WO2018203765A1 - Способ прогнозирования рисков гидроразрыва пласта - Google Patents

Способ прогнозирования рисков гидроразрыва пласта Download PDF

Info

Publication number
WO2018203765A1
WO2018203765A1 PCT/RU2017/000282 RU2017000282W WO2018203765A1 WO 2018203765 A1 WO2018203765 A1 WO 2018203765A1 RU 2017000282 W RU2017000282 W RU 2017000282W WO 2018203765 A1 WO2018203765 A1 WO 2018203765A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
fracture
fracturing
submodel
hydraulic fracturing
proppant
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000282
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Вадим Исмаилович ИСАЕВ
Дмитрий Сергеевич КУЗНЕЦОВ
Иван Владимирович ВЕЛИКАНОВ
Денис Виктрович БАННИКОВ
Алексей Александрович ТИХОНОВ
Original Assignee
Шлюмберже Канада Лимитед
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Сервисес Петролиерс Шлюмберже
Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн
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 Б.В., Сервисес Петролиерс Шлюмберже, Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн filed Critical Шлюмберже Канада Лимитед
Priority to US16/610,231 priority Critical patent/US11499406B2/en
Priority to RU2019134378A priority patent/RU2730576C1/ru
Priority to PCT/RU2017/000282 priority patent/WO2018203765A1/ru
Priority to CA3062854A priority patent/CA3062854A1/en
Publication of WO2018203765A1 publication Critical patent/WO2018203765A1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F9/00—Arrangements for program control, e.g. control units
    • G06F9/06—Arrangements for program control, e.g. control units using stored programs, i.e. using an internal store of processing equipment to receive or retain programs
    • G06F9/44—Arrangements for executing specific programs
    • G06F9/455—Emulation; Interpretation; Software simulation, e.g. virtualisation or emulation of application or operating system execution engines
    • G01V20/00—
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/64—Geostructures, e.g. in 3D data cubes
    • G01V2210/646—Fractures
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2111/00—Details relating to CAD techniques
    • G06F2111/10—Numerical modelling

