WO2018147756A1 - Способ повторного гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине - Google Patents

Способ повторного гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине Download PDF

Info

Publication number
WO2018147756A1
WO2018147756A1 PCT/RU2017/000060 RU2017000060W WO2018147756A1 WO 2018147756 A1 WO2018147756 A1 WO 2018147756A1 RU 2017000060 W RU2017000060 W RU 2017000060W WO 2018147756 A1 WO2018147756 A1 WO 2018147756A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
stress
well
hydraulic fracturing
hydraulic
fracture
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000060
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Сергей Дмитриевич ПАРХОНЮК
Евгений Павлович КОРЕЛЬСКИЙ
Крешо Курт БУТУЛА
Андрей Сергеевич КОНЧЕНКО
Валерий Анатольевич ПАВЛОВ
Original Assignee
Шлюмберже Канада Лимитед
Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Сервисес Петролиерс Шлюмберже
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Канада Лимитед, Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн, Шлюмберже Текнолоджи Б.В., Сервисес Петролиерс Шлюмберже filed Critical Шлюмберже Канада Лимитед
Priority to US16/483,566 priority Critical patent/US11091994B2/en
Priority to CA3052941A priority patent/CA3052941C/en
Priority to PCT/RU2017/000060 priority patent/WO2018147756A1/ru
Publication of WO2018147756A1 publication Critical patent/WO2018147756A1/ru
Priority to SA519402412A priority patent/SA519402412B1/ar

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/134—Bridging plugs
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/006—Measuring wall stresses in the borehole
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure

Definitions

  • the invention relates to the oil and gas industry and may find application in stimulating an underground formation using a hydraulic fracturing operation (hydraulic fracturing) of a formation, in particular during repeated hydraulic fracturing of a formation.
  • Hydraulic fracturing also called hydraulic fracturing
  • Hydraulic fracturing is the main tool for increasing the productivity of wells by creating or expanding fractures or channels leading from the wellbore to the reservoir.
  • Pumping proppant granules (proppant) during hydraulic fracturing of oil and gas containing geological formations can increase hydrocarbon production from the geological formation.
  • a horizontal borehole refers to a section of a drilled well with a horizontal or slightly inclined path. Note that this task of conducting repeated hydraulic fracturing in the horizontal section of the borehole differs from the task of repeated hydraulic fracturing in a vertical well. In the case of a vertical well, the hydrostatic pressure will be higher for deeper intervals, and it is possible to conduct interval hydraulic fracturing with sequential isolation of the underlying intervals of the well. In the case of a horizontal well, the hydrostatic pressure for the sections of the well will be the same, and repeated hydraulic fracturing will occur in place with a minimum level of stress.
  • a portion of the deflecting material (suspension of particles, which forms an insulating plug upon delivery to the right place) is delivered through a flexible tube (coil tubing) for hydraulic isolation of the cluster of existing ("old") hydraulic fractures.
  • a flexible tube coil tubing
  • the plug is removed from the deflecting material.
  • the use of a packer for reliable isolation parts of the wellbore are possible, as a rule, for cased horizontal wells.
  • US Pat. No. 8,210,257 (Halliburton Energy Services Inc, 2012) describes a method for re-fracturing by placing controlled injection blocks in a horizontal crack (e.g., controlled fracturing couplings located on a liner). By creating new hydraulic fractures, the level of mechanical stress in the formation is changed. Using control signals from the surface, it is possible to change the state of injection blocks (change the state of “open-closed”). After changing the pattern of stress in the rock around the wellbore, hydraulic fracturing fluid is injected into one isolated interval, which initiates the creation of a network of fractures. Creating a network of fractures in most of the horizontal well instead of a conventional (unbranched) hydraulic fracture creates an additional volume of stimulated reservoir. However, the method requires a special subsystem to control the injectors, which complicates the layout for multi-zone injection of a horizontal well.
  • a method for re-fracturing in a horizontal open-hole multizone well in which there are productive hydraulic fractures begins with the construction of a geomechanical model to assess the level of stress in the reservoir. Based on the constructed geomechanical model of the formation, zones with a high, medium and low level of stress in the rock around the well are determined. Existing ("old") hydraulic fractures are then isolated in a horizontal well by pumping portions of an insulating agent.
  • Isolation using an insulating agent of at least one propped fracturing fracture in the area with an initially low level of stress in the reservoir.
  • An insulating agent or insulating pack is a portion of a suspension of plugging particles and fibers that, when pumped into an open crack, accumulate in the crack and reduce fluid flow.
  • repeated hydraulic fracturing is initiated in the zone with an initially high or medium voltage level (which were previously determined from the geomechanical model). While the re-fracturing fracture is in the open state, the position of the re-fracturing fracture is identified relative to areas with high medium and low stress in the formation around the well. If, according to the results of identification of an open fracture, it is located in areas with an initially high or medium level of stress, then hydraulic fracturing fluid is continued to be injected to develop and fill the fracture with a proppant again. If necessary, create several fractures of repeated hydraulic fracturing.
  • a method for reactivating an injection horizontal multizone well in which new repeated hydraulic fractures created in areas with initially high or medium stress levels are used to inject the treatment aqueous or polymer polymer fluid into the formation.
  • Figure 1 shows a diagram of a horizontal well with a layout for multi-interval processing and with uninsulated existing (“old”) hydraulic fractures (initial configuration for repeated hydraulic fracturing).
  • Figure 2 shows a diagram of a horizontal well with the layout for multi-interval processing with isolated existing ("old”) fractures and one small auxiliary fracture.
  • Fig. 3 shows a horizontal well layout with multi-interval treatment with isolated existing ("old”) hydraulic fractures and one repeated (new) hydraulic fracture.
  • Figure 4 shows a vertical section through a drilled well in a reservoir: the results of geomechanical modeling with zones of different stress levels and fractures of repeated hydraulic fracturing are shown.
  • the basis of this solution is the task of creating a method of re-fracturing for a well with a horizontal layout.
  • reservoir modeling is carried out to determine the intervals of a horizontal well with different stress levels.
  • simplified (two-dimensional and one-dimensional) hydraulic fracturing simulators are used, where, in addition to standard rock input data (mechanical strength, porosity, permeability, hydraulic fracturing pressure), semi-empirical data on the distribution of mechanical stress around the wellbore are additionally introduced.
  • geomechanical model means the results of numerical modeling of a reservoir of any complexity level, which allow reliably identifying zones (intervals) with different stress levels near a horizontal well.
  • the horizontal section of the well is classified into zones with a high, medium and low level of stress in the rock relative to the conditionally “average” level of stress around a horizontal well.
  • Either the stress modulus (when modeling isotropic stress) or the components of the stress tensor (in the case of stress anisotropy) should be considered as the main parameter for considering the stress state of the rock.
  • the geomechanical model gives the main horizontal stress, which is the main parameter for predicting hydraulic fracturing in the horizontal section of the well.
  • the difference in the voltage level between the various intervals (zones) identified from the geomechanical model is greater than 1 bar. In this case, crack formation in the rock will depend on the classification of the intervals. The smaller voltage difference between the intervals is not able to change the prediction of the location of the repeated hydraulic fracturing.
  • Figure 1 shows a diagram of a horizontal well with a layout for multi-interval processing and with productive hydraulic fractures (conventional hydraulic fractures). Hydraulic fractures occur at intervals with different mechanical properties (stress level) and various levels of rock drainage (depleted and saturated). The method of repeated hydraulic fracturing in a horizontal well 1 is carried out using a standard arrangement 2 for multi-zone processing of a horizontal well (hydraulic fracturing).
  • the multi-zone arrangement 2 for the horizontal section of the well includes a liner, on which are located (intervally) packers, hydraulic fracturing couplings (also called hydraulic fracturing ports), through which hydraulic fracturing fluid (suspension with proppant or “pure fluid” without proppant is pumped into the desired zone of the well) )
  • a multi-zone arrangement such as FALCON or StageFRAC (Schlumberger's product) can also be used.
  • the operation of pumping hydraulic fracturing fluid and pumping an insulating agent is performed for an uncased section of a horizontal well.
  • this section There are other possible layout options for this section, understandable to a person skilled in this technical field.
  • a hydraulic fracture 4 in a zone with a low voltage level 3, there is a hydraulic fracture 4, in a zone with an average voltage level 5 there is a hydraulic fracture 6, and in a zone with a high level of stress 7 there are several hydraulic fractures 8.
  • These zones differ not only in the level of stress, but also in the degree of depletion and other characteristics.
  • Such zoning (zones 3-5-7) of a horizontal well section in the late stages of production is usually associated with the history of reservoir fluid production from the reservoir, i.e. the presence of drained (depleted) zones of the formation, which manifests itself in the form of a reduced pore pressure (for the case of a linear-elastic geomechanical model, the pore pressure in the rock is directly related to stress).
  • the depletion interval 3 usually has the lowest voltage level.
  • the non-depleted (with high pore pressure) zones (5 and 7 in FIG. 1) retain an initially high voltage level.
  • Fig. 1 shows three intervals (3, 5, 7), for which a diagram for the average (over the zone) stress in the formation is displayed in the upper part of the drawing.
  • zone 3 has a voltage level of about 320 bar versus 355-365 bar for zones with weak drainage (zone 7).
  • the stress level in the selected zones was found using the PETREL ® geomechanical model and corresponds to areas with high, medium (moderate) and low reservoir drainage.
  • FIG. 2 shows a horizontal well layout with multi-interval treatment with isolated hydraulic fractures 4, 6, 8.
  • insulating packs 9 portion of the insulating agent
  • the insulating packs 9 can be prepared from non-degradable or material degraded in the borehole conditions (in the latter embodiment, temporary fracture insulation is carried out for the duration of the operation).
  • the technique for delivering and placing insulating material (a portion in the form of a suspension of particles and fibers) into open fractures is described in US Pat. No. 7,565,929 (Schlumberger Technology Company).
