Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта Российский патент 2018 года по МПК E21B43/26 E21B47/06 G01V1/40 

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к области выполнения работ по интенсификации притока в нефтегазовой скважине с помощью гидроразрыва пласта при одновременном контроле геометрических и гидродинамических параметров трещины в реальном времени.

Гидроразрыв пласта является эффективным способом интенсификации притока нефтегазовых скважин, однако геологические факторы накладывают определенные ограничения на предельную эффективность трещины, при достижении которой необходимо прекратить закачку и остановить рост трещины. К данным факторам относятся:

- преобладающий рост трещины не по горизонтали в пределах целевого горизонта, а по вертикали, что особенно опасно приобщением соседних водоносных горизонтов или прорывом к флюидальным контактам;

- достижение предельной гидравлической эффективности, после которой дальнейший рост трещины не приведет к повышению продуктивности скважины, однако будет сопряжен с расходом реагентов.

Поскольку детальное моделирование роста трещины затруднено неопределенностями в геологическом строении среды и знании ее физических характеристик, то необходим такой способ гидроразрыва, при котором одновременно с закачкой регентов осуществлялся бы мониторинг геометрических параметров трещины, таких как азимут распространения, длина, высота, ширина раскрытия.

Известны способы контроля процесса гидроразрыва пласта (см. патенты RU: №2319177, МПК G01V1/00, опубликован 10.03.2008 г.; 2461026, МПК E21B47/14, опубликован 10.09.2012 г.; 2550770, МПК E21B47/14, опубликован 10.05.2015 г.; 2507396, МПК E21B47/14, опубликован 20.02.2014 г.; 2455665, МПК E21B47/14, опубликован 10.07.2012 г.), которые основаны на записи и интерпретации сейсмических событий как до, так в процессе, и после гидроразрыва пласта, тем самым вычисляют координаты источников сейсмических колебаний, выделяют пространственные зоны микросейсмической активности, определяют размеры и направление развития поверхностей трещиноватости и обеспечивают контроль процесса гидроразрыва пласта.

Перечисленные способы позволяют визуализировать трещину гидроразрыва по сейсмическим событиям, приуроченным в основном к кончику трещины, где сейсмическая активность наиболее интенсивна, что позволяет определить длину трещины и азимут распространения. Однако способ практически не дает информации ни о высоте, ни о ширине раскрытия трещины гидроразрыва.

Кроме того, способ накладывает ограничения на ландшафт местности, поскольку требуется площадная съемка на дневной поверхности, и также на степень расчлененности геологической формации (при сильной расчлененности размывается акустическая картина). Применение в реальном времени в процессе гидроразрыва ограничивается скоростью обработки сейсмической информации, и, как правило, не достижимо на практике.

Известен способ контроля развития трещины гидроразрыва пласта и ее геометрии (см. патент № RU 2374438, МПК E21B43/26, опубликован 27.11.2009 г.), включающий нагнетание в ствол одной из скважин проводящей жидкости гидроразрыва и измерение параметров электромагнитного поля и/или акустических сигналов, возникающих в результате приложения импульсов напряжения к жидкости гидроразрыва, и определяют координаты кончика трещины.

Данный способ позволяет наблюдать распространение трещины в процессе гидроразрыва пласта по изменению местоположения кончика трещины, тем самым фиксировать длину и азимут распространения трещины, однако не позволяет судить ни о высоте, ни о ширине раскрытия трещины. Преимуществом является отсутствие ограничений на ландшафт местности, и расчлененность геологической формации. Недостатком способа является требование на контраст электрического сопротивления между жидкостью и породами целевого горизонта, что проблематично в низкоомных коллекторах, и накладывает серьезные ограничения на составы жидкостей, а также необходимость электрической изоляции скважинного оборудования для проведения замеров.

Известен способ контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта (см. патент № RU 2390805, МПК G01V5/12, опубликован 27.05.2010 г.), включающий поверхностную радоновую съемку, замер гамма-активности, радоновые индикаторные исследования, для получения таких гидродинамических характеристик пласта, как проницаемость и профиль приемистости, проводят замер гамма-активности, осуществляют гидроразрыв пласта, повторяют радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности, полученные данные сопоставляют и устанавливают азимутальное расположение трещин гидроразрыва, а также проницаемость и профиль приемистости пласта.

