Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины

Авторы патента:

Салимов Олег Вячеславович (RU)

Зиятдинов Радик Зяузятович (RU)

Насыбуллин Арслан Валерьевич (RU)

E21B47/10 - определение места оттока, притока или колебаний жидкости

E21B43/267 - путем расклинивания

Владельцы патента RU 2655310:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород. Способ включает проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований. Ежемесячно в течение трех месяцев до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП проводят исследования, при которых определяют пластовое и забойное давления, дебит, причем перед проведением ГРП с проппантом определяют профиль притока продукции в скважине по высоте пласта и выявляют интервалы пласта с высокопроницаемыми породами с притоком выше среднего по пласту, затем в скважину по технологической колонне труб, низ которой размещают ниже перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, закачивают технологическую жидкость с изолирующим материалом из расчета 0,2 м³ на 1 м высоты пласта, выполненным в виде шариков плотностью, равной плотности технологической жидкости, изолирующим перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив высокопроницаемых пород пласта по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта, при этом перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив низкопроницаемых пород пласта остаются неизолированными, причем диаметр шариков в 1,2 раза больше диаметра перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, при этом после проведения ГРП с проппантом в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно определяют пластовое и забойное давления, дебит, их средние значения до и после проведения ГРП, затем определяют кратность увеличения депрессии и дебита, строят на графике линию кратности депрессии к кратности дебита относительно исходной линии кратности депрессии и дебита, причем линия, расположенная на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует об эффективном проведении ГРП, а линия, расположенная на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует о неэффективном проведении ГРП. Технический результат заключается в: упрощении технологии определения эффективности проведения ГРП; снижении трудоемкости работ и затраты на проведение исследований; повышении точности исследований эффективности проведенного ГРП; улучшении оценки эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород; увеличении дебита продукции после проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород. 3 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий бурение скважин (патент RU №2513895, МПК Е21В 49/00, G01V 11/00, опубл. 20.04.2014, Бюл. №11), проведение геолого-промысловых и геофизических исследований скважин (ГИС), лабораторные исследования свойств пород, интерпретацию ГИС, расчленение залежи на участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и построение карты с выделением зон пород-коллекторов с повышенной проницаемостью. Из поисково-разведочных и эксплуатационных скважин извлекают образцы керна, по которым дополнительно измеряют водородосодержание твердой фазы керна, определяют относительную амплитуду естественных электрических потенциалов, определяют значения отношения водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде естественных электрических потенциалов, то есть литофациальный параметр. Затем строят карту изменения литофациального параметра в пределах территории распространения залежи углеводородов. На карте проводят изолинии граничных значений лито-фациального параметра, по которым выделяют зоны пород с высоким и низким фильтрационным потенциалом. Причем в зонах пород с высоким фильтрационным потенциалом осуществляют горизонтальное бурение скважин с последующим созданием равномерного фронта вытеснения нефти, а в зонах пород с низким фильтрационным потенциалом осуществляют углубленную кумулятивную перфорацию, ориентированную в соответствии с направлением вектора напряженности породы с последующим ГРП, обеспечивающим разветвленную систему трещин заданной длины.

Также известен способ контроля геометрических параметров и гидродинамических параметров ГРП (патент RU 2390805, МПК G01V 5/12, опубл. 27.05.2010, Бюл. №15), включающий поверхностную радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности скважинным гамма-дефектомером-толщиномером (СГДТ), при этом поверхностную радоновую съемку проводят до ГРП в квадрате 400×400 м, с шагом 50 м. Выполняют радоновые индикаторные исследования для получения таких гидродинамических характеристик пласта, как проницаемость и профиль приемистости. Проводят замер гамма-активности прибором СГДТ. Осуществляют ГРП. Повторяют радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности прибором СГДТ, полученные данные сопоставляют и устанавливают азимутальное расположение трещин гидроразрыва, а также проницаемость и профиль приемистости пласта.

Недостатками обоих аналогов являются:

- сложный технологический процесс исследования скважины;

- высокая трудоемкость работ при реализации способа;

- низкая точность измерений.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ определения эффективности ГРП скважины (патент RU №2604247, МПК Е21В 43/267, Е21В 47/12, опубл. 10.12.2016, Бюл. №34), заключающийся в том, что до осуществления ГРП проводят предварительные комплексные ГИС. Производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. Затем осуществляют ГРП с проппантом и повторно производят закачку жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. Далее производят сравнительный анализ ГИС до и после ГРП, основываясь на показаниях импульсного нейтронного каротажа.