  • auxiliary hydraulic fracturing 10 or several auxiliary hydraulic fracturing in the horizontal well section (for local increase in voltage level in this zone 3). Since, according to the laws of mechanics, a hydraulic fracture occurs and develops in areas with a low level of main stress, an auxiliary hydraulic fracture 10 occurs precisely in zone 3 with a low stress level.
  • the development of an auxiliary hydraulic fracture 10 (or several auxiliary hydraulic fractures) in a zone with a low level of stress in the formation locally increases the level of stress (to the level of 370 bar in FIG. 2). The voltage level increases steadily if the auxiliary fracture 10 is filled with a solid proppant.
  • the proppant (proppant) wedges the walls of the crack, thereby preserving increased stress) in zone 3 (increasing the voltage to a level of 370 bar in FIG. 2), which is noticeably higher than for the initial situation.
  • Durable quartz sands or artificial ceramic proppant, or mixtures thereof, are used as proppant for the auxiliary fracture of hydraulic fracturing 10.
  • the operation to create an auxiliary hydraulic fracture 10 in an area with an initially low voltage level increases the voltage level by at least 5 bar. This increase in stress exceeds the difference in stresses found for zones (3, 5, 7) according to the geomechanical model.
  • direct measurement of the stress in the rock around the well is difficult, therefore, data from a numerical model are used.
  • zone 3 There are two sources of stress increase in zone 3: a propped up small-sized auxiliary hydraulic fracture 10 (a purely mechanical load propagates through the rock around the fracture), and also infiltration of the hydraulic fracturing fluid itself into the rock (local injection of pore fluid).
  • Modeling the process of creating a flat fracture shows that the increase in stress and pore pressure with time become noticeable at distances of the order of the length of the hydraulic fracture.
  • a kind of “diffusion” of stress across the rock occurs, that is, the necessary increase in stress occurs on the scale of the entire zone where a cracked hydraulic fracture 10 (“stress-hydraulic fracturing”) appeared.
  • the volume of hydraulic fracturing fluid (with proppant) for creating a hydraulic fracture 10 is in the range from 5% to 50% of the volume of hydraulic fracturing fluid for repeated hydraulic fracturing (see subsequent steps).
  • the fracture 10 is auxiliary and small, since such a fracture 10 initially created not for producing reservoir fluid (hydraulic fracture is less than the “normal” hydraulic fracturing volume), but for changing the level of stress in the formation in the treatment zone.
  • the cracked hydraulic fracture 10 is insulated with a portion of the insulating agent 9.
  • all productive hydraulic fracturing fractures (4.6, 8) and (new) auxiliary fracture are isolated Hydraulic fracturing 10, therefore, hydraulic fracturing fluid at a pressure above the hydraulic fracturing pressure will be pumped into the initiated hydraulic fracture.
  • repeated hydraulic fracturing is carried out in areas with initially medium and high stress levels (such zones 5 and 7 were previously determined from the geomechanical model). Repeated hydraulic fracturing is carried out in zones 5 and 7 with a low level of drainage (undepleted zones of the reservoir).
  • initiation of the fracture of the repeated hydraulic fracturing 12 is carried out by increasing the fluid pressure in the horizontal well 1 above the hydraulic fracture pressure level (FIG. 3).
  • a clean hydraulic fluid is injected under high pressure (without proppant).
  • the operator needs to know that the fracture 12 was opened in the desired zone (zone 5 or 7, and not in zone 3). To do this, they continue to pump liquid at a pressure above the hydraulic fracturing pressure and identify the position of the fracture of the repeated hydraulic fracturing.
  • the methods for identifying an open hydraulic fracture are based on the fact that an open hydraulic fracture is a hydrodynamic feature in a fluid-filled well, in contrast to closed hydraulic fractures 4, 6, 8, 10 ( Figure 2).
  • the identification of the position of the fracture of a repeated hydraulic fracturing is carried out by pumping a “marker” fluid pulse into the wellbore and then recording the pressure response in the fluid filling the wellbore.
  • a method for determining the actual position of an open fracture using a marker pulse is described in PCT / RU2016 / 000408 and is incorporated herein by reference in its entirety.
  • the identification of the position of the fracture of repeated hydraulic fracturing is carried out by recording pipe waves in the well. This method of identifying the position of well objects (such as an open hydraulic fracture) uses a special technique for processing signals with a high noise level in the well. The method is described in patent application PCT7RU2016 / 000407 and is incorporated herein by reference in its entirety.
  • the proppant suspension is continued to be pumped to wedge the secondary hydraulic fracturing 12.
  • Fig. 3 shows a diagram of a section of a horizontal well with a layout for multi-zone treatment after isolation (clogging) of hydraulic fractures 4, 6, 8, and insulation of an auxiliary hydraulic fracture 10.
  • zone 5 a repeated crack is created and wedged Hydraulic fracturing 12 (re-frac).
  • re-frac Hydraulic fracturing 12
  • the volume of injected hydraulic fracturing fluid for the development and wedging of the fracturing fracture 12 is determined on the basis of a previously compiled hydraulic fracturing schedule using commercially available fracturing simulators. It is also possible to temporarily plug the fracture of the repeated hydraulic fracturing 12 with a self-destructing plugging agent to continue stimulating other zones of the formation, as described above.
  • auxiliary hydraulic fracturing for local changes in the stress level were performed using the VISAGE ® program (Schlumberger Technology Company, geomechanical simulator) and the ECLIPSE ® program (Schlumberger Technology Company, hydrodynamic simulator) with the preparation of a simulation scenario in PETREL ® .
  • VISAGE ® program Schomberger Technology Company, geomechanical simulator
  • ECLIPSE ® program Schomberger Technology Company, hydrodynamic simulator
  • the ECLIPSE ® program takes into account the geometry of the auxiliary hydraulic fracture 10 (height, length), which are found using hydraulic fracturing simulators (FracCADE or RU-FRAC).
  • the effect of the creation and wedging of hydraulic fractures on the distribution of stress over zones is evaluated using the VISAGE program. For achievement the desired effect requires that the minimum horizontal stresses in the stimulation zone exceed the fracture stress for the next zone where stimulation is planned.
  • Well and formation Well 1 was examined with a horizontal bore length of about 800 m.
  • the absolute depth of the formation is within 2730-2800 m.
  • Spherical assembly 2 for six-stage hydraulic fracturing with a distance between hydraulic fracturing ports of 100-120 m was lowered into the well.
  • the balls and landing seats of the hydraulic fracturing assembly were drilled, i.e. there are no barriers to the passage of hydraulic fracturing fluid.
  • Geostatistical methods were used to model the mechanical properties of the surrounding rock, and VISAGE ® software, built on the finite element method, was used to model the stress-strain state.
  • the geomechanical model was verified using mini-hydraulic fracturing (Mini-hydraulic fracturing is a diagnostic technique for conducting small hydraulic fracturing in order to check the real hydraulic fracture pressure and to evaluate formation injectivity).
  • the Young's modulus for sandstones was 14-27 GPa, for clays - 8-12 GPa, the Poisson's ratio for sandstones and clays was 0.21-0.25 and 0.28-0.31, respectively.
  • the reservoir pressure was 160-190 bar, or 0.6-0.7 from the initial reservoir pressure in the reservoir.
  • the minimum horizontal stress according to the simulation results was 350-370 bar.
  • this zone is the goal for creating and wedging an auxiliary hydraulic fracture 10.
  • Modeling of the stress level in the formation showed that the creation of a small auxiliary fracturing fracture 10 in the interval with a low stress level of 3 locally increases the stress for up to 48 hours, during which repeated fracturing was carried out in other target zones.
  • 50 tons of proppant and 160-200 m 3 of liquid were pumped for each stage.
  • the half-length of the auxiliary hydraulic fracturing 10 (according to the results of modeling in the hydraulic fracturing simulator) was 15-20 m, while the simulated half-length of the secondary hydraulic fracturing is close to 120 m.
  • the size and volume of the secondary hydraulic fracturing 10 is much lower than for the second (main ) Hydraulic fracturing.
  • Hydraulic fracturing and auxiliary hydraulic fracturing 10 with the help of technologies for isolating fractures and deflecting the working fluid to other zones for multi-zone hydraulic fracturing.
  • a mixture of plugging particles with a multimodal size distribution and degraded fibers was pumped into the crack to isolate (clog) the cracks.
  • This mixture was delivered as a portion of a suspension in an aqueous polymer liquid.
  • a low-permeable insulating plug was formed, while the material consumption for the formation of an insulating plug is low.
  • self-degrading materials for insulation such as, for example, particles or fibers of polylactic acid or polyglycolic acid
  • a non-degradable plugging agent such as, for example, calcium carbonate particles and polymer fibers
  • Figure 4 shows the conduct of two repeated hydraulic fracturing 12 in areas where productive hydraulic fracturing fractures were previously isolated 8.
  • the increase in the stress level in zone 3 after the creation of an auxiliary hydraulic fracturing 10 is reflected as a darkening of the tone in the two-dimensional pattern of the stress distribution (see the corresponding legend in left side of the picture).
  • Modeling the inflow of formation fluid (oil) into a horizontal well through fractures of repeated hydraulic fracturing 12 shows a gain in oil production.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)