Данный способ позволяет наблюдать только за азимутальным распространением трещины гидроразрыва и не позволяет судить о прочих параметрах, таких как высота, длина и ширина раскрытия. Способ не накладывает каких-либо ограничений на расчлененность геологической формации, однако, поскольку связан с проведением площадной съемки на дневной поверхности, то это накладывает ограничения на ландшафт местности. Кроме того, способ основан на сравнении съемок до и после гидроразрыва, и поэтому не годится для наблюдения в реальном времени в процессе гидроразрыва.

Известен способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта (см. патент № RU 2324810, МПК E21B43/26, опубликован 20.05.2008 г.), при котором предварительно создают численную модель вытеснения жидкости гидроразрыва из трещины и из зоны фильтрата пластовым флюидом с целью расчета изменения содержания жидкости разрыва в общей добыче во время пуска скважины в эксплуатацию после гидроразрыва, а затем сравнивают результаты измерений с модельными расчетами и определяют длину трещины на основе обеспечения наилучшего совпадения результатов измерений и модельных расчетов.

Данный способ позволяет определять только длину трещины гидроразрыва, и не позволяет судить об остальных параметрах, таких как высота, ширина раскрытия и азимут распространения по раздельности. Преимуществами способа являются возможность работы при любых типах ландшафта местности и любой расчлененности геологической формации. Однако способ не дает информацию в реальном времени в процессе гидроразрыва, поскольку основан на наблюдениях за скважиной после гидроразрыва.

Наиболее близким к заявляемому является взятый в качестве прототипа способ контроля распределённых геолого-технологических параметров нефтегазовых скважин (см.: Рязанцев А.Э., Черемисин А. Н., Торопецкий К.В., Внутрискважинный мониторинг в концепции «умной» скважины, Вестник ЦКР Роснедра. 2014. №1, с. 2 – 6), включающий измерение ее физических характеристик с помощью опущенных в скважину геофизических приборов и вычисление по ним геолого-технологических параметров скважины, причем измерения производят в реальном времени в локально выбранных точках и/или вдоль выбранных участков скважины измерения физических характеристик скважины. При этом в качестве физических характеристик скважины выбирают температуру флюида и/или дебит флюида, и/или давление флюида, и/или характеристики акустического шума скважины, и/или компонентный состав флюида.

К недостаткам данного способа можно отнести невозможность определения азимута трещины в реальном времени с начала формирования, а также низкую точность определения геометрических параметров трещины ГРП.

Задачей настоящего изобретения является повышение точности определения геометрических параметров трещины в режиме «он-лайн».

Техническим результатом изобретения является возможность определения с высокой точностью большего количества геометрических параметров трещины, а именно азимута, длины, средней ширины раскрытия, высоты (интервала раскрытия) непосредственно в процессе ГРП.

Технический результат достигается тем, что в способе определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине, включающем измерение распределенных температуры и давления в скважине с последующим вычислением по ним геометрических параметров трещины, дополнительно одновременно производят измерение механических деформаций обсадной колонны скважины с помощью тензодатчиков, размещенных на наружной поверхности обсадной колонны скважины в заданном порядке в пределах интервала перфорации, и мониторинг сейсмических событий посредством приемников, размещенных выше и ниже интервала перфорации.

В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков поперечных микродеформаций возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.

В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков продольных микродеформаций возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.

В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков главных радиусов кривизны поверхности возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.

В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков расстояний от обсадной колонны до стенок скважины возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.

В качестве заданного порядка размещения всех типов тензодатчиков возможно их азимутальное распределение с заданным шагом со смещением по спирали относительно центральной оси скважины в пределах интервала перфорации.

В качестве заданного порядка размещения сейсмоприемников возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях выше и ниже интервала перфорации.

Заявляемое изобретение поясняется чертежами, в которых на фиг.1 представлена принципиальная схема системы скважинного мониторинга параметров трещины гидроразрыва пласта (ГРП), с помощью которой возможно осуществление заявляемого способа, на фиг. 2 - схема возможного размещения датчиков в такой системе.

Система скважинного мониторинга содержит скважину 1, установленную в ней обсадную колонну 2, размещенные на ней муфты 3 с тензодатчиками 4, АЦП 5, блоками 6 передачи данных и блоками 7 питания, заколонную цементную стяжку 8, перфорацию 9 ствола, датчики 10 температуры и давления, сейсмоприемники 11.

