СПОСОБ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА И ВЫВОДА СКВАЖИНЫ НА РЕЖИМ Российский патент 2023 года по МПК E21B43/26 G06F30/28 

Предпосылки создания изобретения

[0001] Положения настоящего раздела содержат только справочную информацию, относящуюся к раскрытию настоящего изобретения, и не могут представлять известный уровень техники.

[0002] Многие десятилетия в нефтегазовой отрасли применяли гидроразрыв пласта в целях повышения или продления продуктивности скважин. Без гидроразрыва добыча из большинства разрабатываемых в настоящее время углеводородных пластов была бы технически или экономически нецелесообразной.

[0003] В процессе гидравлического разрыва пласта в скважину с помощью специального оборудования закачивают жидкость со скоростью, превышающей скорость ее поглощения пластом. В результате этого давление на пласт повышается до тех пор, пока в породе не образуются трещины или пока она не разрушится. Непрерывное закачивание приводит к распространению трещины в направлении от ствола скважин, что увеличивает площадь поверхности пласта, через которую углеводороды могут стекать в ствол скважины. Это помогает достичь более высокой скорости дебита, чем это было бы возможно без гидроразрыва. В результате этого объем добываемых углеводородов существенно увеличивается, а инвестиции операторов в разработку окупаются быстрее.

[0004] Во время гидроразрыва пласта используются два основных вещества - расклинивающие агенты и жидкость гидроразрыва пласта (жидкость ГРП). Расклинивающие агенты - это частицы, которые поддерживают трещины гидроразрыва в открытом состоянии, сохраняя новообразованные пути. Жидкости гидроразрыва могут формироваться на водной или неводной основе и должны быть достаточной вязкими для создания и распространения трещины гидроразрыва, а также транспортировки расклинивающего агента вниз по стволу скважины и в трещину. По окончании стимуляции пласта вязкость жидкости гидроразрыва должна снизиться настолько, чтобы обеспечить ее быструю и эффективную эвакуацию из скважины.

[0005] Во время традиционной стимуляции пласта методом гидроразрыва используют две жидкости. Первая жидкость, или жидкость разрыва, не содержит расклинивающий агент, и ее закачивают через перфорации обсадной колонны со скоростью и давлением, достаточными для разрушения пласта и образования трещины. Вторая жидкость, или суспензия расклинивающего агента, транспортирует расклинивающий агент через перфорации в открытую трещину. По завершении закачивания трещины закрывают, оставляя в них барьер из расклинивающего агента, а жидкость гидроразрыва вытекает назад в ствол скважины, освобождая путь для добычи углеводородов. В идеале барьер из расклинивающего агента не должен содержать остатков жидкости, которые могут ухудшить проводимость и снизить добычу углеводородов.

[0006] На протяжении более 60 лет химики и инженеры стремились разработать жидкости гидроразрыва, расклинивающие агенты и методики их размещения, способствующие созданию идеально проппированных трещин и достижению максимальной продуктивности скважины. В результате этого химические и физические характеристики жидкостей претерпели значительные изменения. Промышленность предлагает жидкости гидроразрыва, практически не оставляющие остатков. Неоднородные барьеры из расклинивающего агента еще больше повышают проводимость барьеров из расклинивающего агента, что видно на примере технологии гидравлического разрыва пласта с созданием высокопроводящих каналов HiWAY^®, разработанной компанией «Шлюмберже».

[0007] Во время традиционной стимуляции продуктивности пласта методом гидроразрыва расклинивающий агент присутствует во всем объеме суспензии расклинивающего агента. Во время стимуляции по технологии HiWAY^® суспензию расклинивающего агента подают чередующимися импульсами - с расклинивающим агентом и без него. Полученные «пульсы» расклинивающего агента размещают в трещине с образованием столбиков расклинивающего агента, окруженных открытыми каналами. Такие упаковки расклинивающего агента оказывают небольшое сопротивление потоку жидкости, по крайней мере на начальном этапе. Однако во время дебита скважины пластовые жидкости, протекающие через барьер из расклинивающего агента в направлении ствола скважины, могут создавать напряжения, способные привести к выносу расклинивающего агента (т.е. течению расклинивающего агента из трещины в ствол скважины), разрушению столбиков расклинивающего агента или и тому, и другому. Эти процессы могут привести к уменьшению ширины трещины и в конечном итоге снижению продуктивности скважины.

[0008] В изобретении RU 2706041 (ближайший аналог изобретения) предложен способ оптимизации укладки проппанта в подземном пласте, содержащий этапы, на которых осуществляют: (а) получение (1) свойств и характеристик пласта; (2) свойств проппанта, (3) характеристик жидкости гидроразрыва, (b) генерирование характеристических поверхностей для отличающихся конфигураций островков проппанта и каналов потока на основании полученных свойств и характеристик, проектного решения по забойному давлению (ВНР), проектного решения по перфорации, проектного решения по импульсам и скорости закачки жидкости гидроразрыва и проектного решения по проппанту; (с) имитацию транспортных свойств островка на основании полученных свойств (модель островка), проектного решения по ВНР, проектного решения по перфорации, проектного решения по импульсам и скорости закачки жидкости гидроразрыва и проектного решения по проппанту, (d) имитацию свойств вдавливания островка и смыкания трещины на основании полученных свойств и характеристик, проектного решения по ВНР, проектного решения по перфорации, проектного решения по импульсам и скорости закачки жидкости гидроразрыва и проектного решения по проппанту; генерирование параметров работ гидроразрыва пласта на основании сымитированных транспортных свойств островка и сымитированных свойств вдавливания островка и смыкания трещины для определения каналов потока и длины разрыва; (f) корректировку проектного решения по ВНР, проектного решения по перфорации и проектного решения по импульсам и скорости закачки жидкости гидроразрыва; (g) повторение этапов (е) - (f) до того, как генерируемые параметры работ гидроразрыва пласта не будут оптимизированы для генерирования оптимизированных параметров работ гидроразрыва, которые спроектированы для обеспечения оптимизированной конфигурации островков проппанта и канала потока.