Недостатками способа являются:

- сложная технология определения эффективности проведения ГРП, связанная с проведением комплексных ГИС до и после проведения ГРП;

- высокая трудоемкость работ и большие затраты на проведение исследований, связанные с привлечением геофизической партии;

- низкая точность исследований эффективности проведенного ГРП закачкой жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки;

- низкая оценка эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород. Это обусловлено тем, что, если пласт имеет различную проницаемость, то при проведении ГРП трещина будет образовываться, развиваться, а затем и крепиться через тот перфорированный интервал эксплуатационной колонны, выполненный напротив пласта, где проницаемость породы выше, т.е. в зонах с высокопроницаемыми породами, при этом другие перфорированные интервалы пласта, имеющие меньшую проницаемость, не будут подвергаться ГРП;

- низкий дебит продукции после проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород, обусловленный неравномерным притоком продукции скважины.

Техническими задачами изобретения являются упрощение технологии определения эффективности проведения ГРП, снижение трудоемкости работ и затрат на проведение исследований и повышение точности исследований эффективности проведенного ГРП, а также повышение оценки эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород и увеличение дебита продукции после проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород.

Поставленные технические задачи решаются способом определения эффективности гидравлического разрыва пласта - ГРП скважины, включающим проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований.

Новым является то, что ежемесячно в течение трех месяцев до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП проводят исследования, при которых определяют пластовое и забойное давления, дебит, причем перед проведением ГРП с проппантом определяют профиль притока продукции в скважине по высоте пласта и выявляют интервалы пласта с высокопроницаемыми породами с притоком выше среднего по пласту, затем в скважину по технологической колонне труб, низ которой размещают ниже перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, закачивают технологическую жидкость с изолирующим материалом из расчета 0,2 м³ на 1 м высоты пласта, выполненным в виде шариков плотностью, равной плотности технологической жидкости, изолирующим перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив высокопроницаемых пород пласта по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта, при этом перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив низкопроницаемых пород пласта остаются неизолированными, причем диаметр шариков в 1,2 раза больше диаметра перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, при этом после проведения ГРП с проппантом в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно определяют пластовое и забойное давления, дебит, их средние значения до и после проведения ГРП, затем определяют кратность увеличения депрессии и дебита, строят на графике линию кратности депрессии к кратности дебита относительно исходной линии кратности депрессии и дебита, причем линия, расположенная на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует об эффективном проведении ГРП, а линия, расположенная на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует о неэффективном проведении ГРП.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

В работающей скважине за три месяца до проведения ГРП ежемесячно и непосредственно перед проведением ГРП определяют пластовое и забойное давления, а также дебит скважины по жидкости.

В межтрубное пространство работающей добывающей скважины на кабеле в интервал пласта спускают глубинный манометр и измеряют пластовое давление до проведения ГРП Р_{пл. до ГРП}. После проведения измерений глубинный манометр с кабелем извлекают из скважины. Измерения производят за 3 месяца до проведения ГРП с получением значения давления Р_{пл 1 до ГРП}; за 2 месяца до проведения ГРП с получением значения давления Р_{пл 2 до ГРП}; за 1 месяц до проведения ГРП с получением значения давления Р_{пл 3 до ГРП}; непосредственно перед проведением ГРП с получением значения давления Р_{пл 4 до ГРП}.

Далее определяют среднее значение пластовых давлений до проведения ГРП Р_{пл.ср. до ГРП} по формуле (1):

где ^_ сумма всех измеренных пластовых давлений до проведения ГРП, МПа;

n - количество измерений, шт.

Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП с помощью эхолота ГЕОСТАР-111 производства ООО «СТК ГЕОСТАР», в котором информация представлена в цифровом виде и значения уровней выводятся с учетом поправочных коэффициентов, в работающей скважине отбивают уровни жидкости h_{дин 1 до ГРП}; h_{дин 2 до ГРП}; h_{дин 3 до ГРП}; h_{дин 4 до ГРП}.

Определяют забойное давление до проведения ГРП для каждого уровня жидкости h_{дин 1 до ГРП}; h_{дин 2 до ГРП}; h_{дин 3 до ГРП}; h_{дин 4 до ГРП} по формуле (2):

где h_{дин i} - динамический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования), м;

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м²/с;

Н - глубина скважины, м.

