Способ формирования трещин или разрывов Российский патент 2017 года по МПК E21B43/26 E21B47/14 G01V1/00 

Изобретение относится к области гидравлического разрыва пласта в средне- и низкопроницаемых пластах, может применяться на нефтяных и газовых месторождениях, включая скважины с ранее выполненным гидроразрывом. Обеспечивает вовлечение в разработку слабодренируемых запасов нефти, повышает коэффициент нефтеотдачи пластов, расширяет границы применения метода гидроразрыва пласта. Представляет собой способ увеличения охвата пласта трещинами гидроразрыва путем изменения направления распространения трещин, относительно регионального направления максимальных напряжений, проведением гидроразрыва пласта в две стадии. Способ включает проведение геофизических исследований скважин, таких как кросс-дипольный акустический каротаж по определению анизотропии азимутального распределения напряжений в продуктивных пластах до и после гидроразрыва пласта, микросейсмический мониторинг при проведении гидроразрыва пласта для подтверждения изменения направления трещины.

Известен широко применяемый способ гидроразрыва пласта по стандартной технологии, заключающийся в проведении мини-гидроразрыва пласта с закачкой пробной пачки проппанта или без него для определения геомеханических параметров породы, проницаемости пласта, пластового давления, последующим нагнетанием основного объема жидкости гидроразрыва и проппанта под высоким давлением для удержания созданной трещины в раскрытом состоянии. Трещина образуется в одном горизонтальном направлении по направлению максимальных напряжений пласта (Майкл Экономидис, Рональд Олайни, Питер Валько. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. Орса Пресс, Техас, 2002 г.). Все существующие технологии гидроразрыва пласта с закачкой различных видов расклинивающего агента, использованию различных жидкостей гидроразрыва и вариаций скорости закачки, концентраций и способа подачи расклинивающего агента, объема буферной пачки жидкости гидроразрыва ведут к созданию одной трещины в породе в одном направлении.

Недостатком данного способа является создание трещины гидроразрыва только в одном горизонтальном направлении по линии максимальных горизонтальных напряжений. По данному направлению при закачке воды в нагнетательные скважины в процессе разработки месторождений происходит образование искусственных трещин, называемое автогидроразрывом пласта, как правило, ориентирована естественная трещиноватость пород. Соответственно по направлениям максимальных напряжений более часто происходит кинжальный прорыв закачиваемой воды и наиболее быстрое обводнение продукции добывающих скважин. Неохваченной разработкой остается значительная часть месторождения, в межскважинном пространстве образуются целики нефти или зоны с высокой остаточной нефтенасыщенностью, снижается коэффициент извлечения нефти. Данный процесс наиболее ярко выражен в низкопроницаемых, сложнопостроенных коллекторах.

Известен способ формирования трещин или разрывов (авторское свидетельство №2452854 от 10.06.12, Е21В 43/26), включающий вскрытие пласта в заданном интервале неперфорированной части гидромеханическим щелевым перфоратором с формированием азимутально ориентированных щелей, посредством которых при гидроразрыве пласта развитие трещин происходит в заданном направлении.

Недостатком данного способа является отсутствие изменения анизотропии горизонтальных напряжений пласта и пластового давления в призабойной зоне, которые непосредственно влияют на направление развития трещины разрыва. При вскрытии неперфорированной части пласта азимутально ориентированной перфорацией, в данном случае щелевым перфоратором, с ориентацией щели отличной от азимута направления максимальных напряжений пласта позволяет инициировать трещину разрыва в месте вскрытия с последующим изменением направления развития по максимальным напряжениям, которое в основном происходит вдоль ствола скважины, огибая эксплуатационную колонну. В процессе гидроразрыва возникают дополнительные сопротивления продвижению жидкости ГРП и проппанта по причине повышенного трения в трещине из-за увеличения извилистости и уменьшения ширины в месте изгиба. Повышается риск получения преждевременной технологической остановки процесса закачки (СТОП) из-за невозможности прокачать по трещине определенную концентрацию проппанта. Фактически изменение направления трещины ГРП отсутствует.

Задачей предлагаемого способа является расширение области применения гидроразрыва пласта и снижение ограничивающих критериев при сопоставимой стоимости гидроразрыва относительно стандартной технологии, повышение эффективности разработки месторождений углеводородов, повышение коэффициента извлечения нефти, которое достигается за счет вовлечения в разработку не дренируемых, слабодренируемых, трудноизвлекаемых запасов.