[0009] Хотя изобретение описывает перебор проектных решений по существенным параметрам многоэтапной операции (то есть проектов обработки пласта) и использования моделирования («имитация») для оптимизации добычи стимулированной скважины, это изобретение не раскрывает, как можно учесть коэффициент уплотнения для проппантной упаковке в условиях реального напряжения на проппированную трещину (хотя рассматривается факт смыкания трещины).

[0010] В изобретении WO 2019112469 ("Method for reservoir stimulation and design based on Lagrangian approach") изложены методы моделирования и планирования операции стимуляции пласта, но без учета реального изменения в проводимости трещины ГРП, которая изменяется со временем.

[0011] Более подробную информацию о технологии HiWAY^® можно найти в следующей публикации: d'Huteau Е et al.: Open-Channel Fracturing-A Fast Track to Production, Oilfield Review Autumn 2011: 23, no. 3, 4-17.

Краткое описание сущности

[0012] В настоящем изобретении предложены способы гидроразрыва пласта и процедуры ввода в эксплуатацию скважины, обеспечивающие максимальный дебит скважины с учетом снижения проводимости трещины в течение периода добычи.

[0013] В одном аспекте варианты осуществления относятся к способам гидроразрыва пласта и вывода скважины на режим. Способы содержат определение свойств пласта, материалов гидроразрыва пласта (материалов ГРП) и ствола скважины для проведения операции по интенсификации притока. Затем выбирают один или более предварительных проектов для проведения стимуляции пласта методом гидроразрыва и начала дебита скважины. Данные, полученные на этих начальных этапах, вводят в одну или более компьютерных моделей, которые позволяют рассчитать продуктивность скважины после проведения стимуляции пласта методом гидроразрыва. Выбирают проекты стимуляции и ввода в эксплуатацию скважины. Выполняют стимуляцию пласта методом гидроразрыва в соответствии с выбранным проектом. После этого осуществляют ввод в эксплуатацию и эксплуатацию скважины в соответствии с выбранным проектом.

Краткое описание графических материалов

[0014] На Фиг. 1 представлена предложенная последовательность операций моделирования по настоящей заявке.

[0015] На Фиг. 2 представлена геометрия трещины, рассматриваемая в моделях гидроразрыва пласта.

[0016] На Фиг. 3 представлены напряжения, которым может подвергаться расклинивающий агент при гидроразрыве.

[0017] На Фиг. 4 представлена проппированная трещина без канала.

[0018] На Фиг. 5 представлена проппированная трещина с каналом.

[0019] На Фиг. 6 представлена геометрия неоднородного барьера из расклинивающего агента при моделировании деформации барьера из расклинивающего агента.

[0020] На Фиг. 7 представлен график, иллюстрирующий ширину трещины при различных сжимающих напряжениях.

[0021] На Фиг. 8 представлен график, иллюстрирующий влияние пластового давления на коэффициент снижения проницаемости для трещины, возникшей в результате уплотнения породы.

[0022] На Фиг. 9 представлен график, демонстрирующий эффективный радиус ствола скважины, когда безразмерная проводимость трещины (CFD) равна 10.

[0023] На Фиг. 10 представлен сравнительный график расчетного и полученного калибровкой модели на основе имеющихся данных снижения проницаемости песчаного барьера с частицами средним диаметром 0,425-0,850 мм (фракция 20/40) в зависимости от давления смыкания.

[0024] На Фиг. 11 представлена диаграмма, на которой показано неравномерное распределение проводимости в трещине гидроразрыва.

[0025] На Фиг. 12 представлена диаграмма, на которой показаны изолинии скорости в трещине гидроразрыва и отмечена область с высоким риском выноса расклинивающего агента.

Подробное описание изобретения

[0026] В описании ниже представлена подробная информация, которая обеспечивает понимание настоящего изобретения. Специалистам в данной области следует понимать, что способы по настоящему изобретению могут быть реализованы на практике без этой подробной информации и что возможны многочисленные вариации или модификации описанных вариантов осуществления.