Определение параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине производят в следующем порядке.

Сначала производят работы по подготовке скважины к измерениям. Для этого в пробуренную скважину 1 опускают обсадную колонну 2 с размещенными в ней датчиками 10 температуры и давления, а также с предварительно установленными на ее наружной поверхности в заданном порядке муфтами 3 с тензодатчиками 4, АЦП 5, блоками 6 и 7 передачи данных и автономного питания, соответственно, и сейсмоприемниками 11. Пространство между породой и обсадной колонной 2 заливают цементом с образованием стяжки 8. Производят перфорацию 9 ствола обсадной колонны 2 насквозь (через обсадку и цементный камень).

Далее в скважину 1 под давлением начинают закачивать жидкость и одновременно в режиме «он-лайн» регистрировать показания с датчиков 10 (температуру, давление в различных точках внутри скважины 1), механические деформации обсадной колонны 2 и/или околоскважинного пространства с тензодатчиков 4 и сейсмические волны в районе скважины с сейсмоприемников 11. Регистрация показаний с датчиков 10, 4 и 11 преобразуется АЦП 5 и через блоки 6 передачи данных поступает в комплекс обработки в течение всего времени до момента гидроразрыва околоскважинного пространства (открытия трещины ГРП) и далее до момента стабилизации геометрических размеров трещины ГРП. При этом наличие блоков 7 автономного питания обеспечивает возможность работы погружных элементов системы без их подключения к внешним источникам.

Предложенная система скважинного мониторинга параметров трещины ГРП предполагает разработку специального прибора, выполненного в виде трубы-переводника, размещаемого в верхней части хвостовика в процессе его сборки и спуска в скважину. Важными функциями прибора является сбор, обработка и хранение информации от системы датчиков, расположенных на поверхности хвостовика по всей его длине, обеспечение автономного питания всей системы. Передача информации на дневную поверхность с помощью канала связи, основанного на модуляции длины заземляющего электрода и подачи в цепь квазипостоянного тока с дневной поверхности.

В качестве измерительной системы малой информативности предлагается использовать накладные приборы для измерения механических напряжений на поверхности трубы хвостовика, температуры и давления в затрубье. Этой информации, согласно нашим исследованиям достаточно для определения геометрических характеристик трещины в окрестности скважины. Это - вертикальное распространение трещины, азимут ее плоскости и амплитуду раскрытия.

Эти параметры могут передаваться на поверхность практически в режиме реального времени в процессе ГРП и могут быть использованы в процессе выполнения ГРП для корректировки процесса.

В качестве важной информационной составляющей для определения длины трещины гидроразрыва пласта предлагается использовать приборы для регистрации микросейсмических событий на основе трехкомпонентных акселерометров, расположенных вдоль трубы хвостовика на его внешней поверхности выше и ниже интервала перфорации.

Микросейсмическое картирование основано на фиксировании микросейсмических событий, возникающих в околоскважинном пространстве непосредственно при росте трещины гидроразрыва пласта, когда в среде возникают перераспределения напряжений с высвобождением упругой энергии в виде упругих колебаний среды.

Комплекс трехкомпонентных сейсмоприемников размещается на глубине вблизи трещины ГРП, позволяет зарегистрировать продольные (первичные или P-волны) и поперечные (вторичные или S-волны) волны и рассчитать местоположение сейсмического события. Положение каждого отдельного микросейсмического события определяется по времени вступления продольных и поперечных волн (которые позволяют определить расстояние и абсолютную отметку), а также движению частиц в продольной волне (определяется азимут и абсолютная отметка сейсмического события относительно комплекса сейсмоприемников). Для того чтобы использовать информацию о движении частиц, необходимо определить ориентацию приемника, что обычно достигается с помощью мониторинга взрывов при перфорации скважин или других сейсмических источников в данной или соседней скважине, т.е. откалибровать скоростную модель среды.