Получают значения забойных давлений за три месяца до проведения ГРП - Р_{заб 1 до ГРП}; за 2 месяца до проведения ГРП - P_{заб 2 до ГРП}; за 1 месяц до проведения ГРП - Р_{заб 3 до ГРП}; непосредственно перед проведением ГРП - Р_{заб 4 до ГРП}.

Определяют среднее значение забойных давлений до проведения ГРП Р_{заб. ср. до ГРП} по формуле (3):

где - сумма всех забойных давлений до проведения ГРП, МПа;

n - количество измерений, шт.

Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП с помощью автоматизированной групповой установки типа «Спутник» измеряют в т/сут дебит добывающей скважины по жидкости Q_{1 до ГРП}; Q_{2 до ГРП}; Q_{3 до ГРП}; Q_{4 до ГРП}. Затем определяют среднее значение дебита до проведения ГРП Q_{ср. до ГРП} по формуле (4):

где - сумма всех измеренных дебитов до проведения ГРП, МПа;

n - количество измерений, шт.

Перед проведением ГРП с проппантом определяют профиль притока продукции в скважине по высоте пласта и выявляют интервалы пласта с высокопроницаемыми породами с притоком выше среднего по пласту.

Например, вскрытый продуктивный пласт в скважине имеет высоту 8 м в интервале 1365-1373 м. По результатам исследований термодебитометрией пласта определили, что в интервале 1368-1370 м имеются высокопроницаемые породы, из которых приток продукции выше среднего по пласту. Например, средний дебит (приток) продукции по пласту 20 т/сут, а в интервале 1368-1370 м с высокопроницаемыми породами он составляет 18 т/сут.

Затем перед проведнием ГРП с проппантом в скважину по технологической колонне труб 1 (см. фиг. 1), низ которой размещают ниже перфорационных отверстий 2 и 3 эксплуатационной колонны (ЭК) 4, закачивают технологическую жидкость с изолирующим материалом 5 из расчета 0,2 м³ на 1 м высоты пласта, выполненным в виде шариков с плотностью, равной плотности технологической жидкости, позволяющим изолировать интервалы перфорационных отверстий 2 ЭК 4 напротив высокопроницаемых пород 6 пласта 7 по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта 7, при этом перфорационные отверстия 3 напротив низкопроницаемых пород 8 пласта 7 остаются неизолированными.

При этом соблюдается условие:

d_п>1,2⋅d_ш,

где d_п - диаметры перфорационных отверстий 2 и 3 в пласте 7, мм;

d_ш - диаметры изолирующих шариков 5, мм.

Диаметр шариков 5 в 1,2 раза больше диаметра перфорационных отверстий 2 и 3 в пласте 7, что позволяет надежно загерметизировать их в процессе проведения ГРП. В качестве технологической жидкости используют, например, техническую воду с плотностью, равной плотности скважинной жидкости.

Шарики могут быть выполнены из любого изолирующего материала, имеющего плотность, равную плотности технологической жидкости, например пластмассы.

Далее проводят ГРП с проппантом по любой известной технологии.

Улучшается оценка эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород. Это обусловлено тем, что если интервал пласта с высокой проницаемостью будет изолирован от интервалов пласта с меньшей проницаемостью, то при проведении ГРП трещина будет образовываться, развиваться, а затем и крепиться в интервалах пласта с меньшей проницаемостью, что будет способствовать равномерному притоку нефти по высоте пласта, а это в свою очередь увеличит дебит продукции скважины.

После проведения ГРП с проппантом в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно в межтрубное пространство работающей добывающей скважины на кабеле в интервал пласта спускают глубинный манометр и измеряют пластовое давление после проведения ГРП Р_{пл после ГРП}.

После проведения измерений глубинный манометр с кабелем извлекают из скважины. Также измерения производят сразу после проведения ГРП с получением значения пластового давления Р_{пл 1 после ГРП}; спустя 1 месяц после проведения ГРП с получением значения пластового давления Р_{пл 2 после ГРП}; спустя 2 месяца после проведения ГРП с получением значения пластового давления P_{пл 3 после ГРП}; спустя 3 месяца после проведения ГРП с получением значения пластового давления Р_{пл 4 после ГРП}.