Definitions

  • the solution relates to the oil and gas industry and can find application in stimulating an underground formation using the hydraulic fracturing operation (hydraulic fracturing) of a formation, in particular, using mathematical modeling methods that allow predicting the geometry of hydraulic fracturing and the placement of fluids, proppants , fibers and other materials.
  • Hydraulic fracturing is a recognized way to increase well productivity. Continuous development of new hydraulic fracturing technologies requires the creation of more accurate hydraulic fracturing forecasting tools. For example, in HiWAY TM technology (Schlumberger trademark), proppant is not uniformly placed in the fracture, such placement in the form of proppant islands is achieved by pumping pulses of fracturing fluid with proppant (“dirty pulse”) and fluid without proppant (“clean pulse”) into the well . The passage of successive pulses of GLP fluid through perforation clusters creates islands with a high proppant concentration in the fracture.
  • Such proppant islands act as proppant zones, and narrow zones without proppant form a network of channels in the hydraulic fracture, which increases the conductivity of the entire hydraulic fracture and increases the stimulation effect of the oil reservoir.
  • the calculation (modeling) of the location of wedged and non-wedged zones in the fracture allows us to predict the subsequent flow rate of the oil and gas bearing formation after hydraulic fracturing.
  • This solution is a hydraulic fracture prediction method that extends the capabilities of the existing pseudo-three-dimensional (P3D) approach for HiWAY technology and other modern hydraulic fracturing methods that provide an uneven distribution of conductivity inside a hydraulic fracture.
  • P3D pseudo-three-dimensional
  • hydraulic fracturing (proppant) material transfer and heat transfer occur (usually hydraulic fracturing fluid is colder than the reservoir temperature).
  • a dynamic model for a hydraulic fracturing process requires a combination of models that describe these interrelated processes in a hydraulic fracture: propagation of a fracture in a formation (geomechanical model) and hydraulic fracturing materials (hydrodynamic model of transport in a fractured space of a fluid containing a carrier (viscous) fluid, proppant particles, fiber and various additives).
  • the carrier fluid must have a sufficiently high viscosity to ensure effective proppant transfer (fracturing material - or “proppant”) deep into the fracture.
  • the carrier fluid is a non-Newtonian fluid in the form of a water-soluble polymer (thickening polymer) or an ion-cross-linked water-soluble polymer (cross-linked gel).
  • the rheology of a suspension of proppant in a gel is described by equations of the power law rheology. For two submodels (geomechanical for the fracture and hydrodynamic for the transfer of fracturing materials over the volume of the fracture), it is necessary to pair one of the physical parameters so that the solution for the two submodels is physically consistent.
  • Transport of hydraulic fracturing materials.
  • the model of material transfer inside the crack is not calculated.
  • Hydraulic fracturing materials transport The material transport model inside the fracture is not calculated (uniform hydraulic fracturing fluid).
  • Pseudo-three-dimensional models for example, Pseudo3D from FracCADE TM, a trademark of Schlumberger.
  • Hydraulic fracturing materials transport It is calculated using a one-dimensional model with the same resolution as that of the crack propagation submodel.
  • Planar 3D (for example, US 6876959, GOHFER TM, a trademark of Stim-Lab and Marathon Oil Company, TerraFrac TM, a trademark of TerraTek, StimPlan TM, a trademark of NSI). Crack propagation. Flat vertical crack of variable height with any ratio of length and height. It has improved accuracy compared to pseudo-three-dimensional models in the case when the reservoir layer consists of several layers with significantly different properties: minimum horizontal compressive stress, Young's modulus and others.
  • Hydraulic fracturing materials transport It is calculated by a two-dimensional submodel having the same resolution as the crack propagation submodel (one fine grid for two submodels).
  • Planar 3D model requires more calculation time than pseudo-three-dimensional models and is limited for field applications (not suitable for quick risk assessment during hydraulic fracturing).
  • Three-dimensional models e.g. SPE-151585-PA.
  • Hydraulic fracturing materials transport The material transfer model inside the crack is not calculated.
  • Models of fracturing in formations with natural fracturing for example, UFM TM model, Schlumberger trademark, patent US 8412500, international application WO 2008093264.
  • Hydraulic fracturing materials transport It is calculated only according to the one-dimensional model.
  • the present solution is aimed at creating a method for predicting hydraulic fracturing taking into account the processes of mass transfer and heat transfer.
  • the solution contains the following operations:
  • a pseudo-three-dimensional submodel of crack propagation (known from the current state of the art).
  • data are introduced on the mechanical properties of the formation and data on the rheological parameters of the hydraulic fracturing fluid (suspension), which are considered constant in each cell of the mesh used.
  • the mesh of the fracture propagation submodel is larger than for the fracture transport submodel.
  • a cell of a fracture propagation submodel is obtained by combining smaller cells for a submodel of hydraulic fracturing transport.
  • the present solution expands the possibilities of the pseudo-three-dimensional approach for hydraulic fracturing forecasting.
  • the forecasting method allows you to calculate the distribution of fracturing materials in the fracture with a higher resolution than in existing models. At the same time, the calculation time remains comparable and sufficient for conducting the hydraulic fracturing forecast on site.
  • the pairing algorithm from Section 3 makes it possible to take into account the effect of the distributions of hydraulic fracturing materials and temperature calculated with high resolution on the propagation of cracks.
  • a method for predicting well productivity is also provided.
  • This decision is also aimed at predicting the risks during hydraulic fracturing: the phenomenon of reselling of hydraulic fracturing fluid, contamination of the fracture with a water-soluble gel polymer and partial proppant plugging of the fracture (bridging). Simulation using conjugated submodels allows the selection of downhole operations that reduce the risks of ineffective hydraulic fracturing.
  • the method also allows predicting hydraulic fracturing parameters for channel hydraulic fracturing (heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing with formation of channels).
  • Figure 1 Image of a hydraulic fracture with a geometry calculated from the pseudo-three-dimensional submodel of the propagation of the fracture (one half-wing of the hydraulic fracture is shown, the modeling of the second wing is identical).
  • Figure 2 Interfacing scheme for the fracture propagation submodel and hydraulic fracturing transfer submodel.
  • Fig.Z The calculation results of pumping the flushing fluid into the fracture using a two-dimensional submodel of hydraulic fracturing materials transfer: proppant concentration (a) and fracture conductivity (b). The proppant reselling phenomenon near perforation holes is indicated.
  • Figure 4 The calculation results of pumping the flushing fluid into the fracture using a one-dimensional submodel of fracturing materials transfer: proppant concentration (a) and fracture conductivity (b).
  • Figure 5. The results of calculating the pulsating pumping of proppant into a fracture by a two-dimensional submodel of hydraulic fracturing materials transfer: proppant concentration (a) and fracture conductivity (b).
  • Fig. 8 The temperature distribution of the carrier fluid in the crack at the time of stopping the injection (a) and the distribution of conductivity (b). The calculation is made according to the two-dimensional model of the transfer of hydraulic fracturing materials.
  • Fig.9. The temperature distribution of the carrier fluid in the crack at the time of stopping the injection (a) and the distribution of conductivity (b). The calculation is made according to the one-dimensional model of the transfer of hydraulic fracturing materials.
  • Figure 10 Calculation results of proppant bridging in a narrow crack using a two-dimensional model of crack growth: proppant concentration (a) and crack conductivity (b).
  • Fig. P Calculation results of proppant bridging in a narrow crack using a one-dimensional submodel of crack growth: proppant concentration (a) and crack conductivity (b).
  • Hydraulic fracturing is a method of intensifying the work of oil or gas wells, which consists in creating a fracture in the formation to ensure the flow of produced fluid (gas, water, condensate, oil, or a mixture thereof). A crack is created by pumping fracturing materials into the formation.
  • Hydraulic fracturing materials carrier fluids, proppants, fibers, as well as additives (for example, friction reducers, destroyers, crosslinkers, stabilizers, surfactants).
  • Proppant - proppant durable calibrated sand or its analogues.
  • the size of the proppant allows pumping the suspension of proppant in the thickened fluid (gelled fluid) into the wellbore, then through the perforations into the formed fracture.
  • the proppant size is smaller than the width of the hydraulic fracture, which ensures the proppant is transported deep into the fracture.
  • proppant the size of the proppant (US sieve), the average diameter and specific gravity of the proppant allow you to simulate the transfer of proppant particles deep into the cracks and proppant sedimentation (Stokes sedimentation of large particles in a liquid).
  • the propped proppant area is the proppant-propped area.
  • the propped region has a permeability higher than that of the surrounding rock.
  • the fracture conductivity distribution is a function that takes on the local conductivity of the fracture at each point (x, y).
  • the local conductivity of a fracture is the product of the thickness of the fracture after its closure and the permeability of the proppant packing and channels formed as a result of hydraulic fracturing.
  • the proppant packing average permeability parameters [m 2 ] are measured in the laboratory in accordance with ISO 13503-5.
  • Partial clogging or bridging (risk of clogging) - stopping the movement of the proppant (or proppant-fiber mixture) in a narrow crack due to interaction with each other, with the liquid and with the walls of the crack.
  • the occurrence of bridging is manifested in the form of a sharp increase in pressure in the bottom of the well and signals the risk of hydraulic fracturing not on schedule.
  • bridging is manifested in the form of an increase in hydrodynamic resistance to flow and a stop of transport proppant in the direction of flow (zero proppant velocity in the simulated particle flow).
  • K is the flow density coefficient (consistency index), and is the fluid behavior index (behavior index)
  • ⁇ is the apparent viscosity of the fluid (apparent viscosity)
  • di / ⁇ is the shear rate (the velocity gradient along the ⁇ axis, perpendicular to the shear rate of the fluid layers).
  • Non-Newtonian fluid is a fluid whose viscosity depends on shear rate. In the case of the power law of viscosity, it is a fluid for which ⁇ ⁇ 1.
  • the mechanical properties of the reservoir - a set of parameters that describe the rock in the hydraulic fracturing zone and allow to evaluate the fracture geometry.
  • Young's modulus [GPa], Poisson's ratio) it is necessary to take into account the following parameters when modeling a crack:
  • the fracture toughness Kyu (or a critical stress intensity factor) is a mechanical parameter that has a dimension of [kPa - m ha ] and sets the threshold of mechanical stress at which further crack propagation occurs in solid rock.
  • the methods may be directed to predicting hydraulic fracturing and comprise performing the following operations:
  • Hydraulic fracturing design includes the steps listed below.
  • Prediction of hydraulic fracturing operations modeling the propagation of fractures and the transport of hydraulic fracturing materials in it, calculating the distribution of fracture conductivity.
  • a well productivity forecast is calculated for the fracture conductivity distribution obtained in paragraphs 5-6. If the required well parameters are achieved, then go to step 8, or go to step 4 and change the fracturing injection schedule (change the volume of hydraulic fracturing materials or their proportions).
  • step 7 For a given distribution of fracture conductivity (the reservoir is stimulated by hydraulic fracturing), for example, ECLIPSE TM and INTERSECT TM software packages, Schlumberger trademarks can be used. These software packages allow you to work with complex models of hydraulic fractures and to predict the flow rate of oil and gas fluid in time for the reservoir.
  • This section contains a description of the proposed hydraulic fracturing forecasting method from clause 5 of the hydraulic fracturing design process.
  • the propagation of the crack is calculated using the pseudo-three-dimensional model.
  • the crack region is covered by the one-dimensional computational grid shown in Fig. 1.
  • the properties of the fluids injected into the well first are taken.
  • the crack region is covered by a two-dimensional computational grid, which has a higher resolution than the grid of claim 1.
  • the components of the velocity of movement in the fracture are calculated.
  • the transfer of materials and the balance of thermal energy are calculated at a step from tk to tk + i.
  • a pseudo-three-dimensional (P3D) model is used, in which a one-dimensional grid of cells is introduced, as shown in FIG. 1.
  • Each cell at any time is a rectangle in the plane of the crack with sides parallel to the vertical and horizontal axes of orientation of the crack.
  • the positions of the cells change at each time step. Therefore, such a grid is called movable.
  • Vi is the rate of fluid leakage from a fracture into a formation
  • the transport submodel allows you to calculate the concentration of all hydraulic fracturing materials in the nodes of the grid ( Figure 2, the diagram on the left), which has a higher resolution than the coarse grid (for calculating the propagation of cracks, Figure 2, the diagram on the right). Then, according to the concentrations of the materials, the distribution of the rheological parameters of the suspension is calculated (power law for rheology). AT each mesh cell submodels of crack propagation as a result, as a rule, an uneven distribution of these rheological properties is obtained.
  • the task of interfacing submodels of fracture propagation and transport of hydraulic fracturing materials is to ensure equality of the hydrodynamic resistance of the cell of the fracture propagation model for the cases: (a) constant effective parameters K * and n * and (b) distributions K x, y) and n x, y) calculated in the submodel of hydraulic fracturing materials transport.
  • An equivalent set of modeling cells for the two indicated submodels is shown in Figure 2 (on the left for a submodel of hydraulic fracturing materials transport, on the right for a submodel of crack propagation).
  • a large cell for submodeling the propagation of cracks is divided into small mesh cells, where a submodel of fracturing materials transport is calculated (Fig. 2). This allows us to simplify and accelerate modeling of hydraulic fracture geometry without reducing the accuracy of the calculation.