Abstract

Способ повторного ГРП в горизонтальной скважине может содержать: создание геомеханической модели для оценки уровня напряжения в пласте; определение на основе геомеханической модели пласта зон с высоким, средним и низким уровнем напряжения в пласте вокруг скважины; изоляцию существующих трещин ГРП в горизонтальной скважине; закачивание в скважину жидкости гидроразрыва для создания, по меньшей мере, одной трещины ГРП в зоне с низким уровнем напряжения и заполнение полученной трещины ГРП проппантом для повышения уровня напряжения в этой зоне; изоляцию, по меньшей мере, одной трещины ГРП, созданной на этапе (d); инициацию повторного ГРП в зоне с высоким и/или средним уровнем напряжения, определенных на этапе (b); идентификацию положения трещины повторного ГРП относительно зон с высоким, средним и низким уровнем напряжения в пласте вокруг скважины; развитие и заполнение проппантом трещины повторного ГРП. Также предложен способ реактивации нагнетательной горизонтальной скважины.

Description

СПОСОБ ПОВТОРНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при стимулировании подземного пласта с помощью операции гидравлического разрыва (ГРП) пласта, в частности, при повторном гидравлическом разрьюе пласта. ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Гидравлический разрыв пласта (ГРП), также называемый гидроразрывом, является основным инструментом повьппения производительности скважин за счет создания или расширения трещин или каналов, ведущих из ствола скважины в продуктивный пласт. Закачивание гранул расклинивающего агента (проппанта) во время гидроразрыва нефтегазосодержащих геологических пластов может повысить уровни добычи углеводородов из геологического пласта.
Из практики нефтедобывающей промышленности известно, что длительный процесс добычи пластовой жидкости (нефти и воды), а также закачки жидкости в пласт может изменить существенно картину напряжений в пласте. Стандартные геомеханические и гидродинамические модели для пласта позволяют рассчитать картину распределения порового давления и распределения тензора напряжения в пласте. На практике такие вычисления выполняют на различных этапах жизни пласта - в начале добычи нефти, после скважинных обработок, и на поздних этапах добычи из пласта. Для поздних этапов разработки пласта, для которых ранее бьша проведена стимуляция пласта посредством гидроразрыва (-ов) пласта (многозональный ГРП) в необсаженной горизонтальной скважине, геомеханические модели позволяют найти обедненные и слабо-обеденные зоны вокруг скважины. Зоны, из которых отток пластовой жидкости через производительные трещины ГРП был более интенсивным, становятся обедненными зонами, и для них модели показывают понижение уровня минимального главного напряжения (компоненты тензора напряжения), а необедненные зоны имеют прежний высокий уровень напряжения в продуктивном пласте.
Для пласта с горизонтальной (необсаженной) скважиной возникает ситуация, когда повторное ГРП будет осуществляться в зоне с низким напряжением (in-situ stress) в породе вокруг скважины. А участки с высоким уровнем напряжения, согласно теории гидроразрыва, будут выполнять роль механического барьера, куда трещина не распространяется. То есть дренированные (обедненные) участки пласта становятся механически «предпочтительным» местом для следующего ГРП, но обедненные зоны являются «непредпочтительным» местом для целей дополнительного стимулирования пласта и увеличения притока флюид(-ов). Таким образом, задача проведения повторного ГРП в необеденной зоне, где есть потенциал получения дополнительного дебита нефти, требует «исправления» поля напряжения вокруг горизонтального ствола скважины.
Далее под горизонтальной скважинной понимется участок пробуренной скважины с горизонтальной или слабонаклонной траекторией. Отметим, что такая задача проведения повторного ГРП на горизонтальном участке чскважины отличается от задачи проведения повторного ГРП в вертикальной скважине. В случае вертикальной скважины гидростатическое давление будет выше для более глубоких интервалов, и возможно проведение поинтервального повторного ГРП с последовательной изоляцией нижележащих интервалов скважины. В случае горизонтальной скважины гидростатическое давление для участков скважины будет одинаковым, и повторный ГРП произойдет в месте с минимальным уровнем напряжения.
В литературе известны технологии влияния на картину механического напряжения в подземном пласте. В публикации SPE-78220-MS (Jergensen, О. (2002, January 1). "Using Flow Induced Stresses for Steering of Injection Fractures". Society of Petroleum Engineers.doi:10.2118/78220-MS) показано, что закачивание водной жидкости в пласт через нагнетательную скважину влияет на распределение напряжения в породе и, тем самым, можно управлять направлением плоскости трещины ГРП. Расчеты показали, что через три месяца добычи/закачки направление эффективного горизонтального напряжения в породе меняется, а величины напряжения в породе вблизи добывающей скважины и вблизи нагнетательной скважины различаются почти на 10 МПа.
В публикации SPE-176720-RU (Butula, К. К., Yudin, А., & Klyubin, А. (2015, October 26). "Re-fracturing Considerations of Horizontal Well Multi Stage Fractured Completions in Mid Permeability Formations" (Russian). Society of Petroleum Engineers.doi: 10.2118/176720-RU) рассматривается продуктивность горизонтальных скважин, законченных компоновками для многозонных ГРП (МГРП), пробуренных в низко- и среднепроницаемьгх пластах. Моделирование повторного ГРП с помощью геомеханической модели (например, программный продукт FRACCADE®) показало, что такая операция увеличивает площадь контакта трещин с пластом. Кроме того, показано, что азимут повторной трещины ГРП меняется относительно существующих («старых») трещин ГРП. Это вызвано изменением естественного поля напряжений под действием комбинированного изменения пластового давления вокруг добывающих и нагнетательных скважин. Предполагается, что трещины повторного ГРП перпендикулярны существующим трещинам ГРП. Это обеспечивает увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН).
Способы повторного ГРП (re-fracturing) для горизонтальной скважины известны из практики нефтедобывающей промышленности. В патенте US 9,366,124 (BAKER HUGHES INCORPORATED, 2016) описан способ повторного ГРП с использованием пакеров и гибкой трубы, спускаемой в горизонтальный участок скважины. В горизонтальной (обсаженной) скважине имеется несколько кластеров трещин ГРП, которые нуждаются в реактивации. С помощью пакера и порции отклоняющего материала гидравлически изолируют самый дальний кластер трещин ГРП. Далее для изолированного кластера проводят повторный ГРП по существующей («старой») трещине, что повышает дебит углеводородной жидкости из пласта. При этом порцию отклоняющего материала (суспензия частиц, которая образует изолирующую пробку при доставке в нужное место) доставляют по гибкой трубе (coil tubing) для гидравлической изоляции кластера существующих («старых») трещин ГРП. По окончании повторного ГРП удаляют пробку из отклоняющего материала. При этом использование пакера для надежной изоляции части ствола скважины возможно, как правило, для обсаженных горизонтальных скважин.
В патенте US 8,210,257 (Halliburton Energy Services Inc, 2012) описан способ повторного ГРП с помощью размещения в горизонтальной трещине управляемых инжекционных блоков (например, управляемые ГРП-муфты, размещенные на хвостовике). Путем создания новых трещин ГРП изменяют уровень механического напряжения в пласте. С помощью управляющих сигналов с поверхности возможно менять состояние инжекционных блоков (изменять состояние «открыто-закрыто»). Уже после изменения картины напряжения в породе вокруг ствола скважины, в один изолированный интервал закачивают жидкость ГРП, которая инициирует создание сети трещин. Создание сети трещин на большей части горизонтальной скважины вместо обычной (неразветвленной) трещины ГРП создает дополнительный объем стимулированного пласта. Вместе с тем, способ требует наличия специальной подсистемы для управления инжекторами, что усложняет компоновку для многозонального закачивания горизонтальной скважины.
Таким образом, существует потребность в проведении операций повторного ГРП для горизонтальных скважин, в котором с помощью вспомогательных трещин ГРП изменяют уровень напряжения на различных зонах (интервалах) пласта, с последующим проведением повторного ГРП в менее обедненных зонах. При этом операции по повторному ГРП сопровождаются операциями по изоляции существующих («старых») трещин ГРП, чтобы повторное ГРП проводилось в новых (необедненных) участках скважины. Предлагаемый способ позволяет проводить ГРП без дополнительного скважинного оборудования.
Также в практике эксплуатации нагнетательных горизонтальных скважин возникает ситуация, когда приемистость окружающей породы со временем снижается. Это может быть вызвано изменением напряжения на разных участках пласта, процессами осаждения минеральных отложений (солей) из закачиваемой водной или водно-полимерной жидкости в породе, что в целом снижает эффективность заводнения пласта. Существует потребность в способах для реактивации нагнетательной скважины путем создания новых трещин ГРП, чтобы стимулировать закачку жидкости в пласт на большие расстояния и в больших объемах. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ
Настоящее решение в своих аспектах предлагает следующее.