[0027] Прежде всего, следует отметить, что при разработке любых таких фактических вариантов осуществления необходимо проверять многочисленные конкретные варианты реализации, чтобы достичь конкретных целей разработчика, таких как соответствие накладываемым системным и коммерческим ограничениям, которые будут различаться в разных вариантах реализации. Более того, следует понимать, что несмотря на возможную сложность и продолжительность такой разработки, ее результат станет рутинным процессом для специалистов в данной области, которые могут воспользоваться преимуществами настоящего изобретения. Кроме того, использованная/раскрытая в настоящем документе композиция может также содержать некоторые компоненты, отличные от указанных. В кратком описании изобретения и в настоящем подробном описании каждое числовое значение следует сначала читать в сопряжении с термином «приблизительно» (если в явной форме отсутствует в тексте), а в дальнейшем - без такого термина, если контекстом не определено иное. Термин «приблизительно» следует понимать как любое количество или диапазон в пределах 10% от указанного количества или диапазона (например, диапазон от приблизительно 1 до приблизительно 10 охватывает диапазон от 0,9 до 11). Также следует понимать, что в кратком описании изобретения и в настоящем подробном описании при указании или описании диапазонов полезных, подходящих или т.п. концентраций имеются в виду любые концентрации в пределах этого диапазона, включая конечные точки. Например, «диапазон от 1 до 10» означает указание на все возможные числа в непрерывном множестве от приблизительно 1 до приблизительно 10. Более того, одну или более точек данных в настоящих примерах можно объединить друг с другом или можно объединить с одной из точек данных в описании изобретения для создания диапазона, и, таким образом, они включают в себя все возможные значения или числа, находящиеся в пределах этого диапазона. Таким образом, даже если в пределах этого диапазона в явном виде указаны или подразумеваются конкретные точки данных либо не указаны и не подразумеваются никакие точки данных, следует понимать, что авторы изобретения учитывают и понимают, что любые точки данных в пределах этого диапазона необходимо рассматривать как заданные и что авторы изобретения обладают знаниями обо всем диапазоне и точках, находящихся в пределах этого диапазона.

[0028] Используемый в настоящем документе термин «варианты осуществления» относится к описанным в настоящем документе не имеющим ограничительного характера примерам, включенным или не включенным в формулу изобретения, которые могут быть использованы или представлены отдельно, или в любой комбинации, или в любом сочетании с одним или более другими вариантами осуществления. Каждый описанный в настоящем документе вариант осуществления следует рассматривать как дополнительный признак, который может быть использован с одним или более другими вариантами осуществления, и как альтернативу, которая может быть использована отдельно или вместо одного или более других вариантов осуществления. Следует понимать, что при этом не предполагается каким-либо образом ограничивать объем включенного в формулу заявленного объекта изобретения, каких-либо изменений и дополнительных модификаций в проиллюстрированных вариантах осуществления, а также любых дополнительных применений идей заявки, проиллюстрированных в настоящем документе, с которыми обычно сталкивается специалист в данной области техники, к которой относится изобретение, представленное в настоящем документе.

[0029] Более того, схематические иллюстрации и описания, представленные в настоящем документе, следует рассматривать как примеры, а компоненты и операции можно объединять или разделять, добавлять или удалять, а также полностью или частично изменять их последовательность, если в настоящем документе прямо не указано иное. Некоторые проиллюстрированные операции могут быть реализованы посредством компьютера, исполняющего компьютерный программный продукт на машиночитаемом носителе, где компьютерная программа содержит инструкции, посредством которых компьютер выполняет одну или более операций или выдает команды на другие устройства для исполнения одной или более операций.

[0030] Как описано ранее, проводимость трещины сильно влияет на продуктивность ствола скважины после проведения стимуляции пласта методом гидроразрыва. Ранее не существовало инструментов для проектирования стимуляции пласта методом гидроразрыва и ввода в эксплуатацию ствола скважины, которые могут обеспечить максимальный дебит скважины с учетом снижения проводимости трещины в течение периода добычи. Заявитель предлагает такие инструменты в настоящей заявке.

[0031] Опубликованную информацию об исследованиях и способах, применяемых в отрасли, относящихся к проницаемости барьера из расклинивающего агента, моделированию трещин гидроразрыва и выноса расклинивающего агента, можно найти в следующих источниках.

[0032] Fredd CN et al.: "Experimental Study of Fracture Conductivity for Water-Fracturing and Conventional Fracturing Applications," статья SPE-74138-PA (2001). В этой статье приведены экспериментальные данные по проводимости трещины в отсутствие расклинивающих агентов.

[0033] Darin SR and Huitt JL: "Effect of a Partial Monolayer of Propping Agent on Fracture Flow Capacity," статья SPE-1291-G (1960). В этой статье показано, что модифицированная форма уравнения Козени - Кармана может использоваться для описания потока в частичной однослойной проппированной трещине.

[0034] Airman R et al.: "Understanding the Impact of Channel Fracturing in the Eagle Ford Shale through Reservoir Stimulation," статья SPE-153728-MS (2012). В этой статье предложена целостная методология калибровки модели на основе имеющихся данных. Эта последовательность операций применяется для множества скважин.

[0035] Samuelson М et al.: "Field Development Study: Channel Fracturing Achieves Both Operational and Productivity Goals in the Barnett Shale," статья SPE-155684-MS (2012). В этой статье представлены результаты моделирования более 50 гидроразрывов пласта, указывающие на то, что на изучаемом участке месторождения Barnett Shal методика проведения гидроразрыва с созданием высокопроводящих каналов привела к повышению эксплуатационной эффективности при эквивалентном дебите скважины.

[0036] Gillard М et al.: "A New Approach to Generating Fracture Conductivity," статья SPE-135034-MS (2010). В этой статье описана новая методика проведения гидроразрыва пласта, которая обеспечивает поэтапный подход к увеличению проводимости трещины. Методика основана на создании сети открытых каналов внутри трещины.

