Способ выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта

Способ выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к горному делу, а именно к способам для возбуждения скважин методом формирования трещин и гидроразрывов в продуктивном пласте.

Известен способ управления траекторией трещины гидроразрыва в пластах (ГРП), содержащих природные трещины (пат. РФ №2505670, Е21В 43/26, приор. 30.12.2009 г., опубл. 27.01.2014 г.).

Известный способ основан на моделировании процесса трещинообразования и включает создание матрицы взаимосвязи между множеством исходных параметров о пласте и природных трещинах, закачки жидкости ГРП и начальной траектории трещины до взаимодействия с разломом, с одной стороны, и прогнозируемым приращением траектории трещины ГРП после взаимодействия с разломом, с другой стороны. Такая матрица может быть получена, например, с помощью численного решения задачи о механическом взаимодействии трещины ГРП под постоянным внутренним давлением и природным разломом в момент их соприкосновения и представлена в виде таблицы.

Исходные параметры о пласте, закачке и трещине включают параметры пласта и природных трещин, параметры закачки жидкости гидроразрыва, параметры начальной траектории трещины.

В качестве параметров пласта и природных трещин используют механические напряжения в пласте, коэффициенты сцепления на поверхностях раздела, коэффициенты трения на поверхностях раздела, относительный угол между трещиной гидроразрыва и природным разломом в точке их контакта, параметр, характеризующий месторасположение природных трещин, параметр размера природных трещин.

В качестве параметра закачки жидкости ГРП используют вязкость закачиваемой жидкости ГРП, скорость закачки жидкости гидроразрыва, усредненное давление жидкости в трещине гидроразрыва.

В качестве параметра начальной траектории трещины используют длину трещины, зазор между концом трещины ГРП и поверхностью раздела.

Таким образом, в исходные параметры пласта включают параметры природных трещин, в частности угол наклона разлома, месторасположение природных трещин, параметр размера природных трещин, которые учитывают при построении матрицы взаимосвязи между множеством исходных параметров о пласте, закачке и трещине и прогнозируемым приращением траектории трещины ГРП путем численных расчетов и/или экспериментов.

Характеристику природных трещин получают с помощью датчиков, распределенных по соответствующим зонам пласта, сейсмических и акустических измерительных приборов, наклонометра.

Недостаток известного способа заключается в следующем.

Как указывается в описании патента №2505670, построение матрицы связано с проведением серии физических экспериментов или численного моделирования. Для этого может потребоваться большое количество сценариев (серий экспериментов), в зависимости от требующейся разрешающей способности, а в случае численного моделирования - использование современных мощных вычислительных устройств. Очевидно, что известный способ предусматривает значительные трудозатраты на проведение экспериментов и использование дорогостоящих компьютеров. Кроме того, известный метод не предусматривает выбор скважин для проведения ГРП, учитывающего характеристику природных трещин-координат их пространственной ориентации в околоскважинном пространстве.

Известен метод индукционной пластово-трещинной наклонометрии нефтегазовых скважин, реализуемый с помощью наклонометра НИПТ-1 (Индукционный пластово-трещинный наклонометр НИПТ-1 / Реклама ОАО НЛП «ВНИИГИС», http://www.seismoset.ru/nipt.php). НИПТ-1 предназначен для определения углов наклона и азимута падения пластов, слоистости и трещиноватости горных пород в нефтегазовых, рудных, угольных инженерно-геологических, в том числе наклонно-горизонтальных, скважинах.

Одной из задач, решаемых с помощью НИПТ-1, является возможность выделения субвертикальных и вертикальных трещин, в том числе не пересекающих ствол скважины, и определения координат их пространственной ориентации в околоскважинном пространстве диаметром до 1 м (фиг. 2).

В результате полученной информации, с помощью статистической обработки показаний НИПТ-1, строят полярную диаграмму - «розу» распределения азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте (фиг. 1).

В заявленном изобретении предлагается полученную информацию с помощью НИПТ-1 использовать для выбора объектов в скважинах для проведения ГРП.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности метода ГРП на месторождениях с участками с невыработанными - остаточными «целиками» нефти.