Определяют среднее значение пластовых давлений после проведения ГРП Р_{пл ср после ГРП} по формуле (5):

где - сумма всех измеренных пластовых давлений после проведения ГРП, МПа;

n - количество измерений, шт.

После проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно с помощью эхолота ГЕОСТАР-111, в котором информация представлена в цифровом виде и значения уровней выводятся с учетом поправочных коэффициентов, в работающей скважине отбивают уровни жидкости h_{дин 1 после ГРП}; h_{дин 2 после ГРП}; h_{дин 3 после ГРП}; h_{дин 4 после ГРП}.

Определяют забойное давление после проведения ГРП для каждого уровня жидкости h_{дин 1 после ГРП}; h_{дин 2 после ГРП}; h_{дин 3 после ГРП}; h_{дин 4 после ГРП} по формуле (6):

где h_{дин i} - динамический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования);

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м²/с;

H - глубина скважины, м.

Получают значения забойных давлений через 3 месяца после проведения ГРП - Р_{заб 1 после ГРП}; через 2 месяца после проведения ГРП - Р_{заб 2 после ГРП}; через 1 месяц после проведения ГРП - Р_{заб 3 после ГРП}; непосредственно после проведения ГРП - Р_{заб 4 после ГРП}.

Определяют среднее значение забойных давлений после проведения ГРП Р_{заб.ср. после ГРП} по формуле (7):

где - сумма всех забойных давлений после проведения ГРП, МПа;

n - количество измерений, шт.

После проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно с помощью автоматизированной групповой установки типа «Спутник» измеряют в т/сут дебит добывающей скважины по жидкости Q_{1 после ГРП}; Q_{2 после ГРП}; Q_{3 после ГРП}; Q_{4 после ГРП}.

Затем определяют среднее значение дебита после проведения ГРП Q_ср._{после ГРП} по формуле (8):

где - сумма всех измеренных пластовых давлений после проведения ГРП, МПа;

n - количество измерений, шт.

Далее определяют кратность увеличения депрессии и дебита.

Рассчитывают кратность увеличения (уменьшения) депрессии по формуле (9):

где Р_{пл ср после ГРП} - среднее значение пластовых давлений после проведения ГРП, МПа;

Р_{заб ср после ГРП} - среднее значение забойных давлений после проведения ГРП, МПа;

Р_{пл ср до ГРП} ^_ среднее значение пластовых давлений до проведения ГРП, МПа;

Р_{заб ср до ГРП} ^_ среднее значение забойных давлений до проведения ГРП, МПа.

Кратность увеличения (уменьшения) дебита подсчитывают по формуле (10):

где Q_ср _{после ГРП} - среднее значение дебита после проведения ГРП, т/сут;

Q_{ср до ГРП} ^_ среднее значение дебита до проведения ГРП, т/сут.

Строят на графике сравнительную линию кратности депрессии к кратности дебита относительно исходной депрессии и дебита, причем линия, расположенная на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует об эффективном проведении ГРП, а линия, расположенная на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует о неэффективном проведении ГРП.

При реализации данного способа для оценки эффективности проведенного ГРП исключается проведение комплексных ГИС до и после проведения ГРП, а это позволяет упростить технологию реализации способа.

Снижаются трудоемкость работ и затраты, так как исключаются работы по закачке жидкости в скважину с проведением ГИС с привлечением геофизической партии.

Повышается точность исследований эффективности проведенного ГРП, так как измерения производятся ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП, а также после проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно, а это позволяет проконтролировать работу скважины в динамике.

Предлагаемый способ позволяет:

- упростить технологию определения эффективности проведения ГРП;

- снизить трудоемкость работ и затраты на проведение исследований;

- повысить точность исследований эффективности проведенного ГРП;

- улучшить оценку эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород;

- увеличить дебит продукции после проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород.

Пример 1

Исходные данные:

глубина скважины Н=1600 м;

плотность скважинной жидкости ρ_ж=1000 кг/м³;

высота продуктивного пласта в интервале 1255-1263 м = 8 м.

1) Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП в межтрубное пространство работающей добывающей скважины спускали глубинный манометр на кабеле в интервал пласта и измеряли пластовое давление Р_{пл.i до ГРП}. В результате получили:

- за 3 месяца до проведения ГРП: P_{пл 1 до ГРП}=15,0 МПа;

- за 2 месяца до проведения ГРП: P_{пл 2 до ГРП}=11,0 МПа;

- за 1 месяц до проведения ГРП: P_{пл 3 до ГРП}=14,0 МПа;

- непосредственно перед проведением ГРП: P_{пл 4 до ГРП}=16,0 МПа.