Поставленная задача достигается тем, что по способу изменения направления трещины гидроразрыва пласта на площади месторождения геофизическими методами, такими как кросс-дипольный акустический каротаж, микросейсмический мониторинг, а также геолого-промысловым анализом устанавливается региональное направление максимальных горизонтальных напряжений продуктивных пород и направление движения основных потоков закачиваемой воды. На основе геолого-гидродинамической модели разрабатываемого месторождения углеводородов определяются зоны и участки с остаточной высокой нефтенасыщенностью. По скважинам, близкорасположенным к данным участкам или находящимся в пределах данных участков, проектируется дизайн гидроразрыва пласта в две стадии с отстоем между стадиями не более 2 часов, интервал воздействия не меняется. Подготовка скважин выполняется стандартно, как и при обычном гидроразрыве пласта, оборудование и жидкости гидроразрыва используются стандартные. В первой стадии дизайна буферная пачка закладывается в размере 35-50% от общего объема закачиваемой в пласт жидкости гидроразрыва с учетом проппанта, объем проппанта закладывается в размере 30-50% от общей массы, используемой при гидроразрыве для достижения максимального эффекта. Проппант первой стадии перепродавливается в пласт для недопущения перекрытия зоны перфорации перед проведением второй стадии гидроразрыва. Выполняется технологический отстой 2 часа для перераспределения и выравнивания давления в призабойной зоне пласта в районе созданной первой трещины, которое выше пластового давления отдаленной части пласта. За счет локального изменения пластового давления, подтверждаемого данными забойных манометров, и гидроразрыва пласта, инициированного первой стадией, получаем временное изменение поля напряжений продуктивных пород в районе скважины. Фактические замеры забойным манометром показали восстановление пластового давления в околоскважинной зоне до 90% в течение 4 часов. Выполнение второй стадии гидроразрыва пласта с закачкой 50-70% объема проппанта позволяет создать трещину в другом направлении, отличной от первой трещины и от направления региональных максимальных напряжений продуктивного пласта, с большей полудлиной крыла. Изменение направления второй трещины относительно первой подтверждено геофизическими исследованиями кросс-дипольного акустического каротажа и микросейсмического мониторинга, которое по азимуту составляет от 10 до 90 град., что в совокупности с увеличенной полудлиной второй трещины позволяет выйти за зону максимального влияния нагнетательных скважин с высокой обводненностью пласта. Освоение скважины после гидроразрыва выполняется по стандартной схеме.

Технический результат заключается в получении рентабельных притоков нефти после проведения двухстадийного ГРП даже в скважинах со 100% обводненностью, вовлечения в разработку слабодренируемых, трудноизвлекаемых запасов нефти, которые невозможно добыть стандартным проведением гидроразрыва пласта и имеющейся системой разработки, увеличении коэффициента извлечения нефти, расширения области применения гидроразрыва пласта, сокращении неработающего, низкорентабельного фонда скважин.

Сущность способа заключается в следующем. Проведенные многочисленные исследования, такие как: кросс-дипольный акустический каротаж, микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта, трассерные исследования, гидропрослушивание, геолого-промысловый анализ работы нагнетательных и добывающих скважин на различных месторождениях Западной Сибири, показывают, что продвижение основных объемов закачиваемой воды и проявление наиболее высоких скоростей движения в коллекторе происходит по направлениям максимальных напряжений пород. По данным направлениям также распространяются трещины гидроразрыва пласта и ориентирована естественная трещиноватость при ее наличии. Добывающие скважины, расположенные азимутально по этим же направлениям, относительно нагнетательных скважин, обводняются в первую очередь и зачастую в аномально кратчайшие сроки. Темп роста обводненности более резкий, относительно соседних скважин, расположенных перпендикулярно линии максимальных напряжений. В межскважинном пространстве остается значительное количество запасов углеводородов, слабо задействованных в разработке месторождений. Вовлечение в разработку слабодренируемых запасов нефти обеспечивается бурением вторых стволов в застойные зоны либо переводом части добывающих скважин под нагнетание. Проведение двухстадийного гидроразрыва пласта с изменением направления трещины позволяет дотянуться до участков с высокой остаточной нефтенасыщенностью, вовлечь в разработку трудноизвлекаемые недренируемые запасы нефти.

На фиг. 1 изображена принципиальная схема горизонтального распространения трещины при стандартном гидроразрыве пласта. На фиг. 2 изображена принципиальная схема горизонтального распространения трещин при 2-стадийном гидроразрыве пласта с изменением направления распространения. На всех схемах разработки нагнетательные скважины обозначены четырехконечной фигурой - поз. 1, добывающие кружком - поз. 2, зона максимального влияния нагнетательных скважин и высокой обводненности - поз. 3, азимутальное направление региональных максимальных напряжений продуктивных пород стрелкой - поз. 4, распространение трещины гидроразрыва пласта при стандартном подходе и распространение трещины гидроразрыва при первой стадии двух стадийного гидроразрыва - поз. 5, распространение трещины гидроразрыва пласта второй стадии двухстадийного гидроразрыва - поз. 6, направление движения потоков высокообводненной продукции к трещине гидроразрыва - поз. 7, направление движения потоков низкообводненной продукции к трещине гидроразрыва - поз. 8.

