СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЗ СКВАЖИНЫ ПОСЛЕ КИСЛОТНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА Российский патент 2021 года по МПК E21B43/27 G01N15/08 

Изобретение относится к добыче пластового флюида (нефти и/или газа) после стимуляции скважин кислотным гидроразрывом пласта (ГРП), а именно к способу увеличения дебита скважины за счет выбора значений депрессии скважины, которые обеспечивают оптимальный баланс между высоким притоком флюида из пласта и неухудшенной проводимостью трещины гидроразрыва во время добычи.

Гидроразрыв пласта (ГРП) - один из методов стимуляции добычи из скважин посредством создания трещин в пласте и обеспечения увеличенного притока пластового флюида в скважину. Трещины создаются путем закачивания в пласт жидкостей гидроразрыва под высоким давлением. После окончания работ по гидроразрыву на забое скважины создается депрессия. Депрессия - это разность между пластовым давлением флюида в районе скважины и ее забойным давлением, вызывающая движение нефти или газа из пласта к забою скважины.

Продуктивность скважин после кислотного гидроразрыва пласта (ГРП) представляет несомненный интерес для разработки карбонатных месторождений. При кислотном ГРП увеличенная проводимость трещины создается за счет вытравливания ее стенок закачиваемой в нее кислотой. При этом, как правило, не закачивается расклинивающий агент (например, песок или проппант), который бы препятствовал смыканию трещины и потере ее проводимости во время дебита пластового флюида.

Проводимость трещины не является постоянной ни по времени, ни по пространству, и изменяется в каждой точке трещины в зависимости от локальных условий (таких как геометрия червоточин, давление флюида, горные напряжения, приложенные к трещине, и др.), свойств пласта (горный материал и проводимость, резервуарное давление, и др.), а также депрессии скважины. Именно распределение проводимости трещины для заданной депрессии во многом определяет текущую продуктивность скважины.

Из уровня техники известны способы кислотного гидроразрыва пласта (например, US 6924255 B2, US 7306041 B2, US 20040254079 A1, US 20050113263 A1, US 20090182694), направленные на выбор расписания закачки и материалов для размещения в скважине и создания нужной геометрии трещины. В этих способах не рассматриваются вопросы оптимального режима вывода скважины на дебит после выполнения работы ГРП.

В патенте US 7963327 описано увеличение дебита путем анализа текущей добычи и внесения корректирующих действий, определяемых на основе сравнения с имеющейся информацией. Для осуществления данного способа необходимо иметь хотя бы одну уже запущенную в эксплуатацию скважину.

В заявке US 20100300682 A1 раскрыт способ увеличения дебита путем нагнетания жидкостей в соседние скважины, где выбор оптимальных стратегий и параметров осуществляется на основе моделирования. Для реализации известного способа необходимо иметь соседние нагнетающие скважины.

Множество существующих подходов, описанных в открытой литературе (например, PotapenkoD. I., et. al., 2017, Securing Long-Term Well Productivity of Horizontal Wells Through Optimization of Postfracturing Operations. SPE-187104-MS; Karantinos E. et. al. 2016, Choke Management Strategies for Hydraulic Fractured Wells and Frac-Pack Completions in Vertical Wells. SPE-178973; Robinson В. H. 1988, Minimizing Damage to a Propped Fracture by Controlled Flowback Procedures, Journal of Petroleum Technology: 753-759. SPE-15250), направлены на увеличение продуктивности пласта различными способами, в том числе путем увеличения депрессии, т.к. считается, что с увеличением депрессии возрастает дебит эксплуатационной скважины. При этом важным является понятие допустимой депрессии, превышение которой может вызвать такие негативные эффекты как: разрушение призабойной зоны скважины, вынос осколков породы, подтягивание языков пластовой воды, образование гидратов природного газа на забое или в пласте, смятие эксплуатационных колонн. К недостаткам этих методов можно отнести, что допустимая депрессия устанавливается в результате продолжительных и дорогостоящих методов исследования скважины. А также при проведении технико-экономических расчетов не учитывается критерий открытости трещины и сохранения ее проводимости. Тем самым допустимая депрессия может быть переоценена и как результат, трещина будет закрыта, а дебит окажется существенно ниже расчетного.