2) Определили среднее значение пластовых давлений до проведения ГРП P_{пл.ср. до ГРП} по формуле (1):

Р_{пл ср до ГРП}=(15,0 МПа + 11,0 МПа + 14,0 МПа + 16,0 МПа)/4=14,0 МПа.

3) Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП отбили уровни жидкости в скважине и получили следующие значения:

h_{дин 1 до ГРП}=400 м; h_{дин 3 до ГРП}=500 м;

h_{дин 2 до ГРП}=700 м; h_{дин 4 до ГРП}=300 м.

4) Определили забойное давление до проведения ГРП для каждого уровня жидкости h_{дин 1 до ГРП}; h_{дин 2 до ГРП}; h_{дин 3 до ГРП}; h_{дин 4 до ГРП} по формуле (2).

Подставили числовые значения в формулу (2) и получили значения забойных давлений до проведения ГРП:

- за 3 месяца до проведения ГРП: Р_{заб 1 до ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1600 м - 400 м) = 12,0 МПа;

- за 2 месяца до проведения ГРП: Р_{заб 2 до ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1600 м - 700 м) = 9,0 МПа;

- за 1 месяц до проведения ГРП: Р_{заб 3 до ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1600 м - 500 м) = 11,0 МПа;

- непосредственно перед проведением ГРП: Р_{заб 4 до ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1600 м - 300 м) = 13,0 МПа.

5) Определили среднее значение забойных давлений до проведения ГРП Р_{заб.ср. до ГРП} по формуле (3):

Р_{заб ср до ГРП}=(12,0 МПа + 9 МПа + 11,0 МПа + 13,0 МПа)/4=11,25 МПа

6) Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП с помощью автоматизированной групповой установки типа «Спутник» измерили в т/сут дебит добывающей скважины по жидкости:

Q_{1 до ГРП}=20 т/сут; Q_{3 до ГРП}=18 т/сут;

Q_{2 до ГРП}=15 т/сут; Q_{4 до ГРП}=17 т/сут.

Затем определили среднее значение дебита до проведения ГРП Q_{ср. до ГРП} по формуле (4):

Q_{ср до ГРП}=(20 т/сут + 15 т/сут + 18 т/сут + 17 т/сут)/4=17,5 т/сут.

7) По результатам исследований термодебитометрией определили, что в интервале 1258-1260 м (2 м) приток продукции составляет 13 т/сут (высокопроницаемые породы), при этом средний приток продукции по пласту в интервале 1255-1263 м составляет 15 т/сут. Таким образом, слабововлеченными (интервалы пласта с низкопроницаемыми породами) в нефтеотдачу остаются интервалы 1255-1258 м и 1260-1263 м.

В скважину по технологической колонне труб 1 (см. фиг. 1) в интервал перфорационных отверстий 2 и 3 (диаметром 10 мм) пласта 7 закачали техническую воду плотностью 1000 кг/м³ в объеме 4 м³ с пластмассовыми шариками 5 (диаметром 12 мм), плотностью 1000 кг/м³ в объеме 0,2 м³ ⋅ 2 = 0,4 м³.

В интервале пласта 7 шарики 5 изолировали перфорационные отверстия 2 напротив высокопроницаемых пород 6 по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта 7, при этом перфорационные отверстия 3 напротив низкопроницаемых пород 8 остались неизолированными. Провели ГРП с проппантом по любой известной технологии.

8) После проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно в межтрубное пространство работающей добывающей скважины на кабеле в интервал пласта спускали глубинный манометр и измеряли пластовое давление после проведения ГРП Р_{пл.i после ГРП}. В результате получили:

- через 3 месяца после проведения ГРП: Р_{пл 1 после ГРП}=18,0 МПа;

- через 2 месяца после проведения ГРП: Р_{пл 2 после ГРП}=20,0 МПа;

- через 1 месяц после проведения ГРП: Р_{пл 3 после ГРП}=17,0 МПа;

- после проведения ГРП: Р_{пл 4 после ГРП}=19,0 МПа.