В одном из аспектов настоящего решения предложен способ повторного ГРП в горизонтальной необсаженной многозональной скважине, в которой существуют продуктивные трещины ГРП. Начинают способ с построения геомеханической модели для оценки уровня напряжений в пласте. Определяют на основе построенной геомеханической модели пласта зоны с высоким, средним и низким уровнем напряжения в породе вокруг скважины. Затем изолируют существующие («старые») трещины ГРП в горизонтальной скважине с помощью закачивания порций изолирующего агента.
Далее в выбранном интервале с изначально низким уровнем напряжения в пласте (то есть в обеденной зоне) повышают уровень напряжения, для чего создают, по меньшей мере, одну вспомогательную трещину ГРП и заполняют полученную трещину проппантом: образуется малоразмерная вспомогательная трещина ГРП («стресс-ГРП» - трещина ГРП для локального повышения напряжения). После закрытия этой вспомогательной трещины уровень напряжения в выбранной зоне повышается с изначально низкого до среднего или высокого уровня. Это новое распределение напряжения вблизи горизонтальной скважины позволяет провести повторный ГРП на новом месте, где изначально высокий уровень напряжения оказался теперь ниже, чем в зоне создания вспомогательной трещины, и, тем самым, созданы благоприятные условия для развития новой трещины.
Проводят изоляцию (с помощью изолирующего агента), по меньшей мере, одной расклиненной трещины ГРП на участке с изначально низким уровнем напряжения в пласте. Изолирующий агент (или изолирующая пачка) - это порция суспензии закупоривающих частиц и волокон, которые при закачивании в открытую трещину накапливаются в трещине и снижают приток жидкости.
Далее инициируют повторный ГРП в зоне с изначально высоким или средним уровнем напряжения (которые ранее определены из геомеханической модели). Пока трещина повторного ГРП находится в открытом состоянии проводят идентификацию положения трещины повторного ГРП относительно зон с высоким, средним и низким уровнем напряжения в пласте вокруг скважины. Если по результатам идентификации открытой трещины она находится в зонах с изначально высоким или средним уровнем напряжения, то продолжают закачивать жидкость ГРП для развития и заполнения проппантом трещины повторного ГРП. При необходимости, создают несколько трещин повторного ГРП.
Согласно другому аспекту настоящего решения, предложен способ реактивации нагнетательной горизонтальной многозональной скважины, в котором новые повторные трещины ГРП, созданные в зонах с изначально высоким или средним уровнем напряжения используют для нагнетания обрабатывающей водной или водно-полимерной жидкости в пласт.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На Фиг.1 изображена схема горизонтальной скважины с компоновкой для многоинтервальной обработки и с неизолированными существующими («старыми») трещинами гидроразрыва (исходная конфигурация для проведения повторного ГРП).
На Фиг.2 изображена схема горизонтальной скважины с компоновкой для многоинтервальной обработки с изолированными существующими («старыми») трещинами гидроразрыва и одной малоразмерной вспомогательной трещиной гидроразрыва.
На Фиг.З изображена схема горизонтальной скважины с компоновкой для многоинтервальной обработки с изолированными существующими («старыми») трещинами гидроразрьюа и одной повторной (новой) трещиной гидроразрыва.
На Фиг.4 изображено вертикальное сечение через пробуренную скважину в продуктивном пласте: показаны результаты геомеханического моделирования с зонами различного уровня напряжения и трещинами повторного ГРП.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
В основу настоящего решения положена задача создания способа повторного гидроразрыва пласта для скважины с горизонтальной компоновкой. На первом этапе описанного способа проводят моделирование пласта для определения интервалов горизонтальной скважины с различным уровнем напряжения.
Для построения геомеханической модели (распределение напряжения и распределение порового давления) применяют различные коммерческие программы с различным уровнем детализации моделей. Так, трехмерное распределение напряжения в породе на различных этапах существования скважин(ы) получают, например, с помощью программы PETREL® (продукт компании Schlumberger). В программе Ru-FRAC или MANGROVE® и Visage (продукты компании Schlumberger) есть также опция по вычислению нового распределения напряжения после проведения ГРП. Применение трехмерной геомеханической модели с учетом временной эволюции пласта позволяет выявить в пласте с существующими («старыми») трещинами ГРП зоны с различным уровнем напряжения.
Для создания упрощенной геомеханической модели применяют упрощенные (двумерные и одномерные) симуляторы ГРП, где в дополнение к стандартным вводным данным о породе (механическая прочность, пористость, проницаемость, давление гидроразрыва) дополнительно вводят полуэмпирические данные о распределении механического напряжения вокруг ствола скважины. Далее в тексте под «геомеханической моделью» подразумевают результаты численного моделирования пласта любого уровня сложности, которые позволяют достоверно выделить зоны (интервалы) с различными уровнями напряжения вблизи горизонтальной скважины.
Классификация горизонтального участка скважины на зоны с высоким, средним и низким уровнем напряжения в породе производится относительно условно «среднего» уровня напряжения вокруг горизонтальной скважины. В качестве основного параметра для рассмотрения напряженного состояния породы следует рассматривать или модуль напряжения (при моделировании изотропного напряжения), или компоненты тензора напряжения (в случае анизотропии напряжения). В одном из вариантов раскрытия, геомеханическая модель дает главное горизонтальное напряжение, которое является основным параметром для прогнозирования ГРП на горизонтальном участке скважины. Различие в уровне напряжения между различными интервалами (зонами), выявленными из геомеханической модели, составляет величину большую, чем 1 бар. В этом случае трещинообразование в породе будет зависеть от классификации интервалов. Меньшая разница в напряжении между интервалами не способна изменить прогнозирование места проведения повторного ГРП.
На Фиг.1 приведена схема горизонтальной скважины с компоновкой для многоинтервальной обработки и с продуктивными трещинами гидроразрыва (обычные трещины ГРП). Трещины ГРП приходятся на интервалы с различными механическими свойствами (уровень напряжения) и различным уровнем дренирования породы (обедненные и насыщенные). Способ повторного ГРП в горизонтальной скважине 1 осуществляют с помощью стандартной компоновки 2 для многозональной обработки горизонтальной скважины (МГРП). Многозональная компоновка 2 для горизонтального участка скважины включает трубу-хвостовик, на которой расположены (поинтервально) пакеры, муфты ГРП (также называемые ГРП-порты), через которые в нужную зону скважины закачивают жидкость ГРП (суспензия с проппантом или «чистая жидкость» без проппанта). Также могут быть использована многозональная компоновка типа FALCON или StageFRAC (продукт компании Schlumberger).
В другом варианте выполнения операцию закачивания жидкости ГРП и закачивание изолирующего агента выполняют для необсаженного участка горизонтальной скважины. Возможны и другие варианты компоновки этого участка, понятные для специалиста в этой области техники.
На первом этапе, для пласта, пересекаемого горизонтальной скважиной 1 с продуктивными трещинами ГРП, проводят компьютерное моделирование уровней напряжения с помощью доступной геомеханической модели (в двухмерном или трехмерном приближении). Такая геомеханическая модель (например, VISAGE и PETREL®) дает полную трехмерную картину тензора напряжения и порового давления для породы в коллекторе. С помощью геомеханической модели определяют различающиеся зоны вдоль скважины: зоны с низким 3, умеренным (средним) 5 и высоким 7 уровнем напряжения в пласте. В этих зонах 3, 5, 7 уже существуют продуктивные трещины ГРП. Например, в зоне с низким уровнем напряжения 3 имеется трещина ГРП 4, в зоне со средним уровнем напряжения 5 имеется трещина ГРП 6, а в зоне с высоким уровнем напряжения 7 имеются несколько трещин ГРП 8. Эти зоны отличаются не только уровнем напряжения, но и степенью обедненности, и другими характеристиками.
Такое зонирование (зоны 3-5-7) участка горизонтальной скважины на поздних этапах эксплуатации обычно связано с историей добычи пластового флюида из коллектора, т.е. наличием дренированных (обедненных) зон пласта, что проявляется в виде уменьшенного порового давления (для случая линейно-упругой геомеханической модели поровое давление в породе напрямую связано с напряжением). Обедненный интервал 3 обычно имеет самый низкий уровень напряжения. Необедненные (с высоким поровым давлением) зоны (5 и 7 на Фиг.1) сохраняют изначально высокий уровень напряжения.
В качестве примера осуществления решения на Фиг.1 показаны три интервала (3, 5, 7), для которых в верхней части чертежа отображена диаграмма для усредненного (по зоне) напряжения в пласте. Например, зона 3 имеет уровень напряжения около 320 бар против 355-365 бар для зон со слабым дренированием (зона 7). Уровень напряжения по выбранным зонам найден с помощью геомеханической модели PETREL® и соответствует участкам с высоким, средним (умеренным) и низким дренированием пласта.
На следующем этапе проводят изоляцию (закупоривание, кольматацию) существующих трещин ГРП 4, 6, 8. На Фиг.2 приведена схема горизонтальной скважины с компоновкой для многоинтервальной обработки с изолированными трещинами гидроразрыва 4, 6, 8. На Фиг.2 изолирующие пачки 9 (порции изолирующего агента) закрывают входы трещин ГРП (4, 6, 8). При этом изолирующие пачки 9 могут быть приготовлены из недеградируемого или деградируемого в скважинных условиях материала (в последнем варианте осуществляется временная изоляция трещин ГРП на время операции). Техника доставки и размещения изолирующего материала (порция в виде суспензии частиц и волокон) в открытые трещины ГРП описана в патенте US 7565929 (Schlumberger Technology Company).
