважины методом конечных элементов и определяют давления смыкания трещин в зависимости от изменения пластового давления в районе портов компоновки скважины, а закачку осуществляют до того момента времени, пока давления смыкания трещин с высокой проницаемостью станут выше чем в выявленной трещине с низкой проницаемостью, затем закачку жидкости в скважину останавливают и выполняют операцию гидравлического разрыва пласта, приводящего к течению геля гидроразрыва в область пониженных давлений смыкания и последующей раскольматации трещины с низкой проницаемостью и низкой эффективностью эксплуатации, после чего горизонтальную скважину запускают в работу.
Достижение технического результата в изобретении обусловлено искусственным преобразованием напряженно-деформированного состояния пласта в области работающих трещин ГРП и повышением давлений смыкания посредством изменения пластового давления, которое энергетически воздействует на скелет горной породы.
В результате нагнетания жидкости в добывающую скважину давление в области трещин с высокой проницаемостью начнет увеличиваться, что, соответственно, повлияет на рост давлений смыкания в области этих трещин. В свою очередь в трещине с низкой проницаемостью давление смыкания будет оставаться практически неизменным и через определенный промежуток времени окажется ниже ввиду низкой приемистости. При достижении момента времени, в который давление смыкания работающих трещин превысит не менее чем на 10% давление смыкания трещины с низкой проницаемостью, останавливают закачку жидкости и выполняют операцию по гидравлическому разрыву пласта. Инициация трещины произойдет в области пониженных значений давления смыкания, то есть в трещине с низкой проницаемостью, что приведет к улучшению ее фильтрационных характеристик и повышению добычи скважины.
Оценку необходимого времени проведения нагнетания жидкости в добывающую скважину проводят на основании расчета давлений смыкания в точке инициации трещины.
Способ осуществляют следующим образом:
1. На основе физико-динамических и геомеханических характеристик пласта и флюида выявляют горизонтальные добывающие скважины с многостадийным ГРП, в которых падение добычи связано с понижением проницаемости одной или нескольких трещин..
2. Останавливают данную скважину и производят нагнетание жидкости с забойным давлением ниже давления разрыва пласта, что приведет к изменению градиента пластового давления и локальному увеличению давлений смыкания трещин ГРП, обладающих высокой проницаемостью.
3. Останавливают нагнетание жидкости в момент времени, когда давления смыкания трещин с высокой проницаемостью будут превосходить значение давления смыкания трещины с низкой проницаемостью. Расчеты давлений смыкания в зависимости от изменения поля пластового давления предварительно проводят в геомеханическом симуляторе методом конечных элементов.
4. Проводят операцию повторного ГРП в горизонтальной скважине, в результате которой жидкость гидроразрыва направится в область пониженных давлений смыкания, что приведет к раскрытию трещины с низкой проницаемостью, после чего горизонтальную скважину запускают в работу.
Осуществление способа иллюстрируется следующими материалами.
Фиг. 1 - Схема горизонтального ствола (вид сверху) во время добычи флюида с графиком минимальных давлений смыкания.
Фиг. 2 - Схема горизонтального ствола (вид сверху) во время закачки жидкости.
Фиг. 3 - График изменения давлений смыкания на портах многостадийного ГРП в зависимости от времени нагнетания жидкости в скважину.
Фиг. 4 - Схема горизонтального ствола (вид сверху) на момент проведения ГРП с графиком минимальных давлений смыкания.
Фиг. 5 - Сравнение дебитов нефти за период времени пять лет в скважине с учетом и без учета проведения повторного управляемого ГРП.
Фиг. 6 - График прироста добычи нефти от повторного управляемого ГРП в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.
На схемах (фиг. 1, 2, 4) обозначено: 1 - скважина с множественными трещинами ГРП, 2 - пласт, 3 - порты ГРП, 4 - линии тока флюида, 5 - продуктивная трещина ГРП, 6 - закольматированная трещина ГРП.
Пример реализации изобретения.