  • the methods may be directed to predicting well productivity after hydraulic fracturing and comprise: entering fracturing schedule data; data entry for the submodel of the propagation of hydraulic fractures in the reservoir; data input for submodel of hydraulic fracturing materials transport in hydraulic fracture; hydraulic fracturing modeling using a hydraulic fracture propagation submodel and hydraulic fracture transport submodel, while the submodels are conjugated by hydrodynamic resistance for modeling cells; output of simulation data at the end of the hydraulic fracturing schedule and / or closure of the fracture.
  • the methods may be directed to predicting various situations associated with the risk of fracturing.
  • the implementation of the methods can be performed to predict reselling in the hydraulic fracture and comprise: entering data on the hydraulic fracturing schedule; data entry for the submodel of the propagation of hydraulic fractures in the reservoir; data entry for the submodel of the transport of hydraulic fracturing materials from a hydraulic fracture; hydraulic fracturing modeling using a hydraulic fracture propagation submodel and hydraulic fracture transport submodel, while the submodels are conjugated by hydrodynamic resistance for modeling cells; hydraulic fracturing modeling for the stage of pumping a portion of flushing fluid into the fracture region; output of simulation data at the end of the hydraulic fracturing schedule and / or closure of the fracture. Finally, obtain data on the conductivity of the hydraulic fracture near perforations. If necessary, change the hydraulic fracturing schedule to reduce the reselling effect proppant when pumping a portion to clean the wellbore from proppant (squeezing fluid).
  • the methods may be performed to predict a pulsating proppant injection and comprise: inputting fracturing schedule data; data entry for the submodel of the propagation of hydraulic fractures in the reservoir; data input for submodel of hydraulic fracturing materials transport in hydraulic fracture; hydraulic fracturing modeling using a hydraulic fracture propagation submodel and hydraulic fracture transport submodel, while the submodels are conjugated by hydrodynamic resistance for modeling cells; hydraulic fracturing simulation for the injection sequence of pulses of fluid without proppant and fluid with proppant; output of simulation data at the end of the hydraulic fracturing schedule and / or closure of the fracture.
  • data on hydraulic fracture conductivity are obtained and evaluated.
  • the methods may be performed to predict the contamination of the fracture with a gel polymer and comprise: entering fracturing schedule data; data entry for the submodel of the propagation of hydraulic fractures in the reservoir; data input for submodel of hydraulic fracturing materials transport in hydraulic fracture; hydraulic fracturing modeling using a hydraulic fracture propagation submodel and hydraulic fracture transport submodel, while the submodels are conjugated by hydrodynamic resistance for modeling cells; hydraulic fracturing modeling> for a sequence of pumping pulses of fluid without proppant and fluid with proppant; output of simulation data at the end of the hydraulic fracturing schedule and / or closure of the fracture.
  • zones with a high concentration of gelling polymer i.e., crack contamination zones
  • the hydraulic fracturing schedule concentration of gelling agent in the hydraulic fracturing fluid
  • the methods may be performed to predict plugging of a fracture and comprise: inputting fracture schedule data; data entry for the submodel of the propagation of hydraulic fractures in the reservoir; data input for submodel of hydraulic fracturing materials transport in hydraulic fracture; modeling Hydraulic fracturing using the hydraulic fracture propagation submodel and hydraulic fracturing transport submodel, while the submodels are conjugated by hydrodynamic resistance for the simulation cells; output of simulation data at the end of the hydraulic fracturing schedule and / or closure of the fracture.
  • zones of low conductivity are determined inside the hydraulic fracture or at the entrance to the hydraulic fracture. If necessary, revise the hydraulic fracturing schedule.
  • hydraulic fracturing design needs to predict the actual placement of propanate after flushing with a clean liquid under high pressure (above the fracturing pressure) and to identify non-propped zones inside the hydraulic fracture.
  • Figure 3 shows the calculation results for the final stage of hydraulic fracturing - modeling the flow of fluids on a spatial grid with the number of cells 257 * 257.
  • the simulation results of injection of flushing fluid 2 are presented in the form of two characteristics: proppant concentration (Fig. Za) and fracture conductivity (Fig. Zb).
  • the proppant reselling phenomenon near perforation holes was noted (it creates a risk of localized closure of the walls of the bones in proppant-depleted areas).
  • Perforation holes (as well as a “perforation cluster” - a set of holes) are shown as small triangles between the wellbore and the volume of the hydraulic fracture. In Fig.
  • the proposed solution allows us to more accurately predict the distribution of fracture conductivity after reselling (compared with the pseudo-three-dimensional model and the one-dimensional model of the transport of hydraulic fracturing materials). Based on this forecast, the operator selects (for example, reduces) the volume of flushing fluid and repeats the forecast for the new hydraulic fracturing schedule, which reduces the risk of unprotected zones in the fracture. On the other hand, a small-scale resale of proppant near a cluster of perforations creates advantages for further downhole operations (the wellbore is free from proppant residues).
  • Example 2 Modeling a pulsating proppant injection (uneven placement of proppant in the fracture)
  • Figure 5 shows the calculation results obtained using a two-dimensional model of the transport of hydraulic fracturing materials.
  • the graphs show the uneven distribution of proppant obtained by supplying a pulsating injection.
  • Figure 5 (b) shows that the conductivity of the hydraulic fracture depends on the proppant and channel distribution obtained (the channels are characterized by a low proppant concentration around proppant aggregates, non-proppant zones).
  • Figure 6 shows the forecast of cumulative well productivity for the obtained distribution of fracture conductivity. Dotted line The target productivity level for a period of 120 days is displayed. It can be seen that the selected injection schedule allows reaching this level, that is, this hydraulic fracturing option achieves the task.
  • the proposed solution allows us to predict an uneven distribution of the conductivity of the fracture and hydraulic fracturing materials during a pulsating injection of proppant.
  • the data obtained make it possible to predict well productivity.
  • the operator makes a decision, for example, on the choice of wells, where hydraulic fracturing with a pulsating injection creates the planned productivity.
  • the main goal of hydraulic fracturing is to increase well productivity. This goal is achieved by creating cracks in the rock, which increases the contact surface between the well and the formation and ensures the transport of hydrocarbons to perforations.
  • a low concentration of the gelling agent reduces the transport ability of the carrier fluid, and an excessive concentration of the gelling agent causes contamination of the rock and the formation of a filter cake.
  • Hydraulic fracturing involves the use of substances that reduce the effectiveness of stimulation, creating a low conductive filter cake on the walls of the fracture or clogging the space between proppant particles (contamination of the proppant package). A prediction of fracture contamination is necessary to select the gel concentration, the position of the perforations, and possibly the fracture cleaning strategy, which would give the desired increase in well productivity.
  • the main tool for predicting crack contamination is mathematical modeling of gel sedimentation as a result of fluid filtration. hydraulic fracturing.
  • the gel distribution obtained using the one-dimensional (simplified) approximation for the flow in a fracture cannot serve as a basis for choosing a schedule for hydraulic fracturing injection.
  • Figure 7 shows the distribution of the gel concentration in the crack after it is closed.
  • a crack is initiated in the formation 4 near the perforated section of the well and over time reaches the formation 2 through the intermediate formation 3 with other properties.
  • the concentration of gel in the middle layer 3 is maximum. This means that when the crack is brought to the production mode, the gel plug in this area will impede the transport of hydrocarbons from the top of the crack to the perforations, as can be seen from the conductivity distribution in Fig. 7 (b).
  • it is necessary to revise the perforation strategy for example, additionally perforate the well section in formation 2.
  • the proposed method allows you to simulate the contamination of the fracture that occurs during hydraulic fracturing, and make an informed decision about possible ways to optimize the schedule of hydraulic fracturing and completion of the well. For example, with a high concentration of gel (gel damage), the operator decides to carry out an additional step - fracture cleanup.
  • Example 4 The calculation of the temperature distribution of the hydraulic fracturing fluid
  • a viscosity reducer for example, a viscosity reducer
  • Activation of gel breakers is usually performed at a temperature higher than critical for a given gel, and gel destruction is undesirable until the end of hydraulic fracturing and the final placement of proppant for maximum crack conductivity.
  • Various degradable materials used to improve proppant transport (and to divert flow from one fracture to another fracture) also have temperature limits.
  • the prediction of the time for which the injected portions of the fluid warms up from the surface temperature (at the wellhead) to the temperature of the formation is relevant when drawing up the injection schedule.
  • Premature heating of the hydraulic fracturing fluid thermal fracture of the viscosity
  • proppant sedimentation proppant sedimentation at the bottom of the crack
  • conductivity of the fracture incomplete wedging of the crack
  • Table 10 presents the parameters of the layers.
  • Table 11 contains the rheology of the injected fluid. Note that at a temperature of 38 ° C, the viscosity of the liquid is> 100 cP at 170 s 1 , and when heated to 79 ° C, the fluid has a viscosity of 1 cP, i.e. almost completely loses its bearing properties.
  • the leakage rate in the reservoir Ct 3.9 ⁇ -6 m / s 05 .
  • the temperature of the reservoir is 80 ° C.
  • the surface temperature of the liquid is 27 ° C.
  • Table 12 contains proppant properties.
  • Table 13 presents the injection parameters (hydraulic fracturing schedule). The stages are injected into a vertical well through a perforation cluster created in the interval from 2716 m to 2746 m (true depth). Crack initiation occurs in formation number 2 (perforation zone). Table 10.
  • Table 1-1 shows that for a temperature range of 38-66 ° C, the rheology of a viscous gel (column 4) does not change significantly even after an exposure of 1-2 hours (typical time for hydraulic fracturing). At higher temperatures (> 66 ° C), the gel is destroyed (a viscosity equal to the viscosity of water is achieved). Such a change in viscosity with increasing temperature requires consideration of the temperature factor when predicting hydraulic fracturing.
  • Fig (a) and Fig. 9 (a) presents the temperature distribution of the fluid in the crack at the time of completion of injection. It can be seen that the shape of the chilled region for the two options considered is different.
  • the crack region consists of vertical stripes with the same temperature, and in the two-dimensional model, the region consists of arcs.
  • a simplified (one-dimensional) model shows that the upper and lower ends of the crack come in contact with the cooled fluid, while the two-dimensional model predicts heated fluid at all ends of the crack. The difference in the area of the cooled area is explained by different velocity fields and the volume of leakage into the reservoir.
  • the crack heights in both models coincide, because were artificially limited by impenetrable barriers.
  • Fig. 8 (b) and Fig. 9 (b) show the calculated conductivity distributions in the crack.
  • the proppant donkey is mainly at the bottom of the crack, which led to reduced conductivity in the Central part of the crack compared with the distribution of conductivity from Fig.9 (b). This is because the temperature of the fluid in this area in Fig. 9 (a) is lower than in Fig. 8 (a) and the fluid in the one-dimensional calculation has a higher viscosity in accordance with Table 11.
  • the forecast of the distribution of temperature and conductivity of the crack showed a risk ineffective fracturing.
  • the proposed solution allows you to simulate the effect of a two-dimensional temperature distribution on the rheology of the carrier fluid, to take into account its effect on the fracture geometry, proppant transport and sedimentation. Based on these forecasts, the operator can make a decision, for example, on choosing the type of carrier fluid corresponding to the temperatures obtained in the fracture. So, for a fracture with a higher average temperature, a gelling agent adapted to a higher temperature will be required.
  • the hydraulic fracturing technology includes injecting hydraulic fracturing fluid into the well (a gel based on a water-soluble polymer, in some cases, an aqueous fluid with additives) at pressures above the fracture pressure of the oil reservoir.
  • hydraulic fracturing fluid a gel based on a water-soluble polymer, in some cases, an aqueous fluid with additives
  • proppant During proppant injection, partial or complete clogging of the crack (screen out) is possible. This is due to the fact that the proppant carried by the carrier fluid creates a plug in the perforation holes or inside the fracture. This causes significant resistance to fluid flow and a registered, sharp increase in pressure at the wellhead.
  • Hydraulic fracturing is injected into a vertical well through 3 perforation intervals (true depth): 1) from 3430 m to 3437 m; 2) from 3439 m to 3446 m; 3) from 3449 m to 3460 m.
  • Figure 10 and Figure 11 presents the distribution of proppant concentration in the fracture at the time of completion of injection for one-dimensional and two-dimensional approaches for modeling the transport of hydraulic fracturing materials.
  • proppant bridging occurred at a distance of 75 m from the well after injecting 7 m 3 of fluid at step 4 of the schedule.
  • the main reason for this effect is that in a one-dimensional submodel of transport, bridging in one cell completely stops crack growth in length. In the presented example, the resulting final crack length is 84 m (Fig. I).
  • Figure 10 shows the bridging zone (indicated by a white dashed line) in the interval along the x axis from 30 m to 50 m. In this case, due to the heterogeneous distribution of the proppant, the crack continues to grow and fill with suspension. In the presented example, the final crack length is 115 m ( Figure 10 (6)).
  • the proposed solution allows realistic modeling of suspension flow around zones in which proppant bridging occurred, which has a significant effect on fracture geometry and proppant transfer as a whole.
  • a hydraulic fracturing forecast is obtained in which the fracture length is less than when using a two-dimensional submodel.
  • the operator makes an informed decision, for example, on the choice of proppant concentration or suspension pumping rate, which is aimed at reducing bridging inside the crack.