[0037] Settgast RR et al.: "Optimized Cluster Design in Hydraulic Fracture Stimulation," статья URTEC-2172691-MS, представленная на SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference, г. Сан-Антонио, штат Техас, США, июль 2015 г. В этой статье представлен способ оценки влияния интервала между кластерами и фрикционных свойств кластеров перфорации на распространение трещин гидроразрыва пласта на стадии операции по интенсификации притока.

[0038] Akuanyionwu О et al.: "Examination of Hydraulic Fracture Production Modeling Techniques," статья SPE-157045-MS (2012). В этой статье рассматриваются различные методики моделирования добычи для различных сценариев проведения гидроразрыва пласта и сравнивается ряд реальных кейсов и практических примеров из области Северного моря.

[0039] Stegent N et al.: "Hydraulic Fracture Stimulation Design Considerations and Production Analysis," статья SPE-139981-MS (2011). В этой статье описан процесс, который должны использовать инженеры при принятии решения о том, какой тип заканчивания следует использовать в операции по интенсификации притока посредством гидроразрыва сланцевого пласта (гидроразрыв с использованием воды, гибридный или традиционный).

[0040] Mirzaei М and Cipolla CL: "A Workflow for Modeling and Simulation of Hydraulic Fractures in Unconventional Gas Reservoirs," статья SPE-153022-MS (2012). В этой статье описана методика моделирования пласта, разработанная для сложных сетей трещин и объединяющая моделирование дискретной сети трещин (DFN) и моделирование неструктурированных трещин (UF) для моделирования работы скважины и совершенствования проекта интенсификации притока. Представлены последовательности операций для моделирования и прогнозирования конечной нефтеотдачи скважины с гидроразрывом в нетрадиционном сланцевом газовом пласте.

[0041] Jochen V et al.: "Production Data Analysis: Unraveling Rock Properties and Completion Parameters," статья SPE-147535-MS (2011). В этой статье описан прогноз добычи для сланцевых газовых пластов и приведены возможности и перспективы более эффективной интерпретации (т.е. модели добычи должны сочетаться с моделями гидроразрыва при определении важнейших параметров, влияющих на добычу; это позволяет обеспечить полную оптимизацию дебита месторождения или скважины). Представлены аналитический, статистический и численный подходы, а также комплексное моделирование ГРП в модели гидроразрыва нетрадиционных пластов (UFM).

[0042] Karantinos Е et al.: "Choke-Management Strategies for Hydraulically Fractured Wells and Frac-Pack Completions in Vertical Wells," статья SPE-173973-PA (2018). В этой статье приведено сравнение стратегий подбора штуцеров для широкого диапазона свойств пластов и трещин, включая свойства жидкости, проницаемость основной породы, проводимость трещины и длину трещины.

[0043] Willberg DM et al.: "Control System and Method of Flowback Operations for Shale Reservoirs," патент WO 2016118802 A1. Настоящее изобретение содержит систему обратного тока, а в способе используется модель обратного тока, которая характеризует свойства жидкости и механические свойства породы пласта во время обратного тока в комплексе с измерением и анализом химического состава и образования твердых частиц в отношении обратного тока.

[0044] Potapenko DI et al.: "Securing Long-Term Well Productivity of Horizontal Wells Through Optimization of Postfracturing Operations," статья SPE-187104-MS (2017). В этой статье предлагается применять область безопасных эксплуатационных режимов, которая обеспечивает набор эксплуатационных параметров, гарантирующих сохранение сообщения между трещинами гидроразрыва и стволом скважины.

[0045] Tompkins D et al.: "Managed Pressure Flowback in Unconventional Reservoirs: A Permian Basin Case Study," статья URTEC-2461207-MS (2016). В этой статье основное внимание уделяется конкретному типу ущерба, который может быть нанесен агрессивными практиками применения обратного тока, и тому, как можно уменьшить этот ущерб путем эффективного мониторинга и контроля дебитов и давлений на начальных этапах.

[0046] Заявитель предлагает способы проектирования стимуляции пласта методом гидроразрыва и ввода в эксплуатацию ствола скважины на основе моделей, имитирующих гидроразрыв пласта, ухудшение проводимости трещины и продуктивность ствола скважины. Как описано выше, ухудшение проводимости может быть вызвано смыканием поверхностей трещин в течение периода добычи в результате понижения давления жидкости, напряжения в породе и выноса расклинивающего агента, обусловленных понижением депрессии между пластом и стволом скважины. Последовательность операций моделирования представлена на Фиг. 1. Свойства пласта и проект работ вводятся в симулятор гидроразрыва пласта, который представляет геометрию трещин гидроразрыва после стимуляции пласта и распределение расклинивающего агента внутри трещины. Моделирование добычи из ствола скважины осуществляется с использованием временных шагов. Проводимость трещины рассчитывается на каждом шаге с учетом ее ухудшения, вызванного депрессией и выносом расклинивающего агента.

[0047] В одном аспекте варианты осуществления относятся к способам гидроразрыва пласта и вывода скважины на режим. Способы содержат определение свойств пласта, материалов гидроразрыва пласта (материалов ГРП) и ствола скважины для проведения операции по интенсификации притока. Затем выбирают один или более предварительных проектов для проведения стимуляции пласта методом гидроразрыва и начала дебита скважины. Данные, полученные на этих начальных этапах, вводят в одну или более компьютерных моделей, которые позволяют рассчитать продуктивность скважины после проведения стимуляции пласта методом гидроразрыва. Выбирают проекты стимуляции пласта и ввода в эксплуатацию скважины. Выполняют стимуляцию пласта методом гидроразрыва в соответствии с выбранным проектом. После этого осуществляют ввод в эксплуатацию и эксплуатацию скважины в соответствии с выбранным проектом.

