RU2759621C2 - Method for optimising production of the reservoir fluid from a borehole after acidic hydraulic fracturing - Google Patents
Method for optimising production of the reservoir fluid from a borehole after acidic hydraulic fracturing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2759621C2 RU2759621C2 RU2020120831A RU2020120831A RU2759621C2 RU 2759621 C2 RU2759621 C2 RU 2759621C2 RU 2020120831 A RU2020120831 A RU 2020120831A RU 2020120831 A RU2020120831 A RU 2020120831A RU 2759621 C2 RU2759621 C2 RU 2759621C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- production
- borehole
- flow rate
- formation
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 title abstract 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 36
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 26
- 238000004088 simulation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 34
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 30
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 208000003044 Closed Fractures Diseases 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Natural products C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Pathology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к добыче пластового флюида (нефти и/или газа) после стимуляции скважин кислотным гидроразрывом пласта (ГРП), а именно к способу увеличения дебита скважины за счет выбора значений депрессии скважины, которые обеспечивают оптимальный баланс между высоким притоком флюида из пласта и неухудшенной проводимостью трещины гидроразрыва во время добычи.The invention relates to the production of formation fluid (oil and / or gas) after stimulation of wells with acid hydraulic fracturing (HF), namely, to a method for increasing well flow rate by selecting values of well depression that provide an optimal balance between high fluid flow from the formation and non-degraded conductivity hydraulic fractures during production.
Гидроразрыв пласта (ГРП) - один из методов стимуляции добычи из скважин посредством создания трещин в пласте и обеспечения увеличенного притока пластового флюида в скважину. Трещины создаются путем закачивания в пласт жидкостей гидроразрыва под высоким давлением. После окончания работ по гидроразрыву на забое скважины создается депрессия. Депрессия - это разность между пластовым давлением флюида в районе скважины и ее забойным давлением, вызывающая движение нефти или газа из пласта к забою скважины.Hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) is one of the methods of stimulating production from wells by creating fractures in the formation and providing an increased inflow of formation fluid into the well. Fractures are created by high pressure injection of fracturing fluids into the formation. After the completion of hydraulic fracturing, a depression is created at the bottom of the well. Depression is the difference between the reservoir fluid pressure in the area of the well and its bottomhole pressure, causing the movement of oil or gas from the reservoir to the bottom of the well.
Продуктивность скважин после кислотного гидроразрыва пласта (ГРП) представляет несомненный интерес для разработки карбонатных месторождений. При кислотном ГРП увеличенная проводимость трещины создается за счет вытравливания ее стенок закачиваемой в нее кислотой. При этом, как правило, не закачивается расклинивающий агент (например, песок или проппант), который бы препятствовал смыканию трещины и потере ее проводимости во время дебита пластового флюида.Well productivity after acid fracturing (HF) is of undoubted interest for the development of carbonate fields. With acid fracturing, increased fracture conductivity is created due to the etching of its walls by the acid injected into it. In this case, as a rule, a proppant (for example, sand or proppant) is not injected, which would prevent the fracture from closing and losing its conductivity during the production of the formation fluid.
Проводимость трещины не является постоянной ни по времени, ни по пространству, и изменяется в каждой точке трещины в зависимости от локальных условий (таких как геометрия червоточин, давление флюида, горные напряжения, приложенные к трещине, и др.), свойств пласта (горный материал и проводимость, резервуарное давление, и др.), а также депрессии скважины. Именно распределение проводимости трещины для заданной депрессии во многом определяет текущую продуктивность скважины.The fracture conductivity is not constant either in time or in space, and varies at each point of the fracture depending on local conditions (such as geometry of wormholes, fluid pressure, rock stresses applied to the fracture, etc.), formation properties (rock material and conductivity, reservoir pressure, etc.), as well as the drawdown of the well. It is the distribution of fracture conductivity for a given drawdown that largely determines the current productivity of the well.