Ни один из известных способов не учитывает геомеханику закрытия трещин в пласте, т.е. не использует информацию о зависимости проводимости трещины от эффективного напряжения на ее стенках для определения диапазона допустимых депрессий для скважины после проведения кислотной обработки.

Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении открытости трещины гидроразрыва во время добычи посредством управления депрессией, что приводит к улучшенному притоку резервуарного флюида в скважину. Предлагаемый способ позволяет определять диапазон депрессий, обеспечивающих максимальные показатели дебита скважины, не только после, но и до начала эксплуатации скважины, тем самым минимизируя риск неверного ввода в эксплуатацию из-за неверно выбранной депрессии. Способ позволяет также быстрее выводить скважину в эксплуатацию, т.к. удержание депрессии у верхней границы диапазона критических депрессий позволяет получать максимальный дебит в каждый момент времени.

Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом оптимизации добычи пластового флюида из скважины для выбранной скважины выполняют моделирование кислотного гидроразрыва пласта для заданных свойств пласта с учетом графика проведения закачки и ожидаемого дебита скважины. В результате моделирования получают распределение ширины вытравленных в результате кислотного гидроразрыва стенок трещины по всей ее поверхности. Выбирают диапазон возможных значений депрессии скважины и для каждого значения депрессии в выбранном диапазоне с учетом полученного распределения ширины вытравленных стенок трещины и заданных свойств пласта рассчитывают профили раскрытия трещины, эффективных напряжений, приложенных к стенкам трещины, и гидравлической проводимости трещины. На основе полученных профилей гидравлической проводимости трещины для каждого значения депрессии рассчитывают полный дебит скважины. Выбирают значения депрессии, соответствующие максимальным показателям дебита скважины или обеспечивающие дебит не ниже ожидаемого дебита. При последующей добыче из скважины поддерживают выбранные значения депрессии.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения в качестве заданных свойств пласта используют уточненные свойства пласта в ожидаемой области значений с учетом их неопределенности. Уточненные свойства пласта могут быть определены посредством по меньшей мере одного метода, выбираемого из группы, включающей геофизические методы исследования скважин, гидродинамические методы исследования скважин, интерпретацию данных мини-гидроразрыва пласта.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения при наличии данных о дебите выбранной скважины или соседних скважин сравнивают имеющиеся данные о дебите выбранной скважины или соседних скважин с полным дебитом скважины, рассчитанным в результате моделирования, и в качестве уточненных свойств пласта выбирают такие свойства, которые дают наилучшее согласование рассчитанного дебита с имеющимися данными о дебите.

Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг. 1 показана блок-схема основных этапов осуществления способа по определению депрессии, обеспечивающей максимальные показатели дебита скважины, для разных свойств пласта и графиков закачки; на Фиг. 2 показано распределение ширины вытравленных стенок (слева), а также поперечное сечение трещины, соответствующее горизонтальной координате х=5; на Фиг. 3а-3е показана динамика закрытия трещины при увеличении депрессии скважины; на Фиг. 4 приведен график зависимости дебита от величины депрессии для определенного набора параметров пласта; на Фиг. 5 приведен график зависимости дебита от величины депрессии для различных модулей плоской деформации, характеризующих упругость породы; на Фиг. 6 показан график зависимости дебита от величины депрессии для различных значений резервуарного давления; на Фиг. 7 приведен график зависимости дебита от величины депрессии для различных значений минимального горного напряжения.

Предлагаемый способ оптимизации добычи нефти и/или газа из скважины после кислотного гидроразрыва пласта обеспечивает сохранение проводимости трещины гидроразрыва во время добычи. Открытая трещина, как более проводимая, обеспечивает лучший приток флюида к скважине по сравнению с закрытой трещиной. Как следствие, дебит скважины возрастает.