Abstract

Предложены способ прогнозирования гидравлического разрыва пласта, способ гидравлического разрыва пласта, способ прогнозирования продуктивности скважины, а также способы, позволяющие прогнозировать риски при проведении операций гидроразрыва. Предложенные способы используют методы математического моделирования, которые позволяют делать прогноз геометрии трещины ГРП и размещения в ней жидкостей, расклинивающих агентов (проппанта), волокон и других материалов.

Description

СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РИСКОВ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Решение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при стимулировании подземного пласта с помощью операции гидравлического разрыва (ГРП) пласта, в частности, при использовании методов математического моделирования, которые позволяют делать прогноз геометрии трещины ГРП и размещения в ней жидкостей, расклинивающих агентов (проппанта), волокон и других материалов.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Гидроразрыв пласта (ГРП) является признанным способом повышения продуктивности скважины. Постоянное развитие новых технологий гидроразрыва пласта требует создания более точных инструментов прогнозирования ГРП. Например, в технологии HiWAY™ (торговая марка компании Шлюмберже) проппант размещают в трещине неоднородно, такое размещение в виде островков проппанта достигается путем закачки в скважину пульсов жидкости ГРП с проппантом («грязный пульс») и жидкости без проппанта («чистый пульс»). Прохождение последовательных пульсов жидкости ГПП через кластеры перфорации создает в трещине ГРП островки с высокой концентрацией проппанта. Такие островки проппанта выполняют функцию зон расклинивания, а узкие зоны без проппанта образуют сеть каналов в трещине ГРП, что повышает проводимость всей трещины ГРП и повышает эффект стимулирования нефтеносного пласта. При этом расчет (моделирование) расположения расклиненных и нерасклиненных зон в трещине (неравномерное размещение проппанта) позволяет прогнозировать последующий дебит нефтегазоносного пласта после ГРП-стимуляции. Настоящее решение является способом прогнозирования ГРП, который расширяет возможности существующего псевдотрехмерного (P3D) подхода для технологии HiWAY и других современных методов гидроразрыва, обеспечивающих неравномерное распределение проводимости внутри трещины ГРП. Ниже приведен обзор существующих методов прогнозирования гидроразрыва пласта. Более подробный обзор также доступен в статье J. Adachi et al. Computer Simulation of Hydraulic Fractures, Int. J. of Rock Mechanics and Mining Sciences, 44 (2007) 739-757.
На сегодня в нефтегазовой индустрии при проведении операции ГРП проводят моделирование этого сложного и динамического процесса. Если давление в скважине выше давления гидроразрыва пласта, происходит распространение трещины с одновременной фильтрацией части жидкости в пористый пласт. Хотя операции стимулирования с помощью ГРП широко распространены, из-за осложняющих факторов сохраняется риск проведения таких операций ГРП, которые не достигают поставленных целей по увеличению притока нефтегазовой жидкости через трещину ГРП в ствол скважины. Метод проб и ошибок для идентификации рисков является слишком затратным при проведении операций ГРП.
Во время операций ГРП (закачивание жидкости в ствол скважины при давлении выше давления разрыва пласта) в объеме трещины ГРП имеет место массоперенос материала ГРП (проппанта), а также перенос тепла (обычно жидкость ГРП холоднее температуры пласта). Динамическая модель для процесса гидроразрыва требует совмещения моделей, которые описывают эти взаимосвязанные процессы в трещине ГРП: распространение трещины в пласте (геомеханическая модель) и перенос материалов ГРП (гидродинамическая модель переноса в пространстве трещины жидкой среды, содержащей несущую (вязкую) жидкость, частицы проппанта, волокна и различные добавки). Несущая жидкость должна иметь достаточно высокую вязкость, чтобы обеспечить эффективный перенос проппанта (материал ГРП - или «расклинивающий агент») вглубь трещины. Обычно несущая жидкость - это неньютоновская жидкость в виде водорастворимого полимера (загущающий полимер) или ионно-сшитый водорастворимый полимер (сшитый гель). Реология суспензии проппанта в геле (неньютоновская жидкость) описывается уравнениями степенного закона вязкости (power law rheology). Для двух подмоделей (геомеханической для трещины и гидродинамической для переноса материалов ГРП по объему трещины) необходимо провести сопряжение по одному из физических параметров, чтобы решение по двум подмоделям было физически согласованным.
Далее приведены публикации, описывающие построение моделей ГРП различного уровня сложности.
Модели PKN [Т.К. Perkins, L.R. Kern. Widths of Hydraulic Fractures. Journal of Petroleum Technology, 13 (1961), 9, SPE-89-A] и KGD [A Rapid Method of Predicting Width and Extent of Hydraulically Induced Fractures, 21 (1969), 12, SPE-2458-РА].
Распространение трещины. Высота предполагается постоянной, деформации горной породы происходят в одной плоскости трещины ГРП.
Транспорт (перенос) материалов ГРП. Модель переноса материала внутри трещины не рассчитывается.
Радиальная модель.
Распространение трещины. Предполагается осесимметричная деформация горной породы относительно оси скважины (механически изотропная порода).
Транспорт материалов ГРП. Модель переноса материла внутри трещины не рассчитывается (равномерная жидкость ГРП).
Псевдотрехмерные модели (например, Pseudo3D из FracCADE™, торговая марка компании Шлюмберже).
Распространение трещины. Плоская вертикальная трещина переменной высоты, представленная в виде ячеек, подобных модели PKN. Широко используется в нефтегазовой индустрии. Применима, когда полудлина трещины намного больше ее высоты.
Транспорт материалов ГРП. Рассчитывается по одномерной модели с тем же разрешением, что и у подмодели распространения трещины.
Planar 3D (например, US 6876959, GOHFER™, торговая марка компаний Stim-Lab и Marathon Oil Company, TerraFrac™, торговая марка компании TerraTek, StimPlan™, торговая марка компании NSI). Распространение трещины. Плоская вертикальная трещина переменной высоты с любым соотношением длины и высоты. Обладает улучшенной точностью по сравнению с псевдотрехмерными моделями в случае, когда пласт-коллектор состоит из нескольких слоев с существенно различающимися свойствами: минимальным горизонтальным сжимающим напряжением, модулем Юнга и другими.
Транспорт материалов ГРП. Рассчитывается по двумерной подмодели, имеющей то же разрешение, что и подмодель распространения трещины (одна мелкая сетка для двух подмоделей).
Модель Planar 3D требует большего времени расчета, чем псевдотрехмерные модели и ограничена для полевого применения (не подходит для быстрой оценки рисков при проведении ГРП).
Трехмерные модели (например, SPE-151585-PA).
Распространение трещины. Криволинейная траектория трещины с произвольными направлениями распространения, не лежащими в одной плоскости.
Транспорт материалов ГРП. Модель переноса материла внутри трещины не рассчитывается.
Модели ГРП в пластах с естественной трещиноватостью (например, модель UFM™, торговая марка компании Шлюмберже, патент US 8412500, международная заявка WO 2008093264).
Распространение трещины. Основано на псевдотрехмерном подходе и подмодели взаимодействия с естественными трещинами. Созданная трещина ГРП встречается с существующей естественной трещиной и дальнейший рост сети трещин описывается специально построенной геомеханической моделью (геомеханика для пересекающихся трещин).
Транспорт материалов ГРП. Рассчитывается только по одномерной модели.
Существующие модели ГРП не позволяют прогнозировать реальные двумерные распределения материалов ГРП (проппанта, волокон, концентрации геля). Настоящее решение направлено на преодоление этих недостатков, а также направлено на прогноз рисков, сопровождающих операции ГРП и на выбор такого расписания ГРП и скважинных операций, которые снижают риски неэффективного ГРП.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ
Настоящее решение направлено на создание способа прогнозирования гидроразрыва пласта с учетом процессов массопереноса и теплопереноса. Решение содержит следующие операции:
1. Псевдотрехмерная подмодель распространения трещины (известная из текущего уровня техники). Для расчета в подмодели распространения трещины вводят данные о механических свойствах пласта и данные о реологических параметрах жидкости ГРП (суспензии), которые считаются постоянными в каждой ячейке используемой сетки. Сетка подмодели распространения трещины более крупная, чем для подмодели транспорта материалов ГРП. Ячейку подмодели распространения трещины получают объединением более мелких ячеек для подмодели транспорта материалов ГРП.
2. Двумерная подмодель транспорта материалов ГРП, утечек в пласт и теплообмена с породой, имеющая более высокое разрешение по пространству и времени по сравнению с моделью распространения трещины из п.1.
3. Метод сопряжения подмоделей из пунктов 1 и 2. В нем обеспечивается равенство гидродинамических сопротивлений для ячейки модели распространения трещины для сл чаев: (а) постоянных реологических параметров, используемых в п.1 и (б) распределений реологических параметров, рассчитанных в подмодели транспорта материалов ГРП в п.2.
Настоящее решение расширяет возможности псевдотрехмерного подхода по прогнозированию ГРП. Во-первых, способ прогнозирования позволяет рассчитать распределение материалов гидроразрыва пласта в трещине с более высоким разрешением, чем в существующих моделях. При этом время расчета остается сопоставимым и достаточным для проведения прогноза ГРП на месте. Во-вторых, алгоритм сопряжения из п.З дает возможность учесть влияние распределений материалов ГРП и температуры, рассчитанных с высоким разрешением, на распространение трещины.
Также предложен способ гидроразрыва пласта.
Также предложен способ прогнозирования продуктивности скважины.
Настоящее решение также направлено на прогнозирование рисков при проведении ГРП: явление перепродавки жидкости ГРП, загрязнения трещины водорастворимым гелирующим полимером и частичное закупоривание трещины проппантом (бриджинг). Моделирование с помощью сопряженных подмоделей позволяет осуществить выбор скважинных операций, снижающих риски неэффективного ГРП.
Способ также позволяет прогнозировать параметры ГРП для канального ГРП (неоднородное размещение проппанта в трещине ГРП с образованием каналов).
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг.1. Изображение трещины ГРП с геометрией, рассчитанной по псевдотрехмерной подмодели распространения трещины (показано одно полукрыло трещины ГРП, моделирование второго крыла идентично).
Фиг.2. Схема сопряжения подмодели распространения трещины и подмодели переноса материалов ГРП.
Фиг.З. Результаты расчета закачивания жидкости промывки в трещину по двумерной подмодели переноса материалов ГРП: концентрация проппанта (а) и проводимость трещины (б). Обозначено явление перепродавки проппанта вблизи отверстий перфораций.
Фиг.4. Результаты расчета закачивания жидкости промывки в трещину по одномерной подмодели переноса материалов ГРП: концентрация проппанта (а) и проводимость трещины (б). Фиг.5. Результаты расчета пульсирующего закачивания проппанта в трещину по двумерной подмодели переноса материалов ГРП: концентрация проппанта (а) и проводимость трещины (б).
Фиг.6. Прогноз кумулятивной добычи для скважины после ГРП, выполненного по
Фиг.5.
Фиг.7. Распределение объемной концентрации геля (а) и проводимости (б) после закрытия трещины.
Фиг.8. Распределение температуры несущей жидкости в трещине на момент остановки закачивания (а) и распределение проводимости (б). Расчет сделан по двумерной модели переноса материалов ГРП.
Фиг.9. Распределение температуры несущей жидкости в трещине на момент остановки закачивания (а) и распределение проводимости (б). Расчет сделан по одномерной модели переноса материалов ГРП.
Фиг.10. Результаты расчета бриджинга проппанта в узкой трещине по двумерной подмодели роста трещины: концентрация проппанта (а) и проводимость трещины (б).
Фиг.П. Результаты расчета бриджинга проппанта в узкой трещине по одномерной подмодели роста трещины: концентрация проппанта (а) и проводимость трещины (б).
Используемые термины:
Гидроразрыв пласта (ГРП) - метод интенсификации работы нефтяных или газовых скважин, заключающийся в создании трещины в пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть, либо их смесь). Трещина создается путем закачки материалов ГРП в пласт.
Материалы ГРП - несущие жидкости, расклинивающие агенты, волокна, а также добавки (например, понизители трения, разрушители, сшиватели, стабилизаторы, поверхностно-активные вещества). Проппант - расклинивающий агент (прочный калиброванный песок или его аналоги). Размеры проппанта позволяют закачивать суспензию проппанта в загущенной жидкости (гелированной жидкости) в ствол скважины, затем через перфорационные отверстия в образованную трещину. Размер проппанта меньше ширины трещины ГРП, что обеспечивает перенос проппанта вглубь трещины.
Свойства проппанта - размер проппанта (сито США), средний диаметр и удельная плотность проппанта позволяют смоделировать перенос частиц проппанта вглубь трещины и оседание проппанта (стоксовское оседание крупных частиц в жидкости).
Проппированная область трещины - область, расклиненная проппантом. Проппированная область имеет проницаемость выше проницаемости окружающей породы.
Распределение проводимости трещины ГРП - функция, принимающая значения локальной проводимости трещины в каждой точке (х,у).
Локальная проводимость трещины - это произведение толщины трещины после ее закрытия и проницаемости упаковки проппанта и каналов, образовавшихся в результате ГРП. Параметры средней проницаемости проппантной упаковки [м2] измеряют в лаборатории в соответствии со стандартом ISO 13503-5.
Риски проведения ГРП - факторы, действия которых снижают общую гидравлическую проводимость трещины ГРП и снижают эффективность стимулирования пласта ниже запланированного уровня.