Из уровня техники известны способы кислотного гидроразрыва пласта (например, US 6924255 B2, US 7306041 B2, US 20040254079 A1, US 20050113263 A1, US 20090182694), направленные на выбор расписания закачки и материалов для размещения в скважине и создания нужной геометрии трещины. В этих способах не рассматриваются вопросы оптимального режима вывода скважины на дебит после выполнения работы ГРП.Acid fracturing methods are known in the art (for example, US 6924255 B2, US 7306041 B2, US 20040254079 A1, US 20050113263 A1, US 20090182694) aimed at selecting the injection schedule and materials for placement in the well and creating the desired fracture geometry. These methods do not consider the issues of the optimal mode of bringing the well to production rate after performing hydraulic fracturing work.
В патенте US 7963327 описано увеличение дебита путем анализа текущей добычи и внесения корректирующих действий, определяемых на основе сравнения с имеющейся информацией. Для осуществления данного способа необходимо иметь хотя бы одну уже запущенную в эксплуатацию скважину.US Pat. No. 7,963,327 describes an increase in production by analyzing current production and making corrective actions based on comparison with available information. To implement this method, it is necessary to have at least one well already put into operation.
В заявке US 20100300682 A1 раскрыт способ увеличения дебита путем нагнетания жидкостей в соседние скважины, где выбор оптимальных стратегий и параметров осуществляется на основе моделирования. Для реализации известного способа необходимо иметь соседние нагнетающие скважины.US 20100300682 A1 discloses a method for increasing production rates by injecting fluids into offset wells, where the choice of optimal strategies and parameters is based on simulation. To implement the known method, it is necessary to have adjacent injection wells.
Множество существующих подходов, описанных в открытой литературе (например, PotapenkoD. I., et. al., 2017, Securing Long-Term Well Productivity of Horizontal Wells Through Optimization of Postfracturing Operations. SPE-187104-MS; Karantinos E. et. al. 2016, Choke Management Strategies for Hydraulic Fractured Wells and Frac-Pack Completions in Vertical Wells. SPE-178973; Robinson В. H. 1988, Minimizing Damage to a Propped Fracture by Controlled Flowback Procedures, Journal of Petroleum Technology: 753-759. SPE-15250), направлены на увеличение продуктивности пласта различными способами, в том числе путем увеличения депрессии, т.к. считается, что с увеличением депрессии возрастает дебит эксплуатационной скважины. При этом важным является понятие допустимой депрессии, превышение которой может вызвать такие негативные эффекты как: разрушение призабойной зоны скважины, вынос осколков породы, подтягивание языков пластовой воды, образование гидратов природного газа на забое или в пласте, смятие эксплуатационных колонн. К недостаткам этих методов можно отнести, что допустимая депрессия устанавливается в результате продолжительных и дорогостоящих методов исследования скважины. А также при проведении технико-экономических расчетов не учитывается критерий открытости трещины и сохранения ее проводимости. Тем самым допустимая депрессия может быть переоценена и как результат, трещина будет закрыта, а дебит окажется существенно ниже расчетного.Many existing approaches described in the open literature (for example, Potapenko D. I., et. Al., 2017, Securing Long-Term Well Productivity of Horizontal Wells Through Optimization of Postfracturing Operations. SPE-187104-MS; Karantinos E. et. Al. . 2016, Choke Management Strategies for Hydraulic Fractured Wells and Frac-Pack Completions in Vertical Wells. SPE-178973; Robinson B. H. 1988, Minimizing Damage to a Propped Fracture by Controlled Flowback Procedures, Journal of Petroleum Technology: 753-759. SPE-15250), are aimed at increasing the reservoir productivity in various ways, including by increasing the drawdown, because it is believed that with an increase in drawdown, the production rate of the production well increases. At the same time, the concept of permissible drawdown is important, the excess of which can cause such negative effects as: destruction of the bottomhole zone of the well, removal of rock fragments, pulling up the tongues of formation water, the formation of natural gas hydrates at the bottomhole or in the formation, crushing of production strings. The disadvantages of these methods can be attributed to the fact that the permissible drawdown is established as a result of long-term and expensive well survey methods. And also, when carrying out technical and economic calculations, the criterion of crack openness and preservation of its conductivity is not taken into account. Thus, the allowable drawdown can be overestimated and, as a result, the fracture will be closed, and the production rate will be significantly lower than the calculated one.