Как показано на Фиг. 1, на первом этапе 1 выбирают скважину, в которой предполагается проведение кислотного ГРП или в которой кислотный ГРП уже был проведен и в которой хотят обеспечить максимальные показатели дебита.

Затем, на этапе 2, задают свойства пласта и планируемый (или уже осуществленный) график проведения кислотного ГРП, включая ожидаемый дебит Q_e скважины. Затем на их основе на этом же этапе выполняют моделирование кислотного ГРП для выбранной скважины. В результате моделирования получают геометрию образовавшейся трещины, в том числе распределение ширины w вытравленных в результате кислотного гидроразрыва стенок образовавшейся трещины по всей ее поверхности.

На этапе 3 выбирают диапазон возможных значений депрессии скважины в виде упорядоченного списка [p₁,…p_N].

Затем, на этапе 4 для каждого значения депрессии p_i из выбранного на этапе 3 диапазона депрессий, заданных свойств пласта и полученного на этапе 2 распределения ширины w вытравленных стенок с помощью модели упругости трещины (Myrr, L.R., Fractures as collections of cracks. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2000, Vol. 37, p. 231-243) рассчитывают профили раскрытия трещины w_i и эффективных напряжений σ_i, приложенных к стенкам трещины. Из полученных профилей ширины w_i и эффективных напряжений σ_i рассчитывают профили гидравлической проводимости c_i трещины.

На следующем этапе 5 на основе полученных профилей гидравлической проводимости c_i трещины для каждого значения депрессии p_i скважины рассчитывают полный дебит Q_i скважины после ГРП.

На этапе 6 выбирают значения депрессии р, соответствующие максимальным показателям дебита скважины Q=max(Q_i) или обеспечивающие дебит не ниже ожидаемого дебита Q≥Q_e.

При последующей добыче флюида из скважины (этап 7) поддерживают выбранные значения депрессии, соответствующие максимальным показателям дебита скважины или обеспечивающие дебит не ниже ожидаемого дебита.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения дополнительно выполняют моделирование кислотного ГРП для выбранной скважины для уточненных свойств пласта в ожидаемой области значений с учетом их неопределенности. Уточненные свойства пласта могут быть определены одним или несколькими методами, например, с помощью геофизических методов исследования скважин (ГИС), гидродинамических методов исследования скважин (ГДИС), интерпретации данных мини-ГРП (например, DataFRAC сервис, предоставляемый компанией Шлюмберже).

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения при известном дебите выбранной скважины или соседних скважин сравнивают имеющиеся данные о дебите выбранной скважины или соседних скважин с полным дебитом скважины, рассчитанным в результате моделирования, и в качестве уточненных свойств пласта выбирают такие свойства, которые дают наилучшее согласование рассчитанного дебита с известным дебитом.

Соответственно при последующей добыче флюида из данной скважины поддерживают значения депрессии, соответствующие максимальным показателям дебита скважины или обеспечивающие дебит не ниже ожидаемого дебита.

Рассмотрим пример реализации данного изобретения для оптимизации добычи, в котором показано, как определяют значения депрессий для получения самых высоких показателей дебита скважины после кислотного ГРП.

На втором этапе, после выбора скважины, осуществляют моделирование кислотного ГРП (см. Фиг. 1, этап 2), в результате которого получают распределение ширины вытравленных в результате кислотного гидроразрыва стенок образовавшейся трещины по всей ее поверхности, как показано слева на Фиг. 2. Справа на Фиг. 2 представлено сечение трещины, соответствующее горизонтальной координате х=5 м (т.е. белой пунктирной линии на рисунке слева). Видно, что до начала добычи в середине трещины существует область с открытой трещиной.

Далее выбирают диапазон возможных значений депрессии скважины (см. Фиг. 1, этап 3); в данном примере рассмотрены депрессии от 0 до 100 бар. Для каждого из значений депрессии в выбранном диапазоне рассчитывают профиль раскрытия трещины (см. Фиг. 2, этап 4). На Фиг. 3 показана динамика изменения раскрытия трещины при соответствующем значении депрессии, где профиль (а) соответствует депрессии 0 бар, профиль (е) - депрессии 100 бар, а остальные значения распределены на промежутке от 0 до 100 бар.