После того, как поступление жидкости ГРП ограничено в изолированные трещины ГРП, переходят к этапу создания вспомогательного ГРП 10 (или несколько вспомогательных ГРП) на участке горизонтальной скважины (для локального повышения уровня напряжения в этой зоне 3). Поскольку по законам механики трещина ГРП возникает и развивается на участках с низким уровнем главного напряжения, то вспомогательная трещина ГРП 10 возникает именно в зоне 3 с пониженным уровнем напряжения. Развитие вспомогательной трещины ГРП 10 (или нескольких вспомогательных трещин ГРП) в зоне с низким уровнем напряжения в пласте локально увеличивает уровень напряжения (до уровня 370 бар на Фиг.2). Уровень напряжения стабильно повышается, если вспомогательную трещину ГРП 10 заполнить прочным проппантом. Расклинивающий агент (проппант) расклинивает стенки трещины, тем самым, сохраняя повышенное напряжение) в зоне 3 (повышение напряжения до уровня 370 бар на Фиг.2), что заметно выше, чем для исходной ситуации. В качестве проппанта для вспомогательной трещины ГРП 10 применяют прочные кварцевые пески или искусственный керамический проппант, или их смеси. Согласно раскрытию, операция по созданию вспомогательной трещины ГРП 10 в зоне с изначально низким уровнем напряжения повышает уровень напряжения не менее, чем на 5 бар. Этот прирост в напряжении превышает различие в напряжениях, найденных для зон (3, 5, 7) по геомеханической модели. По современным методикам прямое измерение напряжения в породе вокруг скважины затруднительно, поэтому используют данные числовой модели.
Существует два источника повышения напряжения в зоне 3: расклиненная малоразмерная вспомогательная трещина ГРП 10 (чисто механическая нагрузка распространяется по породе вокруг трещины), а также инфильтрация самой жидкости ГРП в породу (локальное закачивание поровой жидкости).
Моделирование процесса создания плоской трещины показывает, что повышение в напряжении и поровом давлении со временем становятся заметны на расстояниях порядка длины трещины ГРП. Происходит своеобразная «диффузия» напряжения по породе, то есть необходимое повышение напряжения происходит в масштабах всей зоны, где появилась расклиненная трещина ГРП 10 («стресс- ГРП»). При этом объем жидкости гидроразрыва (с проппантом) для создания трещины ГРП 10 находится в интервале от 5% до 50% от объема жидкости гидроразрьюа для повторного ГРП (см. последующие этапы). При этом трещина ГРП 10 является вспомогательной и малоразмерной, поскольку такая трещина 10 изначально создается не для добычи пластовой жидкости (трещина ГРП меньше «нормального» объема ГРП), а для изменения уровня напряжения в пласте в зоне обработки.
На следующем этапе (Фиг.З) проводят изоляцию расклиненной трещины ГРП 10 с помощью порции изолирующего агента 9. Теперь пласт вокруг горизонтальной скважины 1 подготовлен к повторному ГРП: изолированы все продуктивные трещины ГРП (4,6, 8) и (новая) вспомогательная трещина ГРП 10, поэтому жидкость ГРП при давлении выше давления гидроразрьша будет закачиваться в инициированную трещину ГРП. После изоляции расклиненной трещины 10 повторный ГРП осуществляют в зонах с изначально средним и высоким уровнем напряжения (такие зоны 5 и 7 были ранее определены из геомеханической модели). Повторный ГРП осуществляют в зонах 5 и 7 с низким уровнем дренирования (необедненные зоны пласта).
На следующем этапе способа осуществляют инициацию трещины повторного ГРП 12 путем повышения давления жидкости в горизонтальной скважине 1 выше уровня давления гидроразрьша (Фиг.З). Для инициации трещины ГРП закачивают под высоким давлением чистую жидкость ГРП (без проппанта). На этом этапе оператору нужно знать, что трещина ГРП 12 была открыта в нужной зоне (зоне 5 или 7, а не в зоне 3). Для этого продолжают закачивать жидкость при давлении выше давления гидроразрьша и проводят идентификацию положения трещины повторного ГРП. Способы идентификации открытой трещины ГРП основаны на факте, что открытая трещина ГРП является гидродинамической особенностью в скважине, заполненной жидкостью в отличие от закрытых трещин ГРП 4, 6, 8, 10 (Фиг.2).
В одном из вариантов раскрытия идентификацию положения трещины повторного ГРП проводят путем закачивания в ствол скважины «маркерного» жидкого пульса и последующей регистрации отклика давления в жидкости, заполняющей ствол скважины. Способ определения реального положения открытой трещины ГРП с помощью маркерного пульса описан в патентной заявке PCT/RU2016/000408 и включен в данное описание в качестве ссылки во всей полноте. В других вариантах раскрытия идентификацию положения трещины повторного ГРП проводят путем регистрации трубных волн в скважине. Такой способ идентификации положения скважинных объектов (таких как открытая трещина ГРП) использует специальную методику обработки сигналов с высоким уровнем шума в скважине. Способ описан в патентной заявке PCT7RU2016/000407 и включен в данное описание в качестве ссылки во всей полноте.
После положительной идентификации положения инициированной трещины повторного ГРП (трещина развивается в зоне среднего или высокого напряжения) продолжают закачивать суспензию проппанта для расклинивания повторной трещины ГРП 12.
На Фиг.З приведена схема участка горизонтальной скважины с компоновкой для многозональной обработки после изоляции (закупоривания) трещин ГРП 4, 6, 8, и изоляции вспомогательной трещины ГРП 10. В зоне с изначально средним уровнем напряжения (зона 5) создана и расклинена трещина повторного ГРП 12 (re-frac). При этом создание трещины повторного ГРП 12 также повышает (локально) уровень напряжения в зоне 5 (с уровня 345 бар до уровня 420 бар - сравнить Фиг.2 и Фиг.З). Объем закачиваемой жидкости ГРП для развития и расклинивания трещины повторного ГРП 12 определяют на основании ранее составленного графика ГРП с помощью коммерчески доступных симуляторов ГРП. Возможно также временное закупоривание трещины повторного ГРП 12 с помощью самодеградирующего закупоривающего агента для продолжения стимулирования других зон пласта, как описано выше.
Согласно способу, возможно создание последующих трещин повторного ГРП (не показаны на Фиг.З), которые будут расположены в интервалах 5 и 7. Процесс повторяют как описано выше, с целью локального повышения уровня напряжения в зоне ГРП, что позволяет провести следующий повторный ГРП в одной из зон. После проведения повторных ГРП в зонах 5 и 7 обеспечивается многозональная обработка пласта, что позволяет увеличить объем стимулированного пласта и повысить коэффициент извлечения нефтепродуктов ( ИН). Этот подход позволяет инженеру, используя совокупность приемов вспомогательного ГРП, изоляции трещин, и повторного ГРП для обработки всех зон на горизонтальном участке скважины. Точное положение новой трещины ГРП (например, трещины повторного ГРП 12 в зоне 5) зависит от многих геомеханических факторов, поскольку напряжение внутри каждой выбранной зоны не является постоянной величиной и может изменяться из-за «диффузии напряжения» в породе.
При необходимости, на этапах после расклинивания и изоляции вспомогательной трещины ГРП 10 и после расклинивания и закрытия трещины повторного ГРП 12 проводят дополнительное моделирование уровня напряжения, чтобы прогнозировать размещение следующей трещины повторного ГРП. ПРИМЕРЫ
Приводятся результаты повторного ГРП для пласта, в котором через горизонтальную скважину с многозональным ГРП (несколько трещин ГРП) ранее проводилась интенсивная добыча пластовой жидкости (нефти или нефте-водо- газовой смеси) в течении 2-3 лет, что привело к появлению обедненных и слабо- обеденных зон вокруг горизонтальной скважины.
Результаты проведения повторного ГРП по зонам горизонтальной скважины и данные геомеханической модели по уровню напряжения в пласте после повторного ГРП отображены на Фиг.4.
Геомеханическая модель пласта
Моделирование процессов, происходящих во время выполнения вспомогательного ГРП для локального изменения уровня напряжения проводили с помощью программы VISAGE® (Schlumberger Technology Company, геомеханичекий симулятор) и программы ECLIPSE® (Schlumberger Technology Company, гидродинамический симулятор) с подготовкой сценария моделирования в среде PETREL®. В качестве входных данных использовали совмещенные гидродинамическую и геомеханическую модели, а также данные о закачке, объеме жидкости, типе закачиваемой жидкости ГРП. При построении модели пласта и трещин проводят совмещение геомеханической и гидродинамической моделей. Программа ECLIPSE® учитывает геометрию вспомогательной ГРП-трещины 10 (высота, длина), которые находят с помощью симуляторов ГРП (FracCADE или RU-FRAC). Влияние от создания и расклинивания трещины ГРП на распределение напряжения по зонам оценивают с помощью программы VISAGE. Для достижения желаемого эффекта необходимо, чтобы минимальные горизонтальные напряжения в зоне стимуляции превысили напряжение разрыва пласта для следующей зоны, где запланирована стимуляция.
Скважина и пласт Рассматривали скважину 1 с длиной горизонтального ствола около 800 м.
Абсолютная глубина залегания пласта в пределах 2730-2800 м. В скважину спущена шаровая компоновка 2 для шести-стадийного гидроразрыва (МГРП) с расстоянием между ГРП-портами 100-120 м. На момент повторного гидроразрьша шары и посадочные седла компоновки МГРП разбурены, то есть нет барьеров для прохождения жидкости ГРП.