[0048] Одна или более компьютерных моделей может содержать модели распространения трещины гидроразрыва, модель проводимости трещины, и модель продуктивности скважины. Модель проводимости может учитывать влияние разницы между пластовым давлением и давлением в скважине, приводящим к уменьшению проводимости трещины. Модель проводимости трещины может учитывать вынос расклинивающего агента при эксплуатации скважины. Модель продуктивности скважины может учитывать гетерогенное распределение расклинивающего агента в трещине с изменяющимся по времени распределением проводимости.

[0049] Выбор одного или более предварительных проектов стимуляции пласта может содержать выбор концентраций и объемов материалов гидроразрыва пласта и расхода закачки. Выбор одного или более предварительных проектов стимуляции пласта может включать в себя выбор максимальной разницы давлений между резервуаром и скважиной при выводе скважины на режим и ее эксплуатации. Выбор одного или более предварительных проектов стимуляции пласта может включать в себя пульсирующую закачку материалов гидроразрыва пласта.

[0050] Выбор проекта стимуляции пласта может производиться с целью максимизировать продуктивность скважины.

[0051] Максимальная разница давлений между резервуаром и скважиной может производиться с целью максимизировать продуктивность скважины.

[0052] Материалы гидроразрыва пласта могут содержать в себя жидкости, расклинивающие агенты, добавки. Добавки могут включать в себя волокна, добавки для предотвращения утечек жидкости гидроразрыва в пласт, отклонители потока, брейкеры, ингибиторы коррозии, уменьшители трения, ингибиторы накипи, поверхностно-активные вещества, водорастворимые полимеры, нефтерастворимые полимеры, сшиватели, биоциды, агенты, регулирующие рН или буферы, или их комбинации.

Моделирование гидроразрыва пласта

[0053] Геометрия трещины, представленная на Фиг. 2, может быть смоделирована с использованием любой модели гидроразрыва; например, модели Христиановича - Гиртсма - де Клерка (KGD), модели Перкинса - Керна - Нордгрена (PKN), радиальной модели, псевдо-3D-модели, плоскостной 3D-модели, полной 3D-модели и UFM-модели. Входные и выходные данные моделей показаны ниже. Здесь 201 - ствол скважины, 202 - пластовые слои, 203 - зона притока суспензии и 204 - фронт распространения трещины.

[0054] Входные данные

1. Пласт:

a. Пространственное распределение упругих свойств породы: модуль Юнга Е и коэффициент Пуассона ν.

b. Пространственное распределение минимального главного горизонтального напряжения σ в породе.

2. Обработка:

a. Материалы: жидкости, расклинивающие агенты, волокна, добавки.

b. Расписание закачки: концентрации материала в устье скважины, скорость закачки и объем закачки.

[0055] Выходные данные

1. Распределение толщины трещины w_ƒ (x,y).

2. Распределение расклинивающего агента по ширине w_p (x,у)

3. Объемные доли расклинивающих агентов.

[0056] Расчет проводимости

[0057] Пространственное распределение проводимости трещины гидроразрыва зависит от распределения расклинивающего агента, рассчитанного в симуляторе гидроразрыва пласта, минимального главного напряжения и давления жидкости. Как показано на Фиг. 3, барьер из расклинивающего агента может подвергаться нагрузке 301, а может быть ненагруженным 303. Поверхности трещин могут образовывать открытый канал между столбиками расклинивающего агента 302, а могут касаться друг друга, образуя точки 304 защемления. Эффективная проводимость открытого канала составляет Проводимость закрытого канала можно оценить, используя данные из статьи SPE-74138-РА (см. ссылку выше). Входные данные для модели проводимости содержат входные данные для симулятора гидроразрыва пласта и дополнены следующими данными.

a. Давление жидкости на перфорации (можно взять из симулятора добычи на предыдущем этапе моделирования),

b. экспериментальные данные по проницаемости барьера из расклинивающего агента при различных напряжениях, измеренные в лабораторных экспериментах,

c. данные, характеризующие деформацию барьера из расклинивающего агента под напряжением,

d. данные для поверхностной скорости прорыва ν_bt, измеренные при различных напряжениях в экспериментах с обратным током, схематично показаны на Фиг. 4 и 5, и при этих условиях барьер из расклинивающего агента размывается потоком жидкости. Скорость фильтрации ν_s=Q/A, где Q - объемный расход через поперечное сечение А (например, А - площадь прямоугольника AEHD на Фиг. 4).

На Фиг. 4 показано направление входного потока 401 и выходного потока 402. На Фиг. 5 показано направление входного потока 501, выходного потока 502, размещение расклинивающего агента 503 и непроппированный канал 504.

Модель проводимости рассчитывает деформацию поверхностей трещины и барьера из расклинивающего агента под действием приложенного напряжения смыкания путем решения связанной контактной задачи для деформации породы и расклинивающего агента. Ее можно решить способом разрывных смещений. На напряжение смыкания влияет минимальное главное горизонтальное напряжение и давление жидкости, возникающее в течение периода добычи. Эти расчеты позволяют прогнозировать ухудшение проводимости трещины, вызванное депрессией в течение периода добычи.