2
3
3
min
max
В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти с низкопроницаемым коллектором. Типичная залежь характеризуется следующими геолого-геофизическими параметрами: глубина залегания - 2600 м, эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 2,5 до 30 м (от центральной к краевой частям); коэффициент проницаемости - 0,0025 мкм, коэффициент пористости - 0,15 д.ед., коэффициент нефтенасыщенности - 0,6 д.ед., начальное пластовое давление - 26,7 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 1,5 сП, плотность нефти в пластовых условиях - 870 кг/м, давление насыщения газом - 11,6 МПа, газовый фактор - 70 м/т. Для участка залежи создана гидродинамическая модель с горизонтальной добывающей скважиной и трещинами ГРП, и геомеханическая модель. Коэффициент анизотропии напряжений Σ/Σ=0.95, коэффициент пороэластичности α=0.7, коэффициент Пуассона ν=0.25, модуль Юнга E=15 ГПа.
На фиг. 1 приведена горизонтальная скважина, добывающая флюид в течение полугода. В скважине был проведен многостадийный ГРП и созданы пять трещин. В текущем предположении центральная трещина №3 работает неэффективно, т.е. добыча нефти из нее минимальна. Определение эффективности эксплуатации каждой трещины ГРП осуществляется с помощью различных известных методов: например проведение профилеметрии с помощью Y-образной насадки на НКТ, трассерных исследований. В приведенном примере реализации способа для определения эффективности эксплуатации каждой трещины использовался расчет на математической модели, т.е. рассчитана искусственная скважина в реальных условиях.
Ввиду неэффективной работы трещины №3 в скважине согласно изобретению проводят операцию повторного управляемого ГРП. Перед проведением операции был выполнен предварительный расчет давлений смыкания в геомеханическом симуляторе. Значения давлений смыкания равны 198 атм. в районе работающих трещин и 263 атм. в неработающей трещине. В случае проведения неконтролируемого ГРП на данном этапе гель гидроразрыва будет устремляться в сторону портов со сниженными значениями давлений смыкания, что приведет к росту уже имеющихся трещин.
Оценив значения давлений смыкания, произвели закачку жидкости в добывающую скважину с забойным давлением ниже давления разрыва пласта для обеспечения постепенного увеличения градиента давления и давлений смыкания в области трещин №1, 2, 4, 5 (фиг. 2). В текущих расчетах давление закачки принято равным 350 атм. Нагнетание жидкости выполняли до момента времени, пока давление смыкания в области трещин №1, 2, 4, 5 не превысило давление смыкания в неработающей трещине №3 в среднем на 10%. В моделируемых геолого-физических условиях пласта данное условие достигнуто за 12 дней закачки жидкости (фиг. 3).
В момент достижения условия искусственного уменьшения давления смыкания трещины №3 относительно давлений трещин №1, 2, 4, 5 нагнетание жидкости останавливали и выполняли операцию ГРП (фиг. 4). В данном случае происходит раскрытие и закрепление трещины №3, что приводит к увеличению текущего дебита нефти и суммарной добычи скважины (фиг. 5). Селективность данной операции достигается посредством изменения гидродинамических и геомеханических характеристик пласта в области портов компоновки.
С помощью вариации эффективной нефтенасыщенной толщины в гидродинамической модели по скважине с проведенной технологией повторного управляемого ГРП установлено значение прироста добычи нефти в сравнении с той же скважиной, в которой стимуляция не проводилась, т.е. происходило падение темпа добычи. Так, например, для пласта с эффективной толщиной 10 метров прирост составит 5,8 тыс. тонн, для толщины 20 метров - 11,5 тыс. тонн, для толщины 30 метров - 17,3 тыс. тонн за пять лет (фиг. 6).
Таким образом, предложенное изобретение позволяет повысить эффективность извлечения нефти из горизонтальной скважины с множественными трещинами ГРП за счет проведения повторного управляемого ГРП, обеспечивающего преобразование напряженно-деформированного состояния пласта для раскольматации трещины с низкой эффективностью эксплуатации.