Ни один из известных способов не учитывает геомеханику закрытия трещин в пласте, т.е. не использует информацию о зависимости проводимости трещины от эффективного напряжения на ее стенках для определения диапазона допустимых депрессий для скважины после проведения кислотной обработки.None of the known methods takes into account the geomechanics of fracture closure in the formation, i.e. does not use information on the dependence of the fracture conductivity on the effective stress on its walls to determine the range of allowable drawdowns for the well after acidizing.
Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении открытости трещины гидроразрыва во время добычи посредством управления депрессией, что приводит к улучшенному притоку резервуарного флюида в скважину. Предлагаемый способ позволяет определять диапазон депрессий, обеспечивающих максимальные показатели дебита скважины, не только после, но и до начала эксплуатации скважины, тем самым минимизируя риск неверного ввода в эксплуатацию из-за неверно выбранной депрессии. Способ позволяет также быстрее выводить скважину в эксплуатацию, т.к. удержание депрессии у верхней границы диапазона критических депрессий позволяет получать максимальный дебит в каждый момент времени.The technical result achieved by the implementation of the proposed invention is to ensure the openness of the hydraulic fracture during production by controlling the drawdown, which leads to an improved inflow of reservoir fluid into the well. The proposed method allows you to determine the range of drawdowns that provide maximum well production rates, not only after, but also before the start of well operation, thereby minimizing the risk of incorrect commissioning due to an incorrectly selected drawdown. The method also makes it possible to bring the well into operation faster, because keeping the depression at the upper limit of the critical depression range allows you to get the maximum flow rate at each moment of time.
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом оптимизации добычи пластового флюида из скважины для выбранной скважины выполняют моделирование кислотного гидроразрыва пласта для заданных свойств пласта с учетом графика проведения закачки и ожидаемого дебита скважины. В результате моделирования получают распределение ширины вытравленных в результате кислотного гидроразрыва стенок трещины по всей ее поверхности. Выбирают диапазон возможных значений депрессии скважины и для каждого значения депрессии в выбранном диапазоне с учетом полученного распределения ширины вытравленных стенок трещины и заданных свойств пласта рассчитывают профили раскрытия трещины, эффективных напряжений, приложенных к стенкам трещины, и гидравлической проводимости трещины. На основе полученных профилей гидравлической проводимости трещины для каждого значения депрессии рассчитывают полный дебит скважины. Выбирают значения депрессии, соответствующие максимальным показателям дебита скважины или обеспечивающие дебит не ниже ожидаемого дебита. При последующей добыче из скважины поддерживают выбранные значения депрессии.The specified technical result is achieved by the fact that in accordance with the proposed method for optimizing the production of formation fluid from a well for the selected well, acid fracturing is simulated for the given formation properties, taking into account the injection schedule and the expected well production rate. As a result of modeling, the distribution of the width of the crack walls etched as a result of acid hydraulic fracturing is obtained over its entire surface. A range of possible values of the well depression is selected, and for each value of the depression in the selected range, taking into account the obtained distribution of the width of the etched fracture walls and the given properties of the formation, the profiles of fracture opening, effective stresses applied to the fracture walls, and hydraulic conductivity of the fracture are calculated. Based on the obtained profiles of the hydraulic conductivity of the fracture, the total well production rate is calculated for each drawdown value. The drawdown values are selected that correspond to the maximum production rates of the well or ensure the production rate is not lower than the expected production rate. During subsequent production from the well, the selected drawdown values are maintained.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения в качестве заданных свойств пласта используют уточненные свойства пласта в ожидаемой области значений с учетом их неопределенности. Уточненные свойства пласта могут быть определены посредством по меньшей мере одного метода, выбираемого из группы, включающей геофизические методы исследования скважин, гидродинамические методы исследования скважин, интерпретацию данных мини-гидроразрыва пласта.In accordance with one embodiment of the invention, the specified properties of the formation are used as the target properties of the formation in the expected range of values, taking into account their uncertainty. The refined properties of the formation can be determined by at least one method selected from the group including geophysical well survey methods, hydrodynamic well survey methods, interpretation of mini-hydraulic fracturing data.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения при наличии данных о дебите выбранной скважины или соседних скважин сравнивают имеющиеся данные о дебите выбранной скважины или соседних скважин с полным дебитом скважины, рассчитанным в результате моделирования, и в качестве уточненных свойств пласта выбирают такие свойства, которые дают наилучшее согласование рассчитанного дебита с имеющимися данными о дебите.In accordance with another embodiment of the invention, when data on the flow rate of the selected well or of adjacent wells is available, the available data on the flow rate of the selected well or of the adjacent wells is compared with the total flow rate of the well calculated as a result of the modeling, and such properties are selected as the refined properties of the formation that give the best match of the calculated flow rate with the available flow data.
Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг. 1 показана блок-схема основных этапов осуществления способа по определению депрессии, обеспечивающей максимальные показатели дебита скважины, для разных свойств пласта и графиков закачки; на Фиг. 2 показано распределение ширины вытравленных стенок (слева), а также поперечное сечение трещины, соответствующее горизонтальной координате х=5; на Фиг. 3а-3е показана динамика закрытия трещины при увеличении депрессии скважины; на Фиг. 4 приведен график зависимости дебита от величины депрессии для определенного набора параметров пласта; на Фиг. 5 приведен график зависимости дебита от величины депрессии для различных модулей плоской деформации, характеризующих упругость породы; на Фиг. 6 показан график зависимости дебита от величины депрессии для различных значений резервуарного давления; на Фиг. 7 приведен график зависимости дебита от величины депрессии для различных значений минимального горного напряжения.The invention is illustrated by drawings, where FIG. 1 shows a block diagram of the main stages of the method for determining the drawdown, which provides the maximum well production rates, for different reservoir properties and injection schedules; in FIG. 2 shows the distribution of the width of the etched walls (left), as well as the cross-section of the crack corresponding to the horizontal coordinate x = 5; in FIG. 3a-3f show the dynamics of fracture closure with an increase in the depression of the well; in FIG. 4 shows a graph of the dependence of the flow rate on the drawdown value for a certain set of reservoir parameters; in FIG. 5 shows a graph of the dependence of the flow rate on the drawdown value for various moduli of plane deformation, characterizing the elasticity of the rock; in FIG. 6 shows a graph of the dependence of the flow rate on the drawdown value for various values of the reservoir pressure; in FIG. 7 shows a graph of the dependence of the flow rate on the drawdown value for various values of the minimum rock stress.
Предлагаемый способ оптимизации добычи нефти и/или газа из скважины после кислотного гидроразрыва пласта обеспечивает сохранение проводимости трещины гидроразрыва во время добычи. Открытая трещина, как более проводимая, обеспечивает лучший приток флюида к скважине по сравнению с закрытой трещиной. Как следствие, дебит скважины возрастает.The proposed method for optimizing oil and / or gas production from a well after acid fracturing ensures that the fracture conductivity is maintained during production. An open fracture, being more conductive, provides better fluid flow to the well compared to a closed fracture. As a result, the flow rate of the well increases.
Как показано на Фиг. 1, на первом этапе 1 выбирают скважину, в которой предполагается проведение кислотного ГРП или в которой кислотный ГРП уже был проведен и в которой хотят обеспечить максимальные показатели дебита.As shown in FIG. 1, at the
Затем, на этапе 2, задают свойства пласта и планируемый (или уже осуществленный) график проведения кислотного ГРП, включая ожидаемый дебит Qe скважины. Затем на их основе на этом же этапе выполняют моделирование кислотного ГРП для выбранной скважины. В результате моделирования получают геометрию образовавшейся трещины, в том числе распределение ширины w вытравленных в результате кислотного гидроразрыва стенок образовавшейся трещины по всей ее поверхности.Then, at
На этапе 3 выбирают диапазон возможных значений депрессии скважины в виде упорядоченного списка [p1,…pN].At
Затем, на этапе 4 для каждого значения депрессии pi из выбранного на этапе 3 диапазона депрессий, заданных свойств пласта и полученного на этапе 2 распределения ширины w вытравленных стенок с помощью модели упругости трещины (Myrr, L.R., Fractures as collections of cracks. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2000, Vol. 37, p. 231-243) рассчитывают профили раскрытия трещины wi и эффективных напряжений σi, приложенных к стенкам трещины. Из полученных профилей ширины wi и эффективных напряжений σi рассчитывают профили гидравлической проводимости ci трещины.Then, at stage 4, for each value of the drawdown p i from the range of drawdowns selected at
На следующем этапе 5 на основе полученных профилей гидравлической проводимости ci трещины для каждого значения депрессии pi скважины рассчитывают полный дебит Qi скважины после ГРП.At the