Модель проводимости рассчитывает распределения давления жидкости и потоков в трещине для заданной депрессии и оценивает приток из пласта, чтобы определить, превышает ли поверхностная скорость в барьере из расклинивающего агента величину ν_bt. Если превышает, то соответствующие порции расклинивающего агента выносятся из трещины в скважину. Потоки можно рассчитать способом конечных объемов. Эти расчеты отражают влияние выноса расклинивающего агента на проводимость.

Наконец, модель проводимости обеспечивает пространственное распределение проводимости трещины С_ƒ=k_ƒw_ƒ, которое будет использоваться на следующем временном шаге моделирования добычи.

[0058] Моделирование добычи

[0059] Динамика добычи из скважин с гидроразрывом пласта на каждом временном шаге зависит от распределения проводимости трещины в зависимости от давления жидкости и потоков добываемой жидкости. Это связанная задача, которую можно решить с помощью различных вариантов алгоритмов.

[0060] В одном варианте осуществления со «связанной» последовательностью операций расчет проводимости трещины и прогноз добычи на каждом временном шаге выполняется итеративно до тех пор, пока не будет достигнута сходимость, определяемая как получение наилучшей точности моделирования. Однако для этого требуется значительное количество вычислительного времени.

[0061] В другом варианте осуществления с «частично связанной» последовательностью операций расчет проводимости трещины и прогноз добычи выполняются с использованием распределения давления и потоков, полученного в конце предыдущего временного шага. Эта последовательность операций быстрее, чем «связанная» последовательность, но она обладает меньшей стабильностью и точностью.

[0062] В другом варианте осуществления с «несвязанной» последовательностью операций перед моделированием добычи осуществляется расчет таблицы эффективной проницаемости барьера. В этой таблице представлена проницаемость при разных давлениях жидкости. В дальнейшем она используется на каждом временном шаге моделирования добычи для быстрого перерасчета распределения проводимости без использования комплексной модели смыкания трещины. Эта последовательность операций поддерживается существующими коммерческими симуляторами добычи, такими как ECLIPSE и INTERSECT.

[0063] Для повышения точности можно выполнить расчет множества таблиц эффективной проницаемости барьера для локальных участков трещины с разными параметрами неоднородного распределения расклинивающего агента: размерами канала, типом расклинивающего агента и т.д. Например, их можно подготовить для каждой ячейки сетки, покрывающей трещину.

[0064] Для быстрого прогнозирования добычи можно ввести эффективную постоянную проводимость трещины для заданного неоднородного распределения расклинивающего агента. Она выбирается таким образом, чтобы коэффициент продуктивности был таким же, как и при неравномерной проводимости.

Расчет таблиц проницаемости барьера

[0065] Для построения таблицы предлагается следующая последовательность операций:

1. Расположить напряжения смыкания в порядке возрастания σ₁, …, σ_N

2. Для каждого напряжения σ_i рассчитать деформацию поверхности трещины и распределение локальной проницаемости трещины. Смоделировать поток через эту область трещины и рассчитать эффективную постоянную проницаемость, обеспечивающую одинаковый расход при заданном понижении депрессии.

3. Ввести значения эффективной проницаемости в таблицу (табл. 1) и рассчитать коэффициенты проницаемости, обусловленные уплотнением, как отношение проницаемости к эталонному значению.

ПРИМЕРЫ

[0066] В приведенных ниже примерах в качестве расклинивающего агента рассматривался песок Jordan Unimin с частицами среднего диаметра 0,425-0,850 мм (фракция 20/40). Проницаемость барьера из расклинивающего агента и коэффициенты уплотнения приведены в зависимости от напряжения смыкания. Модуль Юнга для барьера из расклинивающего агента Е_р составил 335 МПа, коэффициент Пуассона составил n=0,25. Зависимость проницаемости песчаного барьера от напряжения представлена в табл. 2.

Пример 1 - раскрытие при неоднородном размещении расклинивающего агента

[0067] Рассчитаны коэффициенты уплотнения для проницаемости канала между двумя столбиками расклинивающего агента. Область моделирования представлена на Фиг. 6, где 601 - входной поток, а 603 - выходной поток. Квадратная область размером 2 м × 2 м была заполнена песком Jordan Unimin с частицами среднего диаметра 0,425-0,850 мм (фракция 20/40) на высоту 0,01 м. В центре домена был создан узкий канал 602 шириной 0,7 м путем удаления расклинивающего агента.

[0068] На Фиг. 7 представлены результаты деформации поверхности трещины. Чем больше эффективные напряжения, действующие на породу, тем больше деформация столбика расклинивающего агента и тем уже канал. При эффективных напряжениях более 5000 фунтов/кв. дюйм в центре канала появлялась точка защемления и проницаемость домена становилась равной нулю.

[0069] Коэффициенты уплотнения представлены в табл. 3. Была заметна разница между коэффициентами уплотнения для барьера из расклинивающего агента и для канала. При давлении 5000 фунтов/кв. дюйм канал сомкнулся, а проницаемость упала до нуля. Такое поведение может быть характерно для каналов и для неоднородного размещения расклинивающего агента. Этот эффект следует тщательно учитывать в современных симуляторах добычи и избегать для повышения продуктивности.