9) Определили среднее значение пластовых давлений после проведения ГРП Р_{пл.ср. после ГРП} по формуле (1):

Р_{пл ср после ГРП}=(18,0 МПа + 20,0 МПа + 17,0 МПа + 19,0 МПа)/4=18,5 МПа

10) Ежемесячно через три месяца после проведения ГРП отбили уровни жидкости в скважине и получили следующие значения:

h_{дин 1 после ГРП}=400 м; h_{дин 3 после ГРП}=500 м;

h_{дин 2 после ГРП}=200 м; h_{дин 4 после ГРП}=300 м.

11) Определили забойное давление после проведения ГРП для каждого уровня жидкости h_{дин 1 после ГРП}; h_{дин 2 после ГРП}; h_{дин 3 после ГРП}; h_{дин 4 после ГРП} по формуле (6).

Подставили числовые значения в формулу (6) и получили значения забойных давлений после проведения ГРП:

- через 3 месяца после проведения ГРП: Р_{заб 1 после ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1600-400 м)=12,0 МПа

- через 2 месяца после проведения ГРП: Р_{заб 2 после ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1600-200 м)=14,0 МПа

- через 1 месяц после проведения ГРП: Р_{заб 3 после ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1600-500 м)=11,0 МПа

- после проведения ГРП: Р_{заб 4 после ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1600 м - 300 м)=13,0 МПа

12) Определили среднее значение забойных давлений после проведения ГРП Р_{заб.ср. после ГРП} по формуле (7):

Р_{заб ср после ГРП}=(12,0 МПа + 14,0 МПа + 11,0 МПа + 13,0 МПа)/4=12,5 МПа

13) После проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно с помощью автоматизированной групповой установки типа «Спутник» измерили в т/сут дебит добывающей скважины по жидкости:

Q_{1 после ГРП}=60 т/сут; Q_{3 после ГРП}=40 т/сут;

Q_{2 после ГРП}=50 т/сут; Q_{4 после ГРП}=45 т /сут.

Затем определили среднее значение дебита после проведения ГРП Q_{ср. после ГРП} по формуле (8):

Q_{ср после ГРП}=(60 т/сут + 50 т/сут + 40 т/сут + 45 т/сут)/4=48,75 т/сут.

14) Рассчитали кратность увеличения (уменьшения) депрессии по формуле (9):

К_депр=(18,5 МПа - 12,5 МПа)/(14,0 МПа - 11,25 МПа)=2,2.

15) Кратность увеличения (уменьшения) дебита подсчитывают по формуле (10):

К_деб=Q_{ср после ГРП}/Q_{ср до ГРП}=48,75 т/сут / 17,5 т/сут=2,8.

16) Построили график (см. фиг. 2) сравнительную линию кратности депрессии к кратности дебита 1 относительно исходной линии кратности депрессии и дебита 2.

Как видно, линия кратности депрессии к кратности дебита 1 расположена на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита 2, что свидетельствует об эффективном проведении ГРП.

Пример 2

Исходные данные:

глубина скважины Н=1800 м;

плотность скважинной жидкости ρ_ж=1000 кг/м³;

высота продуктивного пласта в интервале 1196-1202 м = 6 м.

1) Ежемесячно за три месяца до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП в межтрубное пространство работающей добывающей скважины на кабеле в интервал пласта спускали глубинный манометр и измеряли пластовое давление до проведения ГРП P_{пл.i до ГРП}. В результате получили:

- за 3 месяца до проведения ГРП: Р_{пл 1 до ГРП}=14,0 МПа;

- за 2 месяца до проведения ГРП: Р_{пл 2 до ГРП}=12,0 МПа;

- за 1 месяц до проведения ГРП: Р_{пл 3 до ГРП}=13,0 МПа;

- непосредственно перед проведением ГРП: Р_{пл 4 до ГРП}=15,0 МПа.

2) Определили среднее значение пластовых давлений до проведения ГРП Р_{пл ср до ГРП} по формуле (1):

Р_{пл ср до ГРП}=(14,0 МПа + 12,0 МПа + 13,0 МПа + 15,0 МПа)/4=13,5 МПа

h_{дин 1 до ГРП}=500 м; h_{дин 3 до ГРП}=600 м;

h_{дин 2 до ГРП}=800 м; h_{дин 4 до ГРП}=700 м.