При построении кубов фильтрационно-емкостных параметров для гидродинамического моделирования использовали текущую геологическую модель, скважинные данные и керновые исследования, для моделирования в межскважинном пространстве использовали методы геостатистики. Для рассматриваемой скважины пористость в проницаемых интервалах составляла 11- 18%, проницаемость 0,7-11 милиДарси. Толщина проницаемых интервалов составляла 12-14 м. Гидродинамическая модель настроена на истории добычи пластовой жидкости (или закачки жидкостей в пласт).
Для построения геомеханической модели пласта использовали данные геофизических исследований скважины и керновые исследования. Для моделирования механических свойств окружающей породы использовали методы геостатистики, для моделирования напряженно-деформированного состояния использовали программу VISAGE®, построенную на методе конечных элементов. Кроме того, геомеханическая модель проверена по данным мини-ГРП (Мини-ГРП - диагностическая техника проведения небольших по объему ГРП для проверки реального давления гидроразрьша и для оценки приемистости пласта). В пласте вокруг горизонтальной скважины модуль Юнга для песчаников составлял 14-27 ГПа, для глин - 8-12 ГПа, коэффициент Пуассона для песчаников и глин составлял 0,21-0,25 и 0,28-0,31 соответственно. На момент выполнения работы пластовое давление составляло 160-190 бар, или 0,6-0,7 от начального пластового давления в залежи. Минимальное горизонтальное напряжение по результатам моделирования составляло 350-370 бар. Как видно из моделирования, в одном из интервалов скважины имеется зона низких напряжений и низкого порового давления: эта зона является целью для создания и расклинивания вспомогательной трещины ГРП 10.
Моделирование уровня напряжений в пласте показало, что создание малоразмерной вспомогательной трещины ГРП 10 в интервале с низким уровнем напряжения 3 повышает локально напряжение на срок до 48 часов, в течении которых осуществляли повторный ГРП в других целевых зонах.
Во вспомогательную трещину ГРП 10, созданную в зоне низким уровнем напряжения, оператор закачивал 85 м3 жидкости, объем проппанта составлял 2 т. Для основной работы (для повторного ГРП) осуществляли закачку 50 т проппанта и 160-200 м3 жидкости на каждую стадию. Полудлина вспомогательной трещины ГРП 10 (по результатам моделирования в симуляторе гидроразрыва пласта) составляла 15-20 м, при этом смоделированная полудлинна трещины повторного ГРП близка к 120 м. Таким образом, размеры и объем вспомогательной трещины ГРП 10 намного ниже, чем для повторного (основного) ГРП.
Временная изоляция трещин ГРП с помощью изолирующего агента Проводили поэтапную изоляцию всех существующих («старых») трещин
ГРП и вспомогательной трещины ГРП 10 с помощью технологий изоляции трещин и отклонения рабочей жидкости в другие зоны для проведения многозонального ГРП. По этой технологии для изоляции (закупоривания) трещины в трещину закачивали смесь закупоривающих частиц с мультимодальным распределением по размерам и деградируемых волокон. Эту смесь доставляли в виде порции суспензии в водно-полимерной жидкости. В результате притока такой порции в трещину, формировалась низкопроницаемая изолирующая пробка, при этом расход материала на образование изолирующей пробки невысокий. На сегодня можно подобрать самодеградируемые материалы для изоляции (такие как, например, частицы или волокна из полимолочной кислоты или полигликолевой кислоты), которые обеспечивают постепенную деградацию пробки для температур пласта в интервале от 40°С до 200°С. Также возможно проводить изоляцию трещин ГРП с помощью недеградируемого закупоривающего агента (такие как, например, частицы карбоната кальция и полимерные волокна).
На Фиг.4 показано проведение двух повторных ГРП 12 в зонах, где ранее были изолированы продуктивные трещины ГРП 8. Повышение уровня напряжения в зоне 3 после создания вспомогательной трещины ГРП 10 отражено как потемнение тона на двухмерной картине распределения напряжения (см. соответствующую легенду обозначений в левой части картины). Моделирование притока пластовой жидкости (нефти) в горизонтальную скважину через трещины повторного ГРП 12 показывает выигрыш в нефтедобыче.
Несмотря на то, что выше были подробно описаны только несколько примеров осуществления настоящего раскрытия, специалисты в данной области легко поймут, что возможны многие модификации приведенных вариантов без существенного отклонения от настоящего раскрытия. Соответственно, все подобные модификации должны быть включены в объем настоящего раскрытия, как определено в нижеследующей формуле изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ повторного ГРП в горизонтальной скважине, содержащий:
(а) построение геомеханической модели для оценки уровня напряжений в пласте; (Ь) определение на основе геомеханической модели пласта зон с высоким, средним и низким уровнем напряжения в пласте вокруг скважины;
(c) изоляцию существующих трещин ГРП в горизонтальной скважине;
(d) закачивание в скважину жидкости гидроразрыва для создания, по меньшей мере, одной трещины ГРП в зоне с низким уровнем напряжения и заполнение полученной трещины ГРП проппантом для повышения уровня напряжения в этой зоне;
(e) изоляцию, по меньшей мере, одной трещины ГРП, созданной на этапе
( ;
(f) инициацию повторного ГРП в зоне с высоким и/или средним уровнем напряжения, определенных на этапе (Ь);
(g) идентификацию положения трещины повторного ГРП относительно зон с высоким, средним и низким уровнем напряжения в пласте вокруг скважины;
(i) развитие и заполнение проппантом трещины повторного ГРП.
2. Способ по п.1, в котором зоны с высоким, средним и низким напряжением в пласте отличаются, по меньшей мере, на 1 бар.
3. Способ по п.1, в котором изоляцию трещин ГРП на этапах (с) и (е) осуществляют путем закачивания в трещину порции закупоривающего агента.
4. Способ по п.1, в котором развитие и заполнение проппантом трещины повторного ГРП на этапе (i) проводят в зоне с высоким и/или средним уровнем напряжения в пласте вокруг скважины, определенных на этапе (Ь).
5. Способ по п.1, в котором геомеханическая модель построена на основе временной эволюции трехмерного распределения напряжения в пласте и порового давления.
6. Способ по п.1, в котором геомеханическая модель построена на основе двумерного распределения напряжения в пласте и порового давления.
7. Способ по п. 1, в котором объем жидкости гидроразрыва с проппантом для создания трещины ГРП на этапе (d) находится в интервале от 5% до 50% от объема жидкости гидроразрыва с проппантом для повторного ГРП.
8. Способ по п.1, в котором операция ГРП на этапе (d) в зоне с низким уровнем напряжения повышает уровень напряжения не менее, чем на 5 бар.
9. Способ по п.1, в котором после создания ГРП на этапе (d) дополнительно определяют с помощью геомеханической модели новый уровень напряжений в пласте вокруг скважины;
10. Способ по п.1, в котором идентификацию положения повторного ГРП на этапе (g) проводят путем закачивания в скважину вязкого маркерного пульса и регистрации отклика давления в жидкости.
11. Способ по п.1, в котором идентификацию положения повторного ГРП на этапе (g) проводят путем регистрации трубных волн в скважине.
12. Способ по п.1, в котором операцию ГРП на этапе (d) проводят с помощью закачивания суспензии высокопрочного керамического проппанта и/или кварцевого песка.
13. Способ по п.1, в котором повторяют этап (i) в зоне с высоким и/или средним уровнем напряжения в породе вокруг скважины, определенных на этапе (Ъ).
14. Способ по п.1 , в котором операцию закачивания жидкости ГРП проводят с помощью многозональной компоновки, содержащей, например, хвостовик, пакеры, муфты ГРП.
15. Способ по n.l, в котором операцию закачивания жидкости ГРП проводят для необсаженного участка горизонтальной скважины.
16. Способ реактивации нагнетательной горизонтальной скважины, содержащий: (а) построение геомеханической модели для оценки уровня напряжений в пласте;
(b) определение на основе геомеханической модели пласта зон с высоким, средним и низким уровнем напряжения в пласте вокруг скважины;
(c) изоляцию существующих трещин ГРП в горизонтальной скважине; (d) закачивание в скважину жидкости гидроразрыва для создания, по меньшей мере, одной трещины ГРП в зоне с низким уровнем напряжения и заполнение полученной трещины ГРП проппантом для повышения уровня напряжения в этой зоне;
(e) изоляцию, по меньшей мере, одной трещины ГРП, созданной на этапе (d);
(f) инициацию повторного ГРП в зоне высоким и/или средним уровнем напряжения, определенных на этапе (Ь);
(g) идентификацию положения трещины повторного ГРП относительно зон с высоким, средним и низким уровнем напряжения в пласте вокруг скважины; (i) развитие и заполнение проппантом трещины повторного ГРП;
(к) закачивание нагнетательной жидкости в пласт для увеличения пластового давления или увеличения коэффициента извлечения нефтепродуктов.
PCT/RU2017/000060 2017-02-08 2017-02-08 Способ повторного гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине WO2018147756A1 (ru)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/483,566 US11091994B2 (en) 2017-02-08 2017-02-08 Method of refracturing in a horizontal well
CA3052941A CA3052941C (en) 2017-02-08 2017-02-08 Method for refracturing in a horizontal well including identifying the different stress zones in the formation
PCT/RU2017/000060 WO2018147756A1 (ru) 2017-02-08 2017-02-08 Способ повторного гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине
SA519402412A SA519402412B1 (ar) 2017-02-08 2019-08-06 طريقة إعادة تكسير في بئر أفقية