[0070] В «традиционных» симуляторах пласта коэффициент уплотнения канала устанавливается равным 0 для любого напряжения > 0. Дополнительную информацию можно найти в следующей публикации. Pettersen ∅: "Compaction, Permeability, and Fluid Flow in Brent-Type Reservoirs Under Depletion and Pressure Blowdown," The Open Petroleum Engineering Journal 3(1) December 2011. Из табл. 3 следует, что канал обеспечивает более высокую проницаемость до давления смыкания 4000 фунтов/кв. дюйм, а затем при более высоких давлениях проницаемость барьера из расклинивающего агента снижается.

Пример 2 - калибровка модели на основе имеющихся данных, полученных на месторождении (анализ добычи)

[0071] Приведенный ниже пример основан на результатах анализа добычи на месторождении Bakken/Three Forks (штат Северная Дакота, США). Была построена комплексная расчетная геолого-математическая модель пласта с целью изучения влияния параметров пласта и гидроразрыва пласта для технологии HiWAY^®. Модель была подогнана на основе имеющихся данных с использованием описанного ниже анализа чувствительности. Одним из параметров калибровки модели на основе имеющихся данных являлась проницаемость трещин с учетом порового давления (таблица уплотнения), которая отражает снижение проницаемости основной породы и трещин в зависимости от времени добычи.

[0072] На Фиг. 8 представлена кривая уплотнения породы, используемая в качестве исходных данных для модели, что позволяет учитывать ухудшение проводимости трещины с течением времени. Использовали приложение ECLIPSE (от The Eclipse Foundation). Из примера видно, что в начале добычи, когда давление внутри трещин было близким к исходному пластовому давлению (≈ 5100 фунтов/кв. дюйм), коэффициент проницаемости Tr составлял 1,0, что свидетельствует об отсутствии ухудшения проводимости трещины. Если уменьшить давление внутри трещины до 15 фунтов/кв. дюйм, Tr составит 0,05. В этом случае проницаемость трещины (k_f) в течение периода добычи уменьшится до 5% от исходного значения.

[0073] К скважине применили последовательность операций по калибровке модели на основе имеющихся данных. Окончательная кривая уплотнения трещины, полученная путем калибровки модели на основе имеющихся данных для технологии HiWAY^®, показала, что до тех пор, пока давление внутри трещины не упало ниже 4000 фунтов/кв. дюйм, проницаемость трещины не снижалась. Ниже этого значения наблюдалось резкое изменение добычи, свидетельствующее о смыкании каналов внутри трещины.

[0074] Данные из табл. 3 были нормализованы по соотношению характеристик продуктивности пласта и трещины, рассчитанного с помощью безразмерной проводимости трещины и эффективного радиуса ствола скважины по Пратсу. Основная идея заключалась в том, чтобы рассчитать значение проницаемости трещины, соответствующее максимальной добыче, используя корреляцию, предложенную Пратсом: Prats М: "Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior-Incompressible Fluid Case," статья SPE 1575-G (1961). Это достигается при C_ƒD=10, где

где полудлина трещины x_ƒ=30,5 м, проницаемость пласта k=0,16 мД и средняя ширина трещины w_ƒ=0,01 м (Фиг. 9).

[0075] На основании этих данных и приведенного выше уравнения C_ƒD было получено пороговое значение проницаемости трещины, равное 48 Д. Таким образом, значения уплотнения из табл. 3 можно пересчитать, исходя из того, что при проницаемости выше 48 Д уплотнение отсутствует. Это имеет смысл, так как при более высоких значениях проницаемости влияния на добычу не оказывается. Результирующая кривая уплотнения трещины, полученная путем калибровки модели на основе имеющихся данных, и последовательность операций, описанная в настоящей заявке, представлены на Фиг. 10 для песка Jordan Unimin с частицами среднего диаметра 0,425-0,850 мм (фракция 20/40), где кривая уплотнения, полученная путем калибровки модели на основе имеющихся данных, обозначена как 1001, а расчетная кривая - как 1002. Можно видеть, что понижение проницаемости совпадает в диапазоне между 4000 и 3000 фунтов/кв. дюйм. Последнее несоответствие можно объяснить тем, что пластовое давление не опускалось ниже 3000 фунтов/кв. дюйм и, следовательно, кривую уплотнения не калибровали на основе имеющихся данных при более низких давлениях.

Пример 3 - эффективная постоянная проводимость для неравномерного распределения проводимости, зона выноса расклинивающего агента

[0076] Рассмотрим трещину гидроразрыва толщиной w_ƒ=3 мм с неравномерным распределением проводимости, как показано на Фиг. 11. Проводимость трещины составляет С_ƒ2=3e^-12 m³ в горизонтальном слое 20 м < у < 80 м и С_ƒх=3е^-13 m³ в иных случаях. Для режима добычи с линейным потоком в пласте (SPE-7490-PA) поток в трещине описывается следующим уравнением:

где k=1е^-13 м² и φ=0,2 - проницаемость и пористость пласта, соответственно, μ=1е^-3 Па*с - вязкость пластовой жидкости, c_t=1е^-8 1/Па - общая сжимаемость, t=2,6е⁺⁶ с (30 суток) - продолжительность добычи. Давление на перфорации устанавливается постоянным p_w. Приток в ствол скважины Q (скорость дебита) представляет собой интеграл нормальных компонентов потоков.