Указанная задача решается тем, что в способе выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта на месторождениях с участками с невыработанными - остаточными «целиками» нефти, включающем исследование пробуренных скважин наклонометром, выделение с его помощью природных субвертикальных и вертикальных трещин на указанных участках, в том числе не пересекающих ствол скважины, построение на основе статистической обработки показаний наклонометра полярной диаграммы - «розы» распределения азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте, выделяют природные субвертикальные и вертикальные трещины с ориентацией в околоскважинном пространстве в диапазоне 60-90 град и строят полярную диаграмму - «розу» распределения их азимутальных направлений, далее производят совмещение полярной диаграммы - «розы» распределения азимутальных направлений природных трещин, зарегистрированных для каждого продуктивного объекта в конкретном стволе скважины, с положением этой скважины на карте распределения текущих или остаточных запасов данного месторождения и выбирают для ГРП ту скважину, в раствор «розы» азимутальных направлений природных трещин с угловой характеристикой в пределах 15-20 град которой попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного «целика» нефти.

На фиг. 1 представлена полярная диаграмма - «роза» распределения азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте, полученная с помощью статистической обработки показаний НИПТ-1.

На фиг. 2 представлена полярная диаграмма - «роза» распределения углов наклона вертикальных и субвертикальных природных трещин в продуктивном пласте, полученная с помощью статистической обработки показаний НИПТ-1.

На фиг. 3, 4, 5, 6 представлена карта месторождения с показанным расположением на ней остаточного невыработанного целика нефти 1, ограниченного контуром 2, и отдельное положение скважин 3, 4, 5, 6, где намечено проведение ГРП и выполнены измерения прибором НИПТ-1, по которым построены полярные диаграммы азимутальных направлений природных трещин - «розы» 7 с указанием величины раскрытости их угла α, ограниченной пределами от 15 до 20 град.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Сначала в скважинах 3 и 4 (фиг. 3 и фиг. 4), намеченных для проведения ГРП, проводят исследования прибором НИПТ-1, выделяют в разрезе интервалы с вертикальными и субвертикальными природными трещинами в диапазоне 60-90 град и строят полярные диаграммы - «розы» 7 их азимутального направления. Совмещают карту месторождения с показанным расположением на ней остаточного невыработанного целика нефти с полученной полярной диаграммой - «розой» 7, затем, ограничиваясь азимутальными углами раскрытости трещин в пределах 15-20 град, определяют вероятность попадания в него контура 2, ограничивающего невыработанный целик нефти 1, расположенный вблизи, но не более 200 м, от одной из скважин (установлено экспериментальным путем), где намечено проведение ГРП. После этого выбирают для ГРП ту скважину, в раствор угловой характеристики азимутального направления природных трещин которой, равной 15-20 град, попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного целика нефти 1, обращенного в сторону соответствующей скважины (на фиг. 4 скважина 4).

На практике для каждого месторождения существуют карта распределения остаточных запасов нефтепродуктов, примером может служить карта плотности остаточных запасов, представленная в книге: Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю., Воронова Е.В. О механизме формирования остаточных запасов в терригенных коллекторах нефтяных месторождений / УГНТУ, г. Уфа, 2009 г., стр. 140. На представленной карте дано месторождение с выделенным контуром площади остаточного целика нефти. При наложении на эту карту полярной диаграммы - «розы» распределения азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте, полученной с помощью НИПТ, можно выбрать для ГРП на месторождении ту скважину, в раствор с угловой характеристикой в пределах 15-20 град азимутальных направлений природных трещин которой попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного «целика» нефти.

Способ выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта на месторождениях с участками с невыработанными - остаточными «целиками» нефти, включающий исследование бурящихся скважин наклонометром, выделение с его помощью природных субвертикальных и вертикальных трещин на указанных участках, в том числе не пересекающих ствол скважины, построение на основе статистической обработки показаний наклонометра полярной диаграммы - «розы» распределения азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин в продуктивном пласте, отличающийся тем, что производят совмещение полярной диаграммы - «розы» азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте с координатами их вертикальной и субвертикальной пространственной ориентации в околоскважинном пространстве в диапазоне 60-90 град, зарегистрированных для каждого продуктивного объекта в конкретном стволе скважины, с положением этой скважины на карте распределения текущих или остаточных запасов данного месторождения, и выбирают для ГРП ту скважину, в раствор с угловой характеристикой в пределах 15-20 град азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин которой попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного «целика» нефти.