Частичное закупоривание или бриджинг (риск закупоривания) - остановка движения проппанта (или проппанто-волоконной смеси) в узкой трещине из-за взаимодействия между собой, с жидкостью и со стенками трещины. При проведении ГРП возникновение бриджинга проявляется в виде резкого роста давления в забое скважины и сигнализирует о риске выполнения ГРП не по графику. При моделировании потока жидкости ГРП (суспензии проппанта в несущей жидкости) бриджинг проявляется в виде увеличения гидродинамического сопротивления потоку и остановки транспорта проппанта в направлении потока (нулевая скорость проппанта в моделируемом потоке частиц).
Разрешение (модели, расчета) - количество ячеек сетки на единицу длины (пространственное разрешение), количество шагов по времени на единицу времени (временное разрешение).
Свойства жидкости:
Реологические параметры - параметры К и п степенного закона вязкости жидкости, согласно которому τ = Kidu/δξ )п, μ = Κ(3η/3ξ У'1,
где т - это напряжение сдвига, К— коэффициент густоты потока (consistency index), и - показатель поведения жидкости (behavior index), μ - кажущаяся вязкость жидкости (apparent viscosity), ди/δξ - скорость сдвига (градиент скорости вдоль оси ξ, перпендикулярной к скорости сдвига слоев жидкости). Параметры К и и несущих жидкостей измеряются в лаборатории в соответствии со стандартами ISO 13503-1 и API 13М.
Параметры скорости фильтрации жидкости:
Коэффициент утечек, м с0 5 и коэффициент мгновенных потерь, м3/м2 - это параметры модели Картера утечки жидкости в пласт, согласно которой - = 2 CL ft+Sp> где VL - это объем утечки жидкости в пласт за время t (время, прошедшее с начала процесса утечек в пласт), AL - площадь поверхности, через которую происходит утечка. Подробно модель утечки описана в книге M.J. Economides, K.G. Nolte, Reservoir Stimulation, 3rd Edition, p. 2-17.
Тип реологии несущей жидкости:
Ньютоновская жидкость - жидкость со степенным законом вязкости, в котором n = 1. Для такой жидкости реологические параметры включают в себя только вязкость μ = К. Напряжение сдвига определяется формулой τ = К ди/δξ. Неньютоновская жидкость - жидкость, вязкость которой зависит от скорости сдвига. В случае степенного закона вязкости это жидкость, для которой п ф \.
Механические свойства пласта - набор параметров, описывающих породу в зоне ГРП и позволяющих оценить геометрию трещины ГРП. Кроме обычных прочностных характеристик породы (модуля Юнга [ГПа], коэффициента Пуассона) необходимо при моделировании трещины учитывать следующие параметры:
Вязкость разрушения Кю (или критический коэффициент интенсивности напряжения) - механический параметр имеет размерность [кПа - мха] и задает порог механического напряжения, при котором происходит дальнейшее распространение трещины в твердой породе.
Напряжение закрытия (МПа) - если давление внутри трещины ниже этого порога, то происходит закрытие (смыкание) стенок трещины. При этом процесс ГРП прекращается.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
В одном или нескольких вариантах осуществления в соответствии с настоящим раскрытием способы могут быть направлены на прогнозирование гидроразрыва пласта и содержать выполнение следующих операций:
Проектирование гидроразрыва пласта
Проектирование ГРП содержит этапы, перечисленные ниже.
1. Получение механических и проводящих свойств пласта из данных каротажа и других средств измерений.
2. Сбор информации о скважине: траектория, заканчивание (место перфораций обсадной трубы) и другие параметры.
3. Получение данных лабораторных измерений свойств материалов гидроразрыва пласта: жидкостей (реологические параметры, плотность), свойств проппанта (плотность и размеры), волокон (например, влияние на скорость осаждения проппанта). 4. Выбор расписания закачки ГРП: выбор материала закачки (вязкие жидкости, проппант и добавки), расход и объем закачки материалов ГРП, концентрации проппанта, волокон и добавок, максимальное давление во время ГРП (превышает давление гидроразрыва).
5. Прогнозирование операции гидроразрыва пласта: моделирование распространения трещины и транспорта материалов ГРП в ней, расчет распределения проводимости трещины.
6. Вывод данных моделирования на момент окончания расписания ГРП (локальная концентрация проппанта, концентрация остаточного геля, распределение проводимости для расклиненной трещины).
7. Дополнительно рассчитывают прогноз продуктивности скважины для полученного в пп.5-6 распределения проводимости трещины ГРП. Если требуемые параметры скважины достигнуты, то переход к п.8, или переход к п.4 и изменение расписания закачки ГРП (изменение объемов материалов ГРП или их пропорций).
8. Проведение гидроразрыва на основе выбранного расписания ГРП (по пункту 4).
Для прогноза продуктивности скважины (этап 7) для заданного распределения проводимости трещины (пласт простимулирован с помощью ГРП) могут быть использованы, например, пакеты программ ECLIPSE™ и INTERSECT™, торговые марки компании Шлюмберже. Эти пакеты программ позволяют работать со сложными моделями ' трещины ГРП и давать прогноз дебита нефтегазовой жидкости по времени для производительного пласта.
Прогнозирование гидроразрыва пласта
Данный раздел содержит описание предлагаемого способа прогнозирования ГРП из п.5 процесса проектирования гидроразрыва пласта.
В модели ГРП время закачки разбивается на последовательные шаги fc, где ti - это начало закачки материалов гидроразрыва пласта в скважину, tN - конечный рассматриваемый момент времени. Расчет производится последовательно для шагов от tk до tk+i, к = 1, N-1. На каждом из шагов по времени необходимо выполнить приведенные ниже этапы. 1. Подмодель распространения трещины
На данном этапе производится расчет распространения трещины по псевдотрехмерной модели. В ней область трещины покрывается одномерной расчетной сеткой, показанной на Фиг.1. В каждой ячейке этой сетки задаются постоянные реологические параметры суспензии, полученные для предыдущего временного шага t = tk. На первом временном шаге берутся свойства жидкостей, закачиваемых в скважину первыми.
2. Подмодель транспорта материалов ГРП
В данной подмодели область трещины покрывается двумерной расчетной сеткой, которая имеет более высокое разрешение, чем сетка из п.1. В ячейках этой двумерной сетки для всех материалов ГРП (проппанта, волокон, несущих жидкостей, а также добавок) рассчитываются компоненты скорости движения в трещине. Затем рассчитывается перенос материалов и баланс тепловой энергии на шаге от tk до tk+i.
3. Сопряжение подмоделей распространения трещины и транспорта материалов
ГРП.
При сопряжении в каждой ячейке сетки из п.1 проводится расчет постоянных эффективных реологических параметров К* и п* суспензии, обеспечивающих такое же гидродинамическое сопротивление ячейки, что и распределения К х, у) и п(х,у), полученные в подмодели транспорта в п.2 при t = tk+i.
Ниже приведены разделы с детальным описанием каждого этапа по пп.1-3.
Подмодель распространения трещины
Для описания распространения трещины используется псевдотрехмерная (P3D) модель, в которой вводится одномерная сетка из ячеек, показанная на Фиг.1. Каждая ячейка в любой момент времени является прямоугольником в плоскости трещины со сторонами параллельными вертикальной и горизонтальным осям ориентации трещины. Положения ячеек изменяются на каждом временном шаге. Поэтому такая сетка называется подвижной.
Для расчета на каждом шаге по времени необходимо задать значения реологических параметров суспензии во всех ячейках сетки (параметры К и п). При этом параметры внутри каждой ячейки считаются постоянными. Полное описание модели распространения трещины приведено в главе 6 из книги M.J. Economides, K.G.Nolte, Reservoir Stimulation, pp. 6-16 - 6-23, 3d edition, John Willey, 2000.
Подмодель транспорта материалов ГРП
Для расчета распределения давления в трещине и скорости перемещения суспензии при ГРП, используются уравнения теории смазки и переноса. Например, в случае ньютоновской жидкости и проппанта они имеют вид:
Figure imgf000015_0001
Up = Uf +
12 Ms(c)
d w c)
+ div[w Up c] = 0,
dt
где
• w— это толщина трещины;
• Uf и Up - усредненные по массе и поперек трещины поля скорости жидкости (fluid) и проппанта соответственно;
• Vi - скорость утечек жидкости из трещины в пласт;
• s(c) _ кажущаяся вязкость суспензии, зависящая от концентрации проппанта с;
• д - ускорение свободного падения.
Подробно эта модель описана, например, в публикации [S. Boronin, A. Osiptsov, Two-Continua Model of Suspension Flow in a Hydraulic Fracture, Doklady Physics, 2010, Vol. 55, No. 4]. В данном решении предлагается использовать этот подход для случая произвольного количества материалов ГРП (проппант, волокна, добавки).
В конце каждого временного шага подмодель транспорта позволяет рассчитать концентрации всех материалов ГРП в узлах сетки (Фиг.2, схема слева), имеющей более высокое разрешение по сравнению с грубой сеткой (для расчета распространения трещины, Фиг.2, схема справа). Затем по концентрациям материалов рассчитывают распределение реологических параметров суспензии (степенной закон для реологии). В каждой ячейке сетки подмодели распространения трещины в результате, как правило, получается неравномерное распределение этих реологических свойств.
Сопряжение подмоделей распространения трещины и транспорта материалов
ГРП
Задачей сопряжения подмоделей распространения трещины и транспорта материалов ГРП является обеспечение равенства гидродинамических сопротивлений ячейки модели распространения трещины для случаев: (а) постоянных эффективных параметров К* и п* и (б) распределений К х,у) и п х, у), рассчитанных в подмодели транспорта материалов ГРП. Эквивалентный набор ячеек моделирования для двух указанных подмоделей изображен на Фиг.2 (слева - для подмодели транспорта материалов ГРП, справа - для подмодели распространения трещины).
Согласно варианту раскрытия, крупную ячейку для подмодели распространения трещины разбивают на мелкие ячейки сетки, где рассчитывают подмодель транспорта материалов ГРП (Фиг. 2). Это позволяет упростить и ускорить моделирование геометрии трещины ГРП без снижения точности расчета.
Решение задачи сопряжения производится с помощью метода расчета обобщённых параметров К* и п*, описанного ниже. Рассмотрим его на примере одной прямоугольной ячейки С = [χι < х < хг,уь < у < yt}, где координаты Х\, Хг,У Уь задают положения ее левой, правой, верхней и нижней границ, соответственно.
1. Рассчитать течения через ячейку С, возникающие вследствие перепадов давления Арг = 0.9 Δρ и Δρ2 = 1.1 Δρ между левой и правой границами, соответственно. При этом использовать распределения реологических параметров К( ,у и п(х, у), рассчитанные в подмодели транспорта, и известное распределение толщины трещины w(x,y). Здесь Δρ - это перепад давления между левой и правой границами ячейки С, полученный в подмодели транспорта на последнем временном шаге.
2. Вычислить суммарные потоки q и q2 в направлении оси х через ячейку С, соответствующие перепадам давлений Δρχ и Δρ2 из п.1.
3. Вычислить такие значения К* и п*, чтобы для течения через ячейку С с этими постоянными реологическими параметрами и толщиной w(x, y) из п.1 суммарные потоки совпадают с дг и q2 при перепадах давления Арг и Δρ2, соответственно. Такое условие дает два уравнения для определения искомых постоянных К* и п* (для крупной ячейки С).
В одном или нескольких вариантах осуществления в соответствии с настоящим раскрытием способы могут быть направлены на прогнозирование продуктивности скважины после гидроразрыва пласта и содержать выполнения: ввода данных о расписании ГРП; ввода данных для подмодели распространения трещины ГРП в пласте; ввода данных для подмодели транспорта материалов ГРП в трещине ГРП; моделирования ГРП с помощью подмодели распространения трещины ГРП и подмодели транспорта материалов ГРП, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования; вывода данных моделирования на момент окончании расписания ГРП и/или закрытия трещины. После получения прогноза о распределении проводимости трещины ГРП, используя программы для моделирования притока из производительного коллектора, получают прогноз продуктивности скважины ГРП по времени (в виде накопленной продуктивности или текущей продуктивности скважины, пересекающей пласт).
В одном или нескольких вариантах осуществления в соответствии с настоящим раскрытием способы могут быть направлены на прогнозирование различных ситуаций, связанных с риском проведения гидроразрыва пласта.
Так в некоторых вариантах осуществления способы могут выполняться для прогнозирования перепродавки в трещине ГРП и содержать выполнения: ввода данных о расписании ГРП; ввода данных для подмодели распространения трещины ГРП в пласте; ввода данных для подмодели транспорта материалов ГРП з трещине ГРП; моделирования ГРП с помощью подмодели распространения трещины ГРП и подмодели транспорта материалов ГРП, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования; моделирования ГРП для этапа закачивания порции промывочной жидкости в область трещины ГРП; вывода данных моделирования на момент окончании расписания ГРП и/или закрытия трещины. Наконец, получения данных о проводимости трещины ГРП вблизи перфорационных отверстий. При необходимости, изменяют расписание ГРП для снижения эффекта перепродавки проппанта при закачивании порции для очистки ствола скважины от проппанта (продавочная жидкость).
В некоторых вариантах осуществления способы могут выполняться для прогнозирования пульсирующей закачки проппанта и содержать выполнения: ввода данных о расписании ГРП; ввода данных для подмодели распространения трещины ГРП в пласте; ввода данных для подмодели транспорта материалов ГРП в трещине ГРП; моделирования ГРП с помощью подмодели распространения трещины ГРП и подмодели транспорта материалов ГРП, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования; моделирования ГРП для последовательности закачки импульсов жидкости без проппанта и жидкости с проппантом; вывода данных моделирования на момент окончании расписания ГРП и/или закрытия трещины. По выведенным данным получают и оценивают данные о проводимости трещины ГРП.