На этапе 6 выбирают значения депрессии р, соответствующие максимальным показателям дебита скважины Q=max(Qi) или обеспечивающие дебит не ниже ожидаемого дебита Q≥Qe.At
При последующей добыче флюида из скважины (этап 7) поддерживают выбранные значения депрессии, соответствующие максимальным показателям дебита скважины или обеспечивающие дебит не ниже ожидаемого дебита.During the subsequent production of fluid from the well (stage 7), the selected drawdown values are maintained that correspond to the maximum well production rates or ensure the production rate is not lower than the expected production rate.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения дополнительно выполняют моделирование кислотного ГРП для выбранной скважины для уточненных свойств пласта в ожидаемой области значений с учетом их неопределенности. Уточненные свойства пласта могут быть определены одним или несколькими методами, например, с помощью геофизических методов исследования скважин (ГИС), гидродинамических методов исследования скважин (ГДИС), интерпретации данных мини-ГРП (например, DataFRAC сервис, предоставляемый компанией Шлюмберже).In accordance with one embodiment of the invention, an acid fracturing simulation is additionally performed for the selected well for the refined reservoir properties in the expected range of values, taking into account their uncertainty. The refined reservoir properties can be determined by one or more methods, for example, using geophysical well survey methods (GIS), hydrodynamic well survey methods (HDT), interpretation of mini-frac data (for example, DataFRAC service provided by Schlumberger).
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения при известном дебите выбранной скважины или соседних скважин сравнивают имеющиеся данные о дебите выбранной скважины или соседних скважин с полным дебитом скважины, рассчитанным в результате моделирования, и в качестве уточненных свойств пласта выбирают такие свойства, которые дают наилучшее согласование рассчитанного дебита с известным дебитом.In accordance with another embodiment of the invention, with a known flow rate of the selected well or adjacent wells, the available data on the flow rate of the selected well or adjacent wells are compared with the total well flow rate calculated as a result of modeling, and such properties are selected as the refined properties of the formation that give the best match. calculated production rate with known production rate.
Соответственно при последующей добыче флюида из данной скважины поддерживают значения депрессии, соответствующие максимальным показателям дебита скважины или обеспечивающие дебит не ниже ожидаемого дебита.Accordingly, during the subsequent production of fluid from this well, the drawdown values are maintained that correspond to the maximum production rates of the well or ensure the production rate is not lower than the expected production rate.
Рассмотрим пример реализации данного изобретения для оптимизации добычи, в котором показано, как определяют значения депрессий для получения самых высоких показателей дебита скважины после кислотного ГРП.Let us consider an example of implementation of this invention to optimize production, which shows how the drawdown values are determined to obtain the highest well rates after acid fracturing.
На втором этапе, после выбора скважины, осуществляют моделирование кислотного ГРП (см. Фиг. 1, этап 2), в результате которого получают распределение ширины вытравленных в результате кислотного гидроразрыва стенок образовавшейся трещины по всей ее поверхности, как показано слева на Фиг. 2. Справа на Фиг. 2 представлено сечение трещины, соответствующее горизонтальной координате х=5 м (т.е. белой пунктирной линии на рисунке слева). Видно, что до начала добычи в середине трещины существует область с открытой трещиной.At the second stage, after the selection of the well, modeling of acid fracturing is carried out (see Fig. 1, stage 2), as a result of which the distribution of the width of the walls of the formed fracture etched as a result of acid fracturing is obtained over its entire surface, as shown on the left in Fig. 2. On the right in FIG. 2 shows the cross-section of the crack corresponding to the horizontal coordinate x = 5 m (i.e. the white dashed line in the figure on the left). It can be seen that there is an open fracture area in the middle of the fracture prior to production.