Для определения эффективности заявленного способа формирования трещин гидроразрыва пласта были проведены расчеты и проектирование дизайнов гидроразрыва на программных продуктах «Meyer» «FracproPT», имеющих официальную лицензию, широко используемых для проектирования стандартных работ. Определено оптимальное соотношение объемов закачиваемой жидкости и проппанта, закладываемых в первую и вторую стадии гидроразрыва, которое составило 30-50% для первой стадии, 50-70% для второй стадии. Незначительные вариации объемов зависят от геолого-промысловых условий участка и характеристик продуктивного пласта. Указанное распределение массы проппанта по стадиям наиболее эффективно и определено опытным путем. Дизайны двух стадийных гидроразрывов предусматривают использование стандартного оборудования и жидкостей ГРП. Как и при стандартном подходе, при необходимости выполняется мини-ГРП для определения характеристик пласта, первая стадия ГРП, технологически отстой 2 часа, вторая стадия ГРП. На фиг. 3 приведен пример дизайна двухстадийного ГРП с закачкой в первую стадию 40% массы проппанта, во вторую стадию 60% массы проппанта. В 2015 г. выполнено 110 скважино/операций по технологии двухстадийного гидроразрыва пласта со средним начальным приростом по нефти 7 т/сут, средней удельной эффективностью 5.5 т/сут. В целом получили снижение обводненности продукции на 5%, по неработающему фонду скважин с 98 до 91%, по действующему фонду скважин с 93 до 90%. Проведение геофизических исследований методом кросс-дипольного акустического каротажа показало изменение направления горизонтального развития трещины при двухстадийном гидроразрыве, фиг. 4. Исследования методом микросейсмического мониторинга при выполнении двух этапного гидроразрыва пласта подтвердили изменение горизонтального направления распространения второй трещины, связанное с перераспределением поля напряжений и пластового давления околоскважинной зоны после первой стадии гидроразрыва, фиг. 5.

Применение предлагаемого способа в нефтяной промышленности позволит:

- вовлечь в разработку трудноизвлекаемые, слабодренируемые запасы нефти;

- увеличить рентабельный период работы действующих добывающих скважин;

- ввести в эксплуатацию простаивающий фонд скважин, остановленный по причине высокой обводненности добываемой продукции;

- увеличить темпы отбора по нефти;

- повысить коэффициент нефтеотдачи без дополнительных капитальных вложений.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу формирования трещины или разрывов. Способ формирования трещин или разрывов включает определение направлений региональных максимальных напряжений продуктивных пород, направлений движения основных объемов закачиваемой воды и фильтрационных потоков, определение участков с высокой остаточной нефтенасыщенностью, проведение двухстадийного гидроразрыва пласта с изменением направления трещин разрыва на скважинах, находящихся в зонах с высокой остаточной нефтенасыщенностью или непосредственной близости. Технический результат заключается в повышении эффективности способа формирования трещин и разрывов. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ формирования трещин или разрывов, характеризующийся тем, что осуществляют геофизические исследования скважин методом кросс-дипольного акустического каротажа, микросейсмического мониторинга, определяют направление естественной трещиноватости и региональных максимальных напряжений нефтенасыщенных пород, по результатам геолого-гидродинамического моделирования определяют зоны с высокой остаточной нефтенасыщенностью пласта, на добывающих скважинах, находящихся в зонах с высокой остаточной нефтенасыщенностью или непосредственной близости, выполняется двухстадийный гидроразрыв пласта с переориентацией трещины второй стадии разрыва, после проведения первой стадии в призабойной зоне пласта и околотрещинной области происходит кратковременное изменение напряженного состояния пород и пластового давления, перерыв между стадиями выдерживается не более 2 часов.

2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что при интенсификации притоков нефти гидроразрывом проводят кросс-дипольный акустический каротаж и микросейсмический мониторинг.

3. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что при разработке месторождения геолого-промысловым анализом и с помощью геолого-гидродинамической модели определяют основные направления движения закачиваемой воды и фильтрационных потоков, участки с высокой остаточной нефтенасыщенностью.

4. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что при проведении гидроразрыва пласта работа проводится в две стадии с изменением направления распространения трещины разрыва.