В некоторых вариантах осуществления способы могут выполняться для прогнозирования загрязнения трещины ГРП гелирующим полимером и содержать выполнения: ввода данных о расписании ГРП; ввода данных для подмодели распространения трещины ГРП в пласте; ввода данных для подмодели транспорта материалов ГРП в трещине ГРП; моделирования ГРП с помощью подмодели распространения трещины ГРП и подмодели транспорта материалов ГРП, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования; моделирования ГРП > для последовательности закачки импульсов жидкости без проппанта и жидкости с проппантом; вывода данных моделирования на момент окончании расписания ГРП и/или закрытия трещины. Далее определяют зоны с высокой концентрацией гелирующего полимера (то есть зоны загрязнения трещины). При высоких рисках загрязнения пересматривают расписание ГРП (концентрацию гелирующего агента в жидкости ГРП).
В некоторых вариантах осуществления способы могут выполняться для прогнозирования закупоривания трещины ГРП и содержать выполнения: ввода данных о расписании ГРП; ввода данных для подмодели распространения трещины ГРП в пласте; ввода данных для подмодели транспорта материалов ГРП в трещине ГРП; моделирования ГРП с помощью подмодели распространения трещины ГРП и подмодели транспорта материалов ГРП, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования; вывода данных моделирования на момент окончании расписания ГРП и/или закрытия трещины. Далее определяют зоны низкой проводимости внутри трещины ГРП или на входе в трещину ГРП. При необходимости пересматривают расписание ГРП.
ПРИМЕРЫ
В данном разделе представлены примеры, демонстрирующие возможности предлагаемого решения (моделирования ГРП) по сравнению с доступным уровнем техники. Например, в сравнении с моделью, объединяющей псевдотрехмерную (P3D) подмодель роста трещины и одномерную (1D) подмодель переноса материалов ГРП. Далее этот сравнительный вариант моделирования ГРП обозначен как «известный уровень техники».
Пример 1. Прогнозирование перепродавки жидкости промывки в трещину ГРП Ситуация
Для промывки скважины после ГРП в нее закачивается низковязкая жидкость без проппанта. При провелении завершающего этапа ГРП существует риск перепродавки - проникновения в призабойную зону жидкости промывки и вымывание проппанта из этой зоны. Это приводит к выносу проппанта из участков, примыкающих к перфорациям. Избыточная перепродавка (наличие расклинненных зон в трещине ГРП) снижает проводящие свойства трещины, что, в свою очередь, снижает продуктивность скважины. С другой стороны, недостаточная промывка скважины приврдит к избыточному количеству проппанта, который остался вне трещины ГРП и требует дополнительных скважинных операций и создает проблемы при размещении скважинного оборудования. Для оценки рисков, связанных с перепродавкой (или «недопродавкой»), проектирование ГРП нуждается в прогнозе реального размещения проппаната после промывки чистой жидкостью под высоким давлением (выше давления гидроразрыва) и в идентификации нерасклиненных зон внутри трещины ГРП. Решение
Проведены расчеты с помощью предлагаемого решения. Для примера рассматривали трещину, распространяющуюся в пластах, описанных в таблице 1. Параметры закачки и свойства материалов ГРП приведены в таблицах 2, 3, 4. Утечки в пласт нулевые (предположение о низкопроницаемом пласте). Закачка жидкости ГРП (неньютоновская жидкость) производится в вертикальную скважину через перфорационный интервал от 4091 м до 4092 м (истинная глубина). Инициация трещины ГРП происходит в пласте 2. Промывка на финальной стадии ГРП проведена водной жидкостью (ньютоновская жидкость с низкой явзкостью).
Таблица 1. Механические свойства пластов
Figure imgf000020_0001
Таблица 2. Свойства жидкостей
Figure imgf000020_0002
Таблица 3. Свойства проппанта
Figure imgf000020_0003
Таблица 4. Параметры закачки (расписание ГРП)
Шаг Жидкость Расход, Объем Концентрация м3/мин закачки, м3 проппанта, кг/м3 1 жидкость 1 2.7 48 0
2 жидкость 1+проппант 2.7 48 600
(жидкость ГРП)
3 жидкость 2 2.7 4.8 0
(жидкость промывки)
На Фиг.З приведены результаты расчета для завершающей стадии ГРП - моделирование потока жидкостей на пространственной сетке с числом ячеек 257*257. Результаты моделирования закачивания жидкости промывки 2 (водной жидкости на завершающей стадии ГРП) представлены в виде двух характеристик: концентрация проппанта (Фиг.За) и проводимость трещины (Фиг.Зб). Отмечено явление перепродавки проппанта вблизи отверстий перфораций (создает риск локального смыкания стенок трепщине в зонах обедненных проппантом). Отверстия перфорации (а также «кластер перфорации» - совокупность отверстий) изображены в виде небольших треугольников между стволом скважины и объемом трещины ГРП. На Фиг.З видно, что возле перфораций при закачке жидкости 2 (жидкость промывки) образуется поток с неусточивостью Саффмана-Тейлора (неравномерность течения двух жидкостей из-за большого контраста вязкости). Эта неравномерность потока влияет на окончательное распределение (вымывание) проппанта и проводимости проппантой упаковки вблизи перфорационного кластера. В одномерной модели транспорта материалов ГРП этот эффект не учитывается (см. Фиг.4) и риск локального снижения проводимости трещины вблизи перфораций не моделируется и не учитывается.
Вывод
Предложенное решение позволяет точнее прогнозировать распределение проводимости трещины после перепродавки (по сравнению с псевдотрехмерной моделью и одномерной моделью траспорта материалов ГРП). На основе этого прогноза оператор выбирает (напрмер, уменьшает) объем жидкости промывки и повторяет прогноз для нового расписания ГРП, что снижает риск появления нерасклиненных зон в трещине. С другой стороны, маломасшабная перепродавка проппанта вблизи кластера перфораций создает преимущества для дальнейших скважинных операций (ствол скважины свободен от остатков проппанта).
Пример 2. Моделирование пульсирующей закачки проппанта (неравномерное размещение проппанта в трещине ГРП)
Ситуация
Необходимо сделать прогноз распределения материалов ГРП и проводимости трещины при чередующейся закачке проппанта короткими пульсами переменно с пульсами чистой жидкости без проппанта.
Решение
Проведены расчеты с помощью предлагаемого решения. Для примера рассматривали трещину, полученную после закачки расписания, указанного в таблице 5. Остальные параметры жидкости и проппанта совпадают с теми, что указаны выше в примере 1.
Таблица 5. Параметры закачки (расписание ГРП)
Figure imgf000022_0001
На Фиг.5 показаны результаты расчета, полученные с помощью двумерной модели транспорта материалов ГРП. На графиках видно неравномерное распределение проппанта, полученное с помощью подачи пульсирующей закачки. На Фиг.5(б) видно, что проводимость трещины ГРП зависит от полученного распределения проппанта и каналов (для каналов характерна низкая концентрация проппанта вокруг проппантных агрегатов, непроппированные зоны). На Фиг.6 приведен прогноз накопленной продуктивности скважины для полученного распределения проводимости трещины. Пунктирной линией отображается целевой уровень продуктивности для периода 120 дней. Видно, что выбранное расписание закачки позволяет достичь этого уровня, то есть этот вариант ГРП достигает поставленной задачи.
Если уровень продуктивности не достигается, то оператор пересматривает параметры закачки или стратегию перфорации обсадной колонны.
Вывод
Предложенное решение позволяет прогнозировать неравеномерное распределение проводимости трещины и материалов ГРП при пульсирующей закачке проппанта. Полученные данные позволяют прогнозировать продуктивность скважины. На основе этого прогноза оператор принимает решение, например, о выборе скважин, где проведение ГРП с пульсирующей закачкой создает запланированную продуктивность.
Пример 3. Моделирование загрязнения трещины гелирующим агентом
Ситуация
Основная цель ГРП - повышение продуктивности скважины. Эта цель достигается созданием в породе трещины, которая увеличивает поверхность контакта между скважиной и пластом и обеспечивает транспорт углеводородов к перфорациям. При проведении ГРП низкая концентрация гелирующего агента снижает транспортные способности несущей жидкости, а избыточная концентрация гелирующего агента вызывает загрязнение породы и образование фильтрационной корки. Выбор между этими крайностями найден при помощи моделирования распределения концентрации геля на момент окончания ГРП (прогноз зон загрязнения). Технология ГРП подразумевает использование веществ, которые снижают результативность стимуляции, создавая низкопроводящую фильтрационную корку на стенках трещины или закупоривая пространство между частицами проппанта (загрязнение упаковки проппанта). Прогноз загрязнения трещины необходим для выбора концентрации геля, положения перфораций и, возможно, стратегии очистки трещины, которые дали бы желаемый прирост продуктивности скважины.
Основным средством прогнозирования загрязнения трещины является математическое моделирование оседания геля в результате фильтрации жидкости гидроразрыва в пласт. Однако распределение геля, полученное при использовании одномерного (упрощенного) приближения для течения в трещине не может служить основанием для выбора расписания закачки ГРП.
Решение
Проведены расчеты с помощью предлагаемого решения. Для примера рассматривали трещину, распространяющуюся в пластах, описанных в Таблице 6. Свойства жидкости и проппанта приведены в таблицах 7, 8. Таблица 9 содержит параметры закачки. Закачка производится в вертикальную скважину через перфорационный интервал от 2720 м до 2725 м (истинная глубина). Утечки жидкости в пласт описывали моделью Картера, представленной, например, в статье A. Settari, General Model of Fluid Flow (Leakoff) From Fractures Induced in Injection Operations, SPE-18197-MS. В модели для ГРП задавали параметры: коэффициент утечки (leakoff coefficient) и коэффициент мгновенных потерь (spurt loss).
Таблица 6. Механические свойства пластов
Figure imgf000024_0001
Таблица 7. Свойства жидкости и фильтрация в породу
К, Па- с" п Тип Коэффициент Коэффициент Концентрация утечек, м/с0 5 мгновенных геля, кг/м3 потерь, м3/м2
0.57 0.81 неньютоновская 3.9Е-4 0 4.8
Таблица 8. Свойства проппанта
Размер Средний Удельная Средняя проницаемость (сито США) диаметр, мм плотность проппантной упаковки, м2
20/40 0.560 2.65 7.1Е-1 1 Таблица 9. Параметры закачки (расписание ГРП)
Figure imgf000025_0001
На Фиг.7 представлено распределение концентрации геля в трещине после ее закрытия. Трещина инициируется в пласте 4 рядом с перфорированным участком скважины и с течением времени достигает пласта 2 через промежуточный пласт 3 с другими свойствами.
Концентрация геля в среднем пласте 3 максимальна. Это значит, что при выводе трещины на добывающий режим, гелевая пробка на этом участке затруднит транспорт углеводородов из верхней части трещины к перфорациям, как это можно видеть из распределения проводимости на Фиг.7(б). Область высокой проводимости в нижней части трещины рядом с перфорациями, обозначенная прямоугольником на Фиг.7(a), сообщается с верхней частью трещины через узкий проводящий участок, которого недостаточно для эффективного транспорта добываемой нефтегазовой жидкости. Чтобы оптимизировать дизайн, необходимо пересмотреть перфорационную стратегию, например, дополнительно проперфорировать участок скважины в пласте 2.
В одномерной модели транспорта материалов ГРП указанный эффект не учитывается, так как не рассчитывается распределение концентрации геля по вертикали. В результате нельзя сделать вывод о контакте нефтенасыщенных пластов, пересеченных трещиной, с перфорациями. Следовательно, риски потери притока из этих пластов не могут быть предсказаны.
Е1ывод
Предложенный способ позволяет моделировать загрязнение трещины, возникающее в процессе ГРП, и принимать информированное решение о возможных способах оптимизации графика закачки ГРП и заканчивания скважины. Например, при высокой концентрации геля (gel damage) оператор принимает решение о проведении дополнительного этапа - очистка трещины (fracture cleanup). Пример 4. Расчет распределения температуры жидкости ГРП
Ситуация
При проведении гидроразрыва химические добавки к жидкости подбираются с учётом температуры пласта таким образом, чтобы при нагревании избежать деградации загущающего полимера, то есть сохранить вязкость и несущие способности жидкости с момента входа в трещину и до её закрытия. Для разрушения несущей жидкости (например, сшитого геля) добавляют понизителя вязкости (разрушители геля). Активация разрушителей геля обычно производится при температуре выше критической для данного геля, и деструкция геля нежелательна до окончания ГРП и окончательного размещения проппанта для максимальной проводимости трещины. Различные деградируемые материалы, применяемые для улучшения траспорта проппанта (и для отклонения потока от одной трещины ГРП к другой трещине ГРП) также имеют ограничения по температуре. Исходя из вышесказанного, предсказание времени, за которое закачиваемые порции жидкости прогреваются от поверхностной температуры (в устье скважины) до температуры пласта актуально при составлении расписания закачки. Преждевременый прогрев несущей жидкости ГРП (температурное разрушение вязкости) приводит к риску осаждения проппанта (оседание проппанта на дне трещины) и снижению проводимости трещины (неполное расклинивание трещины).
Решение
Проведено моделирование с помощью предлагаемого решения (две сопряженные подмодели). Для примера рассматривали ситуацию, где таблица 10 представляет параметры пластов. Таблица 11 содержит реологию закачиваемой жидкости. Отметим, что при температуре 38°С вязкость жидкости >100 сР при 170 с 1, а при нагревании до 79°С жидкость имеет вязкость 1 сР, т.е. практически полностью теряет несущие свойства. Коэффициент утечек в пласт Ct = 3.9Е-6 м/с05. Температура пласта 80°С. Температура жидкости на поверности 27°С. Таблица 12 содержит свойства проппанта. Таблица 13 представляет параметры закачки (расписание ГРП). Закачка стадий производится в вертикальную скважину через перфорационный кластер, созданный в интервале от 2716 м до 2746 м (истинная глубина). Инициация трещины происходит в пласте номер 2 (зона перфорации). Таблица 10. Механические свойства пластов