Далее выбирают диапазон возможных значений депрессии скважины (см. Фиг. 1, этап 3); в данном примере рассмотрены депрессии от 0 до 100 бар. Для каждого из значений депрессии в выбранном диапазоне рассчитывают профиль раскрытия трещины (см. Фиг. 2, этап 4). На Фиг. 3 показана динамика изменения раскрытия трещины при соответствующем значении депрессии, где профиль (а) соответствует депрессии 0 бар, профиль (е) - депрессии 100 бар, а остальные значения распределены на промежутке от 0 до 100 бар.Next, a range of possible values of the well depression is selected (see Fig. 1, stage 3); in this example, drawdowns from 0 to 100 bar are considered. For each of the drawdown values in the selected range, the fracture opening profile is calculated (see Fig. 2, step 4). FIG. 3 shows the dynamics of fracture opening changes at the corresponding drawdown value, where profile (a) corresponds to 0 bar drawdown, profile (e) to 100 bar drawdown, and the rest of the values are distributed over the range from 0 to 100 bar.
В результате расчета получают профили раскрытия трещины, эффективных напряжений, приложенных к стенкам трещины, а также гидравлической проводимости трещины (см. Фиг. 1, этап 4).As a result of the calculation, the profiles of the crack opening, the effective stresses applied to the crack walls, and the hydraulic conductivity of the crack are obtained (see Fig. 1, stage 4).
На основе профиля гидравлической проводимости проводят оценку продуктивности трещины, выражаемому скоростью притока флюида в скважину или дебитом (см. Фиг. 1, этап 5).Based on the hydraulic conductivity profile, an assessment of the fracture productivity is carried out, expressed by the rate of fluid inflow into the well or the flow rate (see Fig. 1, stage 5).
На Фиг. 4 показана зависимость дебита от значения депрессии (см. Фиг. 1, этап 5). Видно, что сначала дебит растет при увеличении депрессии, что характерно также и для проппантных ГРП, но потом дебит начинает снижаться из-за закрытия трещины и соответствующего снижения продуктивности трещины. Важно выбрать оптимальные значения депрессии, при которых будут наблюдаться максимальные значения дебита. На Фиг. 4 предложенный диапазон оптимальных депрессий отмечен пунктирными линиями и стрелкой (см. Фиг. 1, этап 6).FIG. 4 shows the dependence of the production rate on the drawdown value (see Fig. 1, step 5). It can be seen that at first the flow rate increases with an increase in the drawdown, which is also typical for proppant hydraulic fracturing, but then the flow rate begins to decrease due to the closure of the fracture and the corresponding decrease in the productivity of the fracture. It is important to choose the optimal drawdown values at which the maximum production rates will be observed. FIG. 4, the suggested range of optimal depressions is indicated by dashed lines and an arrow (see Fig. 1, step 6).
В следующем примере будет рассмотрен другой вариант осуществления данного изобретения, где значения депрессий для достижения максимальной добычи из скважины определяют с учетом неопределенности механических свойств пласта. Данный пример можно использовать, во-первых, для согласования имеющихся данных по добыче из скважины с предполагаемыми свойствами пласта; и во-вторых, чтобы определить значения депрессии, обеспечивающих максимальный дебит скважины.In the following example, another embodiment of the present invention will be considered, where the drawdown values for achieving maximum production from the well are determined taking into account the uncertainty of the mechanical properties of the formation. This example can be used, firstly, to match the available production data from the well with the expected properties of the formation; and secondly, to determine the drawdown values that provide the maximum well production rate.
Для сравнения в качестве начального состояния рассматривается результат моделирования кислотного ГРП и распределение ширины вытравленных в результате кислотного гидроразрыва стенок образовавшейся трещины из примера, приведенного выше и представленного на Фиг. 2. Таким образом, в данном примере повторяют этапы 1-6, представленные на Фиг. 1. Однако в дополнение добавлены расчеты для уточненных свойств пласта. В качестве базовых значений для выбранных свойств пласта задают значения выбранных свойств пласта из вышеприведенного примера, а два других значения выбранных свойств пласта задают соответственно выше и ниже базового.For comparison, as the initial state, the result of modeling acid fracturing and the distribution of the width of the walls of the formed fracture etched as a result of acid fracturing from the example given above and shown in Fig. 2. Thus, in this example, steps 1-6 of FIG. 1. However, in addition, added calculations for refined reservoir properties. As the baseline values for the selected formation properties, the values of the selected formation properties from the above example are set, and the other two values of the selected formation properties are set, respectively, above and below the baseline.