В результате расчета получают профили раскрытия трещины, эффективных напряжений, приложенных к стенкам трещины, а также гидравлической проводимости трещины (см. Фиг. 1, этап 4).

На основе профиля гидравлической проводимости проводят оценку продуктивности трещины, выражаемому скоростью притока флюида в скважину или дебитом (см. Фиг. 1, этап 5).

На Фиг. 4 показана зависимость дебита от значения депрессии (см. Фиг. 1, этап 5). Видно, что сначала дебит растет при увеличении депрессии, что характерно также и для проппантных ГРП, но потом дебит начинает снижаться из-за закрытия трещины и соответствующего снижения продуктивности трещины. Важно выбрать оптимальные значения депрессии, при которых будут наблюдаться максимальные значения дебита. На Фиг. 4 предложенный диапазон оптимальных депрессий отмечен пунктирными линиями и стрелкой (см. Фиг. 1, этап 6).

В следующем примере будет рассмотрен другой вариант осуществления данного изобретения, где значения депрессий для достижения максимальной добычи из скважины определяют с учетом неопределенности механических свойств пласта. Данный пример можно использовать, во-первых, для согласования имеющихся данных по добыче из скважины с предполагаемыми свойствами пласта; и во-вторых, чтобы определить значения депрессии, обеспечивающих максимальный дебит скважины.

Для сравнения в качестве начального состояния рассматривается результат моделирования кислотного ГРП и распределение ширины вытравленных в результате кислотного гидроразрыва стенок образовавшейся трещины из примера, приведенного выше и представленного на Фиг. 2. Таким образом, в данном примере повторяют этапы 1-6, представленные на Фиг. 1. Однако в дополнение добавлены расчеты для уточненных свойств пласта. В качестве базовых значений для выбранных свойств пласта задают значения выбранных свойств пласта из вышеприведенного примера, а два других значения выбранных свойств пласта задают соответственно выше и ниже базового.

Для определения депрессий, обеспечивающих максимальный дебит скважины, рассматривается диапазон возможных значений модуля плоской деформации, пропорционального модулю Юнга породы, и для каждого из них повторяют алгоритм, описанный в вышеприведенном первом примере. На Фиг. 5 приведены графики зависимости дебита скважины от депрессии для трех различных модулей плоской деформации: кривой 12 соответствует значение 40 ГПа, кривой 13-50 ГПа, кривой 14-60 ГПа. Видно, что при увеличении упругости породы трещина закрывается меньше, как следствие и добыча выше.

Также на Фиг. 5 вертикальными линиями и стрелкой обозначен интервал депрессий, при которых дебит скважины будет близок к максимальному при всех рассмотренных значениях модуля. Таким образом, даже не имея точных значений параметра, можно определить интервал депрессий, обеспечивающий максимальный уровень добычи с учетом неопределенности параметра.

Аналогичный анализ был проведен для различных значений резервуарного давления и соответствующие результаты приведены на Фиг. 6. Кривая 15 соответствует резервуарному давлению 29 МПа, кривая 16 - значению 30 МПа, а кривая 17-31 МПа. Из полученных результатов видно, что при увеличении резервуарного давления максимальный дебит растет, так как соответствующее эффективное напряжение, действующее на трещину, снижается.

Далее была рассмотрена чувствительность дебита скважины к минимальному горному напряжению. Результаты представлены на Фиг. 7, где кривая 18 соответствует значению 31.5 МПа, кривая 19-31 МПа, а кривая 20-30.5 МПа. Видно, что минимальные горные напряжения, отличающиеся на 10 бар, могут привести к разнице 30% в дебите.