Figure imgf000027_0001
Таблица 11. Свойства жидкости (реология вязкого геля) при различных температурах и экспозиции в подземном пласте
Figure imgf000027_0002
Таблица 1 1 показывает, что для температурного интервала 38-66°С реология вязкого геля (колонка 4) меняется незначительно даже при экспозиции 1-2 часа (характерное время проведения ГРП). При более высоких температурах (>66°С) происходит разрушение геля (достигается вязкость, равная вязкости воды). Такое изменение вязкости с повышением температуры требует учета температурного фактора при прогнозировании операции ГРП.
Таблица 12. Свойства проппанта
Figure imgf000028_0001
Таблица 13. Параметры закачки (расписание ГРП)
Figure imgf000028_0002
В этом примере исследовали влияние двумерной и одномерной моделей переноса тепла в трещине ГРП на распределение проппанта в ней. Распределение температуры влияет на вязкость и скорость оседания проппанта, которые, в свою очередь, влияют на конечные распределения концентарции проппанта и проводимости трещины ГРП.
На Фиг.8(а) и Фиг.9(а) представлены распределения температур жидкости в трещине на момент окончания закачки. Видно, что форма охлаждённой области для рассмотренных двух вариантов различается. При одномерной модели область трещины состоит из вертикальных полосок с одинаковой температурой, а в двумерной модели область состоит из дуг. Упрощенная (одномерная) модель показывает, что верхний и нижний кончики трещины контактируют с охлаждённой жидкостью, в то время как двумерная модель предсказывает нагретую жидкость у всех кончиков трещины. Отличие в площади охлаждённой области объясняется различными полями скоростей и объёмами утечек в пласт. Область распространения трещины, обозначенная сплошной линией, составила 265 м на Фиг.8(б) и 240 м на Фиг.9(б). Высоты трещин в обоих моделях совпадают, т.к. были искуственно ограничены с помощью непроницаемых барьеров.
На Фиг.8(б) и Фиг.9(б) представлены рассчитанные распределения проводимости в трещине. На Фиг.8(б) проппант осел в основном на дне трещины, что привело к пониженной проводимости в центральной части трещины по сравнению с распределением проводимости из Фиг.9(б). Это вызвано тем, что температура жидкости в этой области на Фиг.9(а) ниже, чем на Фиг.8(а) и жидкость при одномерном расчете имеет большую вязкость в соответствии с таблицей 11. Прогноз распределения температуры и проводимости трещины показал наличие риска неэффективного ГРП.
Вывод
Предложенное решение позволяет моделировать влияние двумерного распределения температуры на реологию несущей жидкости, учитывать её влияние на геометрию трещины, перенос и оседание проппанта. На основе этих прогнозов оператор может принять решение, например, о выборе типа несущей жидкости, соответствующей полученным температурам в трещине. Так, для трещины ГРП с более высокой средней температурой потребутся гелирующий агент, приспособленный к более высокой температуре.
Пример 5. Моделирование бриджинга проппанта и оценка риска проведения ГРП Ситуация
Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину жидкости ГРП (гель на основе водорастворимого полимера, в некоторых случаях водная жидкость с добавками) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии используют проппант. В процессе закачки проппанта возможно возникновение частичного, либо полного закупоривания трещины (screen out). Это происходит из-за того, что проппант, переносимый несущей жидкостью, создает пробку в отверстиях перфорации или внутри трещины. Это вызывает значительное сопротивление течению жидкости и регистрируемый, резкий рост давления на устье скважины. Рост трещины ГРП в длину прекращается, работа по стимуляции пласта останавливается.
На практике дизайн работы (расписание ГРП) создается таким образом, чтобы избежать неконтролируемого закупоривания трещины. Для оценки рисков, связанных с бриджингом при ГРП необходимо иметь возможность прогнозировать размещение проппанта в трещине с высокой точностью. Двумерное моделирование транспорта материалов ГРП позволяет спрогнозировать размещение проппанта, в то время как одномерный подход может приводить к значительным погрешностям и неправильной оценке рисков.
Решение
Проведены расчеты с помощью предлагаемого решения. Для примера рассматривали трещину, распространяющуюся в пластах, описанных в таблице 14. Инициация происходит в пласте 6. Параметры закачки и свойства жидкостей приведены в таблицах 15, 16, 17. Закачка жидкости ГРП производится в вертикальную скважину через 3 перфорационных интервала (истинная глубина): 1) от 3430 м до 3437 м; 2) от 3439 м до 3446 м; 3) от 3449 м до 3460 м.
Таблица 14. Механические свойства пластов и наличие кластера перфораций
Пласт Глубина Толщина, Модуль Коэфф. Вязкость Напряжение кровли, м Юнга, Пуассона разрушения закрытия, м МПа Kic, МПа кПа - мт
1 3413.7 2.6 52 0.23 1319 80
2 3416.3 5.2 49 0.19 1319 75
3 3421.5 2.6 49 0.17 1319 75
4 3424.0 4.0 45 0.15 1319 75
5 3428.0 2.0 51 0.22 1319 75
6/перфорации 3430.0 3.1 54 0.22 1319 75
7/перфорации 3433.1 3.2 54 0.22 1319 75
8/перфорации 3436.2 5.1 56 0.22 1319 75
9/перфорации 3441.4 3.6 55 0.22 1319 75
1 О/перфорации 3445.0 2.5 55 0.22 1319 75
11/перфорации 3447.5 3.0 60 0.22 1319 74
12/перфорации 3450.5 2.5 58 0.22 1319 75
13/перфорации 3453.0 3.7 57 0.22 1319 75
14/перфорации 3456.7 3.3 53 0.22 1319 75
15 3460.1 2.4 56 0.22 1319 75 16 3462.5 4.0 54 0.22 1319 100
Таблица 15. Свойства жидкости
Figure imgf000031_0001
Таблица 16. Свойства проппанта
Figure imgf000031_0002
Таблица 17. Параметры закачки (расписание ГРП по стадиям с возрастанием
Figure imgf000031_0003
На Фиг.10 и Фиг.11 представлены распределения концентрации проппанта в трещине на момент окончания закачки для одномерного и двумерного подходов моделирования транспорта материалов ГРП. В одномерной модели бриджинг проппанта произошел на расстоянии 75 м от скважины после закачки 7 м3 жидкости на 4 шаге расписания. Основная причина данного эффекта заключается в том, что в одномерной подмодели транспорта бриджинг в одной ячейке полностью останавливает рост трещины в длину. В представленном примере полученная конечная длина трещины равна 84 м (Фиг. И).
Сопряжение двумерной модели транспорта с псевдотрехмерной моделью распространения трещины позволяет рассчитать с высоким разрешением размещение проппанта с учетом бриджинга в локальных областях. На Фиг.10 видна зона бриджинга (обозначена белой пунктирной линией) в интервале по оси х от 30 м до 50 м. При этом из- за гетерогенного распределения проппанта трещина продолжает расти и заполняться суспензией. В представленном примере конечная длина трещины равна 115 м (Фиг.10(6)).
Вывод
Предложенное решение позволяет реалистично моделировать обтекание суспензией зон, в которых произошел бриджинг проппанта, что оказывает существенное влияние на геометрию трещины и перенос проппанта в целом. При использовании одномерной подмодели траспорта материалов ГРП (предыдущий уровень техники) получается прогноз ГРП, в котором длина трещины меньше, чем при использовании двумерной подмодели. На основе двумерного расчета переноса материалов оператор принимает информированное решение, например, о выборе концентрации проппанта или скорости закачивания суспензии, что направлено на уменьшение бриджинга внутри трещины.
Очевидно, что описанные выше варианты осуществления не должны рассматриваться в качестве ограничения объема патентных притязаний настоящего раскрытия. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше способы и, без отхода от принципов раскрытия, заявленные в формуле.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ прогнозирования гидроразрыва пласта, содержащий:
a) ввод данных о расписании гидроразрыва;
b) ввод данных для подмодели распространения трещины гидроразрыва в пласте; c) ввод данных для подмодели транспорта материалов гидроразрыва в трещине; d) моделирование гидроразрыва пласта с помощью подмодели распространения трещины гидроразрыва и подмодели транспорта материалов гидроразрыва, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования;
e) вывод данных моделирования на момент окончания расписания гидроразрыва и/или закрытия трещины.
2. Способ по п.1, в котором данные о расписании гидроразрыва представляют собой данные о концентрации проппанта, волокон и добавок, данные о свойствах жидкости гидроразрыва.
3. Способ по п.1, в котором подмодель распространения трещины гидроразрыва в пласте описывают с помощью уравнений равновесия давления и напряжения на стенки трещины.
4. Способ по п.1, в котором подмодель транспорта материалов гидроразрыва описывают с помощью уравнений баланса массы, импульса и энергии для жидкости
'. гидроразрыва, проппанта, волокон и добавок. t
5. Способ по п.1, в котором вывод данных моделирования на этапе (е) проводят для распределений концентрации проппанта, проводимости трещины, температуры жидкости гидроразрыва на момент окончания расписания гидроразрыва и/или закрытия трещины.
6. Способ по п.1, в котором материалы гидроразрыва содержат проппант, волокна, добавки.
7. Способ гидроразрыва пласта, содержащий:
a) ввод данных о расписании гидроразрыва;
b) ввод данных для подмодели распространения трещины гидроразрыва в пласте; c) ввод данных для подмодели транспорта материалов гидроразрыва в трещине; d) моделирование гидроразрыва пласта с помощью подмодели распространения трещины гидроразрыва и подмодели транспорта материалов гидроразрыва, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования;
e) вывод данных моделирования на момент окончания расписания гидроразрыва и/или закрытия трещины;
f) проведение гидроразрыва на основе выбранного расписания на этапе (а).
8. Способ прогнозирования продуктивности скважины после гидроразрыва пласта, содержащий:
a) ввод данных о расписании гидроразрыва;
b) ввод данных для подмодели распространения трещины гидроразрыва в пласте; c) ввод данных для подмодели транспорта материалов гидроразрыва в трещине; d) моделирование гидроразрыва с помощью подмодели распространения трещины гидроразрыва и подмодели транспорта материалов гидроразрыва, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования; e) вывод данных моделирования на момент окончании расписания гидроразрыва и/или закрытия трещины;
f) получение прогноза продуктивности скважины гидроразрыва по времени.
9. Способ прогнозирования перепро давки в трещине гидроразрыва, содержащий: a) ввод данных о расписании гидроразрыва, содержащего этап закачивания промывочной жидкости в трещину;
b) ввод данных для подмодели распространения трещины гидроразрыва в пласте; c) ввод данных для подмодели транспорта материалов гидроразрыва в трещине; d) моделирование гидроразрыва с помощью подмодели распространения трещины гидроразрыва и подмодели транспорта материалов гидроразрыва, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования; e) вывод данных моделирования на момент окончании расписания гидроразрыва и или закрытия трещины;
f) получение данных о зоне низкой проводимости трещины гидроразрыва вблизи перфорационных отверстий.
10. Способ проведения гидроразрыва пласта на основе пульсирующей закачки проппанта, содержащий:
a) ввод данных о расписании гидроразрыва, содержащего последовательность закачки пульсов жидкости без проппанта и жидкости с проппантом;
b) ввод данных для подмодели распространения трещины гидроразрыва в пласте; c) ввод данных для подмодели транспорта материалов гидроразрыва в трещине; d) моделирование гидроразрыва с помощью подмодели распространения трещины гидроразрыва и подмодели транспорта материалов гидроразрыва, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования; e) вывод данных моделирования на момент окончании расписания гидроразрыва и/или закрытия трещины;
f) получение данных о проводимости трещины гидроразрыва;
g) проведение гидроразрыва пласта.
11. Способ прогнозирования загрязнения трещины гидроразрыва гелирующим полимером, содержащий:
a) ввод данных о расписании гидроразрыва;
b) ввод данных для подмодели распространения трещины гидроразрыва в пласте; c) ввод данных для подмодели транспорта материалов гидроразрыва в трещине; d) моделирование гидроразрыва с помощью подмодели распространения трещины гидроразрыва и подмодели транспорта материалов гидроразрыва, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования; e) вывод данных моделирования на момент окончании расписания гидроразрыва и/или закрытия трещины;
f) определение зон с высокой концентрацией гелирующего полимера.
12. Способ прогнозирования закупоривания трещины гидроразрыва, содержащий: a) ввод данных о расписании гидроразрыва;
b) ввод данных для подмодели распространения трещины гидроразрыва в пласте; c) ввод данных для подмодели транспорта материалов гидроразрыва в трещине; d) моделирование гидроразрыва с помощью подмодели распространения трещины гидроразрыва и подмодели транспорта материалов гидроразрыва, при этом сопряжение подмоделей проводят по гидродинамическому сопротивлению для ячеек моделирования; e) вывод данных моделирования на момент окончании расписания гидроразрыва и/или закрытия трещины;
f) определение зон с низкой проводимостью в трещине гидроразрыва или на входе в трещину гидроразрыва.
PCT/RU2017/000282 2017-05-02 2017-05-02 Способ прогнозирования рисков гидроразрыва пласта WO2018203765A1 (ru)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/610,231 US11499406B2 (en) 2017-05-02 2017-05-02 Method for predicting of hydraulic fracturing and associated risks
RU2019134378A RU2730576C1 (ru) 2017-05-02 2017-05-02 Способ прогнозирования гидроразрыва пласта, способ гидроразрыва пласта, способы прогнозирования рисков гидроразрыва пласта
PCT/RU2017/000282 WO2018203765A1 (ru) 2017-05-02 2017-05-02 Способ прогнозирования рисков гидроразрыва пласта
CA3062854A CA3062854A1 (en) 2017-05-02 2017-05-02 Method for predicting of hydraulic fracturing and associated risks