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2017/000060 WO2018147756A1 (ru) 2017-02-08 2017-02-08 Способ повторного гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018147756A1 true WO2018147756A1 (ru) 2018-08-16

Family

ID=63106884

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000060 WO2018147756A1 (ru) 2017-02-08 2017-02-08 Способ повторного гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине

Country Status (4)

Country Link
US (1) US11091994B2 (ru)
CA (1) CA3052941C (ru)
SA (1) SA519402412B1 (ru)
WO (1) WO2018147756A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115961928A (zh) * 2021-10-13 2023-04-14 中国石油天然气股份有限公司 一种短水平段水平井快速重复压裂方法

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA3086157A1 (en) 2019-07-07 2021-01-07 Chevron U.S.A. Inc. Compositions and methods for pressure protection
CN113898327B (zh) * 2020-06-22 2024-03-08 中国石油化工股份有限公司 一种深层碳酸盐岩多次液体胶塞重复酸压的方法及应用
CN114763740A (zh) * 2021-01-14 2022-07-19 中国石油天然气股份有限公司 一种确定有效改造体积的方法
US11885205B1 (en) 2022-08-16 2024-01-30 Saudi Arabian Oil Company Fracturing a subsurface formation based on the required breakdown pressure accounting for filter cake

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070079652A1 (en) * 2005-10-07 2007-04-12 Craig David P Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations
RU2462590C1 (ru) * 2011-04-12 2012-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом
RU2496001C1 (ru) * 2012-03-23 2013-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7565929B2 (en) 2006-10-24 2009-07-28 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion
US8210257B2 (en) 2010-03-01 2012-07-03 Halliburton Energy Services Inc. Fracturing a stress-altered subterranean formation
US9366124B2 (en) 2013-11-27 2016-06-14 Baker Hughes Incorporated System and method for re-fracturing multizone horizontal wellbores
WO2017041074A1 (en) * 2015-09-03 2017-03-09 Schlumberger Technology Corporation Method of integrating fracture, production, and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite
US20170114613A1 (en) * 2015-10-22 2017-04-27 Schlumberger Technology Corporation Well re-stimulation
RU2723778C1 (ru) 2016-07-01 2020-06-17 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ идентификации положения трещины гидроразрыва в скважине (варианты)
WO2018004369A1 (ru) 2016-07-01 2018-01-04 Шлюмберже Канада Лимитед Способ и система для обнаружения в скважине объектов, отражающих гидравлический сигнал

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070079652A1 (en) * 2005-10-07 2007-04-12 Craig David P Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations
RU2462590C1 (ru) * 2011-04-12 2012-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом
RU2496001C1 (ru) * 2012-03-23 2013-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115961928A (zh) * 2021-10-13 2023-04-14 中国石油天然气股份有限公司 一种短水平段水平井快速重复压裂方法

Also Published As

Publication number Publication date
CA3052941A1 (en) 2018-08-16
US20200024937A1 (en) 2020-01-23
SA519402412B1 (ar) 2022-09-25
US11091994B2 (en) 2021-08-17
CA3052941C (en) 2024-02-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA3045297C (en) Engineered stress state with multi-well completions
CN111005723B (zh) 基于井上下联合布置的地面大范围岩层预裂区域防冲方法
Waters et al. Simultaneous hydraulic fracturing of adjacent horizontal wells in the Woodford Shale
WO2018147756A1 (ru) Способ повторного гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине
US9494025B2 (en) Control fracturing in unconventional reservoirs
US20160326853A1 (en) Multiple wellbore perforation and stimulation
RU2613713C1 (ru) Способ разработки нефтеносного пласта
US11274538B2 (en) Methods and systems for ballooned hydraulic fractures and complex toe-to-heel flooding
Manchanda et al. Overcoming the impact of reservoir depletion to achieve effective parent well refracturing
Soliman et al. Impact of fracturing and fracturing techniques on productivity of unconventional formations
WO2020172074A1 (en) Flow management in existing wells during adjacent well hydraulic fracturing
Meese et al. Offshore hydraulic fracturing technique
Johnson Jr et al. Applications of indirect hydraulic fracturing to improve coal seam gas drainage for the Surat and Bowen Basins, Australia
Andreas et al. Impact of wellbore completion type on fracture initiation pressure in maximum tensile stress criterion model for tight gas field in the Sultanate of Oman
WO2023172823A2 (en) Strengthening fracture tips for precision fracturing
Serdyuk et al. Multistage Stimulation of Sidetrack Wellbores Utilizing Fiber-Enhanced Plugs Proves Efficient for Brown Oil Fields Development
Rodvelt Vertical well construction and hydraulic fracturing for CBM completions
Bakker et al. The New Dynamics of Underbalanced Perforating
Gao et al. An Overview of Hydraulic Fracturing Stimulation Practices of a Joint Cooperation Shale Gas Project in Sichuan Basin
Sarvaramini et al. Factors affecting the conformity of multi-cluster hydraulic fracture height and length using the plug-perf system-a case study in Kaybob Duvernay source rocks
Forni et al. Conditioning pre-existing old vertical wells to stimulate and Test Vaca Muerta shale productivity through the application of pinpoint completion techniques
Cruz et al. Hydraulic fracture propagation in a vertically and laterally heterogeneous stress media in the Permian Basin
Potapenko et al. The First Application of a Novel Reservoir Simulation Technology Comprising Radial Drilling and Hydraulic Fracturing in the Niobrara Shale
Xia et al. Selecting Hydraulic Fracturing Method for Wells Landed in Deep and Tight Gas Reservoirs
Bagci et al. An Integrated Geomechanical Modeling and Completion Selection for Production Enhancement from Lower Tertiary Wells in GOM

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17895746

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3052941

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17895746

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1