Таким образом, выбирая диапазон критических с точки зрения геомеханики депрессий, нужно учитывать погрешность в определении свойств пласта. Оптимальный диапазон для набора возможных параметров, вообще говоря, может не совпадать с оптимальным диапазоном для одного конкретного параметра, что и продемонстрировано на примерах выше.

Стоит отметить, что это лишь пример использования настоящего изобретения. Для полевых данных диапазон критических давлений может отличаться от приведенного выше.

Изобретение относится к добыче пластового флюида после стимуляции скважин кислотным гидроразрывом пласта, а именно к способу увеличения дебита скважины за счет выбора значений депрессии скважины, обеспечивающих открытость трещины гидроразрыва во время добычи. Для осуществления способа оптимизации добычи пластового флюида из скважины для выбранной скважины выполняют моделирование кислотного гидроразрыва пласта для заданных свойств пласта с учетом графика проведения кислотного гидроразрыва пласта и ожидаемого дебита скважины. В результате моделирования получают распределение ширины вытравленных в результате кислотного гидроразрыва стенок образовавшейся трещины по всей ее поверхности. Выбирают диапазон возможных значений депрессии скважины и для каждого значения депрессии в выбранном диапазоне с учетом полученного распределения ширины вытравленных стенок трещины и заданных свойств пласта рассчитывают профили раскрытия трещины, эффективных напряжений, приложенных к стенкам трещины, и гидравлической проводимости трещины. На основе полученных профилей гидравлической проводимости трещины для каждого значения депрессии скважины рассчитывают полный дебит скважины. Выбирают значения депрессии, соответствующие максимальным показателям дебита скважины или обеспечивающие дебит не ниже ожидаемого дебита, и при последующей добыче из скважины поддерживают выбранные значения депрессии. Достигается технический результат – обеспечение открытости трещины гидроразрыва во время добычи посредством управления депрессией, приводящего к улучшенному притоку резервуарного флюида в скважину. 3 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Способ оптимизации добычи пластового флюида из скважины после кислотного гидроразрыва пласта, в соответствии с которым:

- для выбранной скважины выполняют моделирование кислотного гидроразрыва пласта для заданных свойств пласта с учетом графика проведения кислотного гидроразрыва пласта и ожидаемого дебита скважины, в результате которого получают распределение ширины вытравленных в результате кислотного гидроразрыва стенок образовавшейся трещины по всей ее поверхности;

- выбирают диапазон возможных значений депрессии скважины и для каждого значения депрессии в выбранном диапазоне с учетом полученного распределения ширины вытравленных стенок трещины и заданных свойств пласта рассчитывают профили раскрытия трещины, эффективных напряжений, приложенных к стенкам трещины, и гидравлической проводимости трещины;

- на основе полученных профилей гидравлической проводимости трещины для каждого значения депрессии скважины рассчитывают полный дебит скважины;

- выбирают значения депрессии, соответствующие максимальным показателям дебита скважины или обеспечивающие дебит не ниже ожидаемого дебита, и

при последующей добыче из скважины поддерживают выбранные значения депрессии.

2. Способ оптимизации добычи пластового флюида из скважины после кислотного гидроразрыва пласта по п. 1, в соответствии с которым в качестве заданных свойств пласта используют уточненные свойств пласта в ожидаемой области значений с учетом их неопределенности.

3. Способ оптимизации добычи пластового флюида из скважины после кислотного гидроразрыва пласта по п. 2, в соответствии с которым уточненные свойства пласта определяют посредством по меньшей мере одного метода, выбираемого из группы, включающей геофизические методы исследования скважин, гидродинамические методы исследования скважин, интерпретацию данных мини-гидроразрыва пласта.

4. Способ оптимизации добычи пластового флюида из скважины после кислотного гидроразрыва пласта по п. 2, в соответствии с которым при известности дебита выбранной скважины или соседних скважин сравнивают имеющиеся данные о дебите выбранной скважины или соседних скважин с полным дебитом скважины, рассчитанным в результате моделирования, и в качестве уточненных свойств пласта выбирают такие свойства, которые дают наилучшее согласование рассчитанного дебита с известным дебитом.