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2017/000282 WO2018203765A1 (ru) 2017-05-02 2017-05-02 Способ прогнозирования рисков гидроразрыва пласта

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018203765A1 true WO2018203765A1 (ru) 2018-11-08

Family

ID=64016966

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000282 WO2018203765A1 (ru) 2017-05-02 2017-05-02 Способ прогнозирования рисков гидроразрыва пласта

Country Status (4)

Country Link
US (1) US11499406B2 (ru)
CA (1) CA3062854A1 (ru)
RU (1) RU2730576C1 (ru)
WO (1) WO2018203765A1 (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113833448A (zh) * 2020-06-23 2021-12-24 中国石油化工股份有限公司 一种高通道压裂方法及系统
RU2745142C1 (ru) * 2020-09-17 2021-03-22 Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» Способ и система моделирования трещин гидроразрыва пласта бесконечно-конечной проводимости и поперечно-продольного расположения относительно горизонтального ствола скважины
US11933165B2 (en) 2021-03-15 2024-03-19 Saudi Arabian Oil Company Hydraulic fracture conductivity modeling
US11921250B2 (en) * 2022-03-09 2024-03-05 Saudi Arabian Oil Company Geo-mechanical based determination of sweet spot intervals for hydraulic fracturing stimulation
US11867047B2 (en) 2022-06-08 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Workflow to evaluate the time-dependent proppant embedment induced by fracturing fluid penetration

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2561114C2 (ru) * 2010-12-30 2015-08-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Система и способ для выполнения операций интенсификации добычи в скважине
EA022370B1 (ru) * 2010-12-10 2015-12-30 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ усовершенствования модели коллектора и повышения отдачи трещиноватых пластов
RU2575947C2 (ru) * 2011-11-04 2016-02-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Моделирование взаимодействия трещин гидравлического разрыва в системах сложных трещин
WO2016032489A1 (en) * 2014-08-28 2016-03-03 Landmark Graphics Corporation Optimizing multistage hydraulic fracturing design based on three-dimensional (3d) continuum damage mechanics

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5228510A (en) * 1992-05-20 1993-07-20 Mobil Oil Corporation Method for enhancement of sequential hydraulic fracturing using control pulse fracturing
US6876959B1 (en) 1999-04-29 2005-04-05 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for hydraulic fractioning analysis and design
US20030205376A1 (en) * 2002-04-19 2003-11-06 Schlumberger Technology Corporation Means and Method for Assessing the Geometry of a Subterranean Fracture During or After a Hydraulic Fracturing Treatment
US8412500B2 (en) 2007-01-29 2013-04-02 Schlumberger Technology Corporation Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation
EA025473B1 (ru) * 2011-02-23 2016-12-30 Лэндмарк Графикс Корпорейшн Способ и система для определения подходящих вариантов гидроразрыва формации
US10422208B2 (en) * 2011-11-04 2019-09-24 Schlumberger Technology Corporation Stacked height growth fracture modeling

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA022370B1 (ru) * 2010-12-10 2015-12-30 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ усовершенствования модели коллектора и повышения отдачи трещиноватых пластов
RU2561114C2 (ru) * 2010-12-30 2015-08-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Система и способ для выполнения операций интенсификации добычи в скважине
RU2575947C2 (ru) * 2011-11-04 2016-02-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Моделирование взаимодействия трещин гидравлического разрыва в системах сложных трещин
WO2016032489A1 (en) * 2014-08-28 2016-03-03 Landmark Graphics Corporation Optimizing multistage hydraulic fracturing design based on three-dimensional (3d) continuum damage mechanics

Also Published As

Publication number Publication date
US20200056460A1 (en) 2020-02-20
US11499406B2 (en) 2022-11-15
CA3062854A1 (en) 2019-11-29
RU2730576C1 (ru) 2020-08-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Xu et al. Modeling dynamic behaviors of complex fractures in conventional reservoir simulators
RU2730576C1 (ru) Способ прогнозирования гидроразрыва пласта, способ гидроразрыва пласта, способы прогнозирования рисков гидроразрыва пласта
Guo et al. Evaluation of acid fracturing treatments in shale formation
Velikanov et al. New fracture hydrodynamics and in-situ kinetics model supports comprehensive hydraulic fracture simulation
Meng et al. Coupling of production forecasting, fracture geometry requirements and treatment scheduling in the optimum hydraulic fracture design
US11560776B2 (en) Methods and systems of modeling fluid diversion treatment operations
Palmer et al. Numerical solution for height and elongated hydraulic fractures
Furui et al. A comprehensive model of high-rate matrix acid stimulation for long horizontal wells in carbonate reservoirs
Al-Rbeawi How much stimulated reservoir volume and induced matrix permeability could enhance unconventional reservoir performance
Frash et al. Scale model simulation of hydraulic fracturing for EGS reservoir creation using a heated true-triaxial apparatus
US11341298B2 (en) Method for reservoir stimulation analysis and design based on lagrangian approach
Nierode Comparison of hydraulic fracture design methods to observed field results
WO2020247621A1 (en) Fracturing-fluid formula workflow
Hwang et al. A 3-dimensional fracture propagation model for long-term water injection
Markov et al. Correspondence principle for simulation hydraulic fractures by using pseudo 3D model
Ueda et al. Evaluation of acid fracturing by integrated pressure analysis and 3D simulation: a field application for multi-stage stimulation in horizontal wells
Sharma et al. Hydraulic fracturing design and 3D modeling: a case study from Cambay Shale and Eagleford Shale
Suppachoknirun Evaluation of multi-stage hydraulic fracturing techniques to optimize production in naturally fractured reservoirs using a DFN-based numerical technique
US20230034507A1 (en) Formation stimulation with acid etching model
RU2558549C1 (ru) Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Chaplygin et al. Case Studies of Re-Fracturing Achimov Reservoirs with High-Viscous Friction Reducer on Salym Group of Oilfields
Ji et al. Modeling hydraulic fracturing fully coupled with reservoir and geomechanical simulation
RU2723806C1 (ru) Способ гидроразрыва нефтяного, газового или газоконденсатного пласта
Shin Simultaneous propagation of multiple fractures in a horizontal well
Almarri et al. Numerical feasibility of near-wellbore cooling as a novel method for reducing breakdown pressure in hydraulic fracturing

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: 17908194

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3062854

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: 17908194

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1