Для микросейсмического картирования были использованы микро электро-механические (MEMS) цифровые акселерометры с 24-разрядным выходом при дискретизации не хуже 0.25 мс, что позволяет регистрировать акустические сигналы в диапазоне частот 0–2000 Гц с динамическим диапазоном 150 дБ. Для непрерывности прослеживания сигнала шаг расстановки сейсмический приемников не должен превосходить нескольких длин волны, при частоте 2000 Гц и скорости 3000 м/с это составляет 3–5 м. Для обеспечения необходимой точности определения удаления источника при неизвестном времени возбуждения сигнала необходима апертура, в 2 раза превышающая удаление источника, т.е. не менее 200 м.

Узел автономного питания необходим на случай сбоя питания с поверхности, в этот момент могут быть получены и записаны весьма ценные данные. В настоящее время существуют высокотемпературные Li-SoCl2 батареи с рабочей температурой до 150/165/200°С и емкостью до 800/70/15 Вт⋅ч, соответственно (например, EEMB Battery или Saft). При температурах до 120°С годятся NiMh батареи, обладающие типовыми емкостями до 100 Вт ч. Существуют высокотемпературные микросхемы EEPROM емкостью 32 Мбит и рабочей температурой до 210°С (например, TI SM28VLT32-HT c интерфейсом SPI), или 64 Мбит с рабочей температурой до 150°С.

Оснащение скважины измерительной системой производится на этапе строительства скважины. Размещение датчиков и электроники в кольцевом пространстве между хвостовиком и стенкой скважины, которое заполняется цементом.

Во время проведения ГРП данные (температура, давление, микродеформации, сейсмические события) по бронированному кабелю поступают в модуль сбора и передачи данных и передаются на поверхность в режиме реального времени, где обрабатываются с помощью специального ПО и выводятся на экран в виде трафиков. Анализируя графики (либо с помощью специального программного комплекса), мы можем получить вертикальное распространение трещины, азимут ее плоскости и максимальное раскрытие.

Благодаря проводимому в реальном времени параллельному мониторингу распределенных физических параметров скважины и сейсмических событий вокруг ее, заявляемый способ позволяет определять азимут, длину, ширину раскрытия трещины, высоту (интервал раскрытия) трещины в реальном времени при выполнении гидродинамического воздействия на проницаемый коллектор, что, в совокупности с геомеханической моделью развития трещины, позволяет оптимальным образом уточнить режимы закачки с целью достижения целевых параметров трещины ГРП.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено в гидроразрыве пласта при одновременном контроле геометрических и гидродинамических параметров трещины в реальном времени. Способ включает измерение распределенных температуры и давления в скважине с последующим вычислением по ним геометрических параметров трещины. При этом дополнительно одновременно производят измерение механических деформаций обсадной колонны скважины с помощью тензодатчиков, размещенных на наружной поверхности обсадной колонны скважины в заданном порядке в пределах интервала перфорации, и мониторинг сейсмических событий посредством приемников, размещенных выше и ниже интервала перфорации. Благодаря проводимому в реальном времени параллельному мониторингу распределенных физических параметров скважины и сейсмических событий вокруг нее, заявляемый способ позволяет определять азимут, длину, ширину раскрытия трещины, высоту (интервал раскрытия) трещины в реальном времени при выполнении гидродинамического воздействия на проницаемый коллектор, что, в совокупности с геомеханической моделью развития трещины, позволяет оптимальным образом уточнить режимы закачки с целью достижения целевых параметров трещины ГРП. Технический результат заключается в обеспечении возможности определения с высокой точностью геометрических параметров трещины, а именно азимута, длины, средней ширины раскрытия, высоты (интервала раскрытия) непосредственно в процессе ГРП. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта, включающий измерение распределенных температуры и давления в скважине и вычисление по ним геометрических параметров трещины, отличающийся тем, что дополнительно одновременно производят измерение механических деформаций обсадной колонны скважины с помощью тензодатчиков, размещенных на наружной поверхности обсадной колонны скважины в заданном порядке в пределах интервала перфорации, и мониторинг сейсмических событий посредством приемников, размещенных выше и ниже интервала перфорации.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков поперечных микродеформаций используют их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков продольных микродеформаций используют их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков главных радиусов кривизны используют их азимутальное распределение с заданным шагом поверхности в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков расстояний от обсадной колонны до стенок скважины используют их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения всех типов тензодатчиков используют их азимутальное распределение с заданным шагом со смещением по спирали относительно центральной оси скважины в пределах интервала перфорации.

7. Способ по пп.1-6, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения сейсмоприемников используют их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях выше и ниже интервала перфорации.