Для определения депрессий, обеспечивающих максимальный дебит скважины, рассматривается диапазон возможных значений модуля плоской деформации, пропорционального модулю Юнга породы, и для каждого из них повторяют алгоритм, описанный в вышеприведенном первом примере. На Фиг. 5 приведены графики зависимости дебита скважины от депрессии для трех различных модулей плоской деформации: кривой 12 соответствует значение 40 ГПа, кривой 13-50 ГПа, кривой 14-60 ГПа. Видно, что при увеличении упругости породы трещина закрывается меньше, как следствие и добыча выше.To determine the drawdowns providing the maximum well production rate, the range of possible values of the modulus of planar deformation proportional to the Young's modulus of the rock is considered, and for each of them the algorithm described in the above first example is repeated. FIG. 5 shows the graphs of the well flow rate versus drawdown for three different flat deformation moduli:
Также на Фиг. 5 вертикальными линиями и стрелкой обозначен интервал депрессий, при которых дебит скважины будет близок к максимальному при всех рассмотренных значениях модуля. Таким образом, даже не имея точных значений параметра, можно определить интервал депрессий, обеспечивающий максимальный уровень добычи с учетом неопределенности параметра.Also in FIG. 5, vertical lines and an arrow indicate the drawdown interval at which the well flow rate will be close to the maximum for all considered values of the modulus. Thus, even without having accurate parameter values, it is possible to determine the drawdown interval that provides the maximum production level, taking into account the parameter uncertainty.
Аналогичный анализ был проведен для различных значений резервуарного давления и соответствующие результаты приведены на Фиг. 6. Кривая 15 соответствует резервуарному давлению 29 МПа, кривая 16 - значению 30 МПа, а кривая 17-31 МПа. Из полученных результатов видно, что при увеличении резервуарного давления максимальный дебит растет, так как соответствующее эффективное напряжение, действующее на трещину, снижается.A similar analysis was performed for various reservoir pressures and the corresponding results are shown in FIG. 6.
Далее была рассмотрена чувствительность дебита скважины к минимальному горному напряжению. Результаты представлены на Фиг. 7, где кривая 18 соответствует значению 31.5 МПа, кривая 19-31 МПа, а кривая 20-30.5 МПа. Видно, что минимальные горные напряжения, отличающиеся на 10 бар, могут привести к разнице 30% в дебите.Next, the sensitivity of the well flow rate to the minimum rock stress was considered. The results are shown in FIG. 7, where
Таким образом, выбирая диапазон критических с точки зрения геомеханики депрессий, нужно учитывать погрешность в определении свойств пласта. Оптимальный диапазон для набора возможных параметров, вообще говоря, может не совпадать с оптимальным диапазоном для одного конкретного параметра, что и продемонстрировано на примерах выше.Thus, when choosing the range of drawdowns that are critical from the point of view of geomechanics, it is necessary to take into account the error in determining the properties of the formation. The optimal range for a set of possible parameters, generally speaking, may not coincide with the optimal range for one specific parameter, as demonstrated in the examples above.