по границе ячеек с перфорациями. Перфорация в данном случае располагалась в точке с координатами х=0 м, у=61 м. На Фиг. 11 показаны направления течения и изобары, рассчитанные способом конечных объемов на сетке с 257 и 129 ячейками по осям х и у соответственно.

[0077] Коэффициент продуктивности определяется следующим образом:

При заданном распределении проводимости трещины PI не зависит от депрессии p_r - p_w. Эффективную постоянную проводимость трещины С_{ƒ eƒƒ} выбирают таким образом, чтобы коэффициент продуктивности был таким же, как и при неравномерной проводимости. Для случая, рассмотренного в данном примере, C_{ƒ eƒƒ} ≈ 0.93 С_ƒ2.

[0078] Кроме того, рассчитывали поверхностную скорость и сравнивали ее с ν_bt. В этом примере ν_bt=0,2 м/с. На Фиг. 12 показаны изолинии скорости и область повышенного риска выноса расклинивающего агента.

[0079] Предшествующее описание было представлено со ссылкой на настоящие варианты осуществления. Специалисты в области техники, к которой относится настоящее изобретение, поймут, что модификации и изменения в описанных структурах и способах эксплуатации могут быть реализованы на практике без существенного отклонения от принципа и объема настоящего изобретения. Соответственно, приведенное выше описание не следует рассматривать как относящееся только к конкретным структурам, описанным и показанным на прилагаемых чертежах, а следует рассматривать в соответствии с приведенными ниже пунктами формулы изобретения и в качестве подтверждения таких пунктов формулы изобретения, которые должны быть представлены в наиболее полном и справедливом объеме.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к операциям гидроразрыва пласта. Для осуществления способа гидроразрыва пласта и вывода скважины на режим определяют свойства пласта, материалов гидроразрыва пласта и ствола скважины для проведения операции по интенсификации притока. Выбирают один или более предварительных проектов обработки пласта методом гидроразрыва и дебита скважины. Вводят данные, полученные на предыдущих этапах, в одну или более компьютерных моделей для расчета продуктивности скважины после проведения обработки пласта методом гидроразрыва. Выбирают проект обработки и проект ввода скважины в эксплуатацию. Выполняют обработку пласта методом гидроразрыва в соответствии с выбранным проектом. Инициируют ввод в эксплуатацию и осуществляют добычу в скважине. Компьютерные модели содержат модели гидроразрыва пласта, проводимости трещины и дебита скважины. Модель проводимости трещины вычисляется с учетом коэффициента уплотнения. Достигается технический результат – повышение дебита скважины с учетом снижения проводимости трещины в течение периода добычи. 1 н. и 10 з.п. ф-лы, 12 ил., 3 табл.

1. Способ гидроразрыва пласта и вывода скважины на режим, содержащий:

a. определение свойств пласта, материалов гидроразрыва пласта (материалов ГРП) и ствола скважины для проведения операции по интенсификации притока;

b. выбор одного или более предварительных проектов обработки пласта методом гидроразрыва и дебита скважины;

c. ввод данных, полученных на этапах (а) и (b), в одну или более компьютерных моделей для расчета продуктивности скважины после проведения обработки пласта методом гидроразрыва;

d. выбор проекта обработки и проекта ввода скважины в эксплуатацию;

e. выполнение обработки пласта методом гидроразрыва в соответствии с проектом по этапу (d); и

f. инициирование ввода в эксплуатацию и осуществления добычи в скважине, при этом компьютерные модели содержат модели гидроразрыва пласта, проводимости трещины и дебита скважины, причем модель проводимости трещины вычисляется с учетом коэффициента уплотнения.

2. Способ по п. 1, в котором модель гидроразрыва пласта содержит модель Перкинса - Керна - Нордгрена (PKN), модель Христиановича - Гиртсма - де Клерка (KGD), радиальную модель, псевдо-3D-модель, плоскостную 3D-модель, полную 3D-модель или модель гидроразрыва нетрадиционных пластов (UFM) или их комбинации.

3. Способ по п. 1, в котором модель проводимости трещины учитывает эффект понижения депрессии между пластом и стволом скважины по мере уменьшения проводимости трещины.

4. Способ по п. 1, в котором модель проводимости трещины учитывает вынос расклинивающего агента во время дебита скважины.

5. Способ по п. 1, в котором модель добычи скважины учитывает неоднородное распределение проводимости трещины, изменяющееся с течением времени.

6. Способ по п. 1, в котором модель добычи скважины рассчитывает коэффициент продуктивности ствола скважины.

7. Способ по п. 1, в котором модель добычи скважины рассчитывает константу эквивалентной проводимости трещины, при которой добыча скважины является такой же, как и при неоднородном распределении проводимости.

8. Способ по п. 1, в котором выбор одного или более предварительных проектов содержит выбор концентраций и объемов материалов ГРП и скорости закачки.

9. Способ по п. 1, в котором выбор одного или более предварительных проектов содержит импульсную закачку материалов ГРП.

10. Способ по п. 1, в котором материалы ГРП содержат жидкости, расклинивающие агенты и добавки.

11. Способ по п. 10, в котором добавки содержат волокна, добавки для снижения водоотдачи, отклоняющие материалы, брейкеры, ингибиторы коррозии, агенты для снижения трения, ингибиторы образования накипи, поверхностно-активные вещества, водорастворимые полимеры, сшиватели, биоциды, агенты для регуляции рН или буферы, регуляторы кислотности или их комбинации.