Стоит отметить, что это лишь пример использования настоящего изобретения. Для полевых данных диапазон критических давлений может отличаться от приведенного выше.It should be noted that this is only an example of the use of the present invention. For field data, the critical pressure range may differ from the above.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020120831A RU2759621C2 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Method for optimising production of the reservoir fluid from a borehole after acidic hydraulic fracturing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020120831A RU2759621C2 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Method for optimising production of the reservoir fluid from a borehole after acidic hydraulic fracturing |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2020120831A3 RU2020120831A3 (en) | 2021-11-01 |
| RU2020120831A RU2020120831A (en) | 2021-11-01 |
| RU2759621C2 true RU2759621C2 (en) | 2021-11-16 |
Family
ID=78466361
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020120831A RU2759621C2 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Method for optimising production of the reservoir fluid from a borehole after acidic hydraulic fracturing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2759621C2 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100300682A1 (en) * | 2009-05-27 | 2010-12-02 | Ganesh Thakur | Computer-implemented systems and methods for screening and predicting the performance of enhanced oil recovery and improved oil recovery methods |
| US7963327B1 (en) * | 2008-02-25 | 2011-06-21 | QRI Group, LLC | Method for dynamically assessing petroleum reservoir competency and increasing production and recovery through asymmetric analysis of performance metrics |
| RU2520187C2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | System and method for well production optimisation |
| RU2540713C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| WO2016079625A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
| US20190033488A1 (en) * | 2016-12-26 | 2019-01-31 | Southwest Petroleum University | Method for experimentally determining conductivity distribution of acid-fractured fracture of carbonate rock oil and gas reservoir |
| RU2709260C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество " Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits |
-
2020
- 2020-04-30 RU RU2020120831A patent/RU2759621C2/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520187C2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | System and method for well production optimisation |
| US7963327B1 (en) * | 2008-02-25 | 2011-06-21 | QRI Group, LLC | Method for dynamically assessing petroleum reservoir competency and increasing production and recovery through asymmetric analysis of performance metrics |
| US20100300682A1 (en) * | 2009-05-27 | 2010-12-02 | Ganesh Thakur | Computer-implemented systems and methods for screening and predicting the performance of enhanced oil recovery and improved oil recovery methods |
| RU2540713C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| WO2016079625A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
| US20190033488A1 (en) * | 2016-12-26 | 2019-01-31 | Southwest Petroleum University | Method for experimentally determining conductivity distribution of acid-fractured fracture of carbonate rock oil and gas reservoir |
| RU2709260C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество " Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2020120831A3 (en) | 2021-11-01 |
| RU2020120831A (en) | 2021-11-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11280165B2 (en) | Methods for shut-in pressure escalation analysis | |
| CA2676675C (en) | Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation | |
| US20170114613A1 (en) | Well re-stimulation | |
| WO2003023188A1 (en) | Well completion method, including integrated approach for fracture optimization | |
| US10436002B2 (en) | Method for enhancing fracture propagation in subterranean formations | |
| Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
| WO2010064959A1 (en) | Method for determining the closure pressure of a hydraulic fracture | |
| Zanganeh et al. | The role of hydraulic fracture geometry and conductivity profile, unpropped zone conductivity and fracturing fluid flowback on production performance of shale oil wells | |
| RU2666573C1 (en) | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack | |
| Manchanda et al. | Simulating the life of hydraulically fractured wells using a fully-coupled poroelastic fracture-reservoir simulator | |
| Li et al. | Numerical investigation of key factors on successful subsequent parent well water injection to mitigate parent-infill well interference | |
| Manchanda et al. | Overcoming the impact of reservoir depletion to achieve effective parent well refracturing | |
| Damjanac et al. | Numerical study of stress shadowing effect on fracture initiation and interaction between perforation clusters | |
| RU2759621C2 (en) | Method for optimising production of the reservoir fluid from a borehole after acidic hydraulic fracturing | |
| Sesetty et al. | Modeling dense-arrays of hydraulic fracture clusters: Fracture complexity, net pressure and model calibration | |
| Jabbari et al. | Hydraulic Fracturing Design Optimization—Bakken Case Study | |
| Zheng et al. | Advanced Modeling of Production Induced Pressure Depletion Impact on Infill Well Using Cloud Computation in the Haynesville | |
| Hwang et al. | Water Injection Well Performance and Fracture Propagation in a Channel Sand Reservoir: An Offshore Ghana Case Study | |
| CN115952620A (en) | Shale reservoir fracturing prevention construction method and key fracture control material | |
| Charry* et al. | A step change in the learning curve for refracturing in the eagle ford | |
| RU2745058C1 (en) | Method of developing a low-permeability reservoir with alternate initiation of auto-hydraulic fractures | |
| Shelley et al. | Modeling Multi-Fractured Horizontal Well Completions; A Case For Planar Hydraulic Fractures | |
| RU2610485C1 (en) | Method of developing oil and gas deposits | |
| Karacaer et al. | Multi-well Modeling in the Eagle Ford: An Investigation of Redevelopment, Infill and Refrac Opportunities | |
| Khan | Multi-frac treatments in tight oil and shale gas reservoirs: effect of hydraulic fracture geometry on production and rate transient |