Подставили числовые значения в формулу (2) и получили значения забойных давлений до проведения ГРП:

- за 3 месяца до проведения ГРП: Р_{заб 1 до ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1800 м - 500 м)=13,0 МПа;

- за 2 месяца до проведения ГРП: Р_{заб 2 до ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1800 м - 800 м)=10,0 МПа;

- за 1 месяц до проведения ГРП: Р_{заб 3 до ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1800 м - 600 м)=12,0 МПа;

- непосредственно перед проведением ГРП: Р_{заб 4 до ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1800 м - 700 м)=11,0 МПа.

5) Определили среднее значение забойных давлений до проведения ГРП Р_{заб.ср. до ГРП} по формуле (3):

Р_{заб ср до ГРП}=(13,0 МПа + 10,0 МПа + 12,0 МПа + 11,0 МПа)/4=11,5 МПа.

Q_{1 до ГРП}=20 т/сут; Q_{3 до ГРП}=22 т/сут;

Q_{2 до ГРП}=18 т/сут; Q_{4 до ГРП}=19 т/сут.

Затем определили среднее значение дебита до проведения ГРП Q_{ср. до ГРП} по формуле (4):

Q_{ср до ГРП}=(20 т/сут + 18 т/сут + 22 т/сут + 19 т/сут)/4=19,75 т/сут.

7) По результатам исследований термодебитометрией определили, что в интервале 1202-1201 м (2 м) приток продукции составляет 10 т/сут, при этом средний приток продукции по пласту в интервале 1196-1202 м (высокопроницаемые породы) составляет 12 т/сут. Таким образом, слабововлеченным (интервал пласта с низкопроницаемыми породами) в нефтеотдачу остается интервал 1196-1201 м.

8) После проведения ГРП в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно в межтрубное пространство работающей добывающей скважины на кабеле в интервал пласта спускали глубинный манометр и измеряли пластовое давление после проведения ГРП P_{пл.i после ГРП}. В результате получили:

- через 3 месяца после проведения ГРП: Р_{пл 1 после ГРП}=19,0 МПа;

- через 2 месяца после проведения ГРП: Р_{пл 2 после ГРП}=17,0 МПа;

- через 1 месяц после проведения ГРП: Р_{пл 3 после ГРП}=18,0 МПа;

- после проведения ГРП: Р_{пл 4 после ГРП}=16,0 МПа.

9) Определили среднее значение пластовых давлений после проведения ГРП Р_{пл.ср. после ГРП} по формуле (5):

Р_{пл ср после ГРП}=(19,0 МПа + 17,0 МПа + 18,0 МПа + 16,0 МПа)/4=17,5 МПа

h_{дин 1 после ГРП}=200 м; h_{дин 3 после ГРП}=400 м;

h_{дин 2 после ГРП}=300 м; h_{дин 4 после ГРП}=600 м.

Подставили числовые значения в формулу (6) и получили значения забойных давлений после проведения ГРП:

- через 3 месяца после проведения ГРП: Р_{заб 1 после ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1800-200 м)=16,0 МПа;

- через 2 месяца после проведения ГРП: Р_{заб 2 после ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1800-300 м)=15,0 МПа;

- через 1 месяц после проведения ГРП: Р_{заб 3 после ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1800-400 м)=14,0 МПа;

- непосредственно после проведения ГРП: Р_{заб 4 после ГРП}=1000 кг/м³ ⋅ 9,8 м²/с ⋅ (1800-600)м=12,0 МПа.

12) Определили среднее значение забойных давлений после проведения ГРП Р_{заб.ср. после ГРП} по формуле (7):

Р_{заб ср после ГРП}=(16,0 МПа + 15,0 МПа + 14,0 МПа + 12,0 МПа)/4=14,25 МПа.

Q_{1 после ГРП}=28 т/сут; Q_{3 после ГРП}=18 т/сут;

Q_{2 после ГРП}=25 т/сут; Q_{4 после ГРП}=24 т/сут.

Затем определили среднее значение дебита после проведения ГРП Q_{ср. после ГРП} по формуле (8):

Q_{ср после ГРП}=(28 т/сут + 25 т/сут + 18 т/сут + 24 т/сут)/4=23,75 т/сут.

14) Рассчитали кратность увеличения (уменьшения) депрессии по формуле (9):

К_депр=(17,5-14,25 МПа)/(13,5 МПа - 11,5 МПа)=1,625.

15) Кратность увеличения (уменьшения) дебита подсчитывают по формуле (10):

К_деб=Q_{ср после ГРП}/Q_{ср до ГРП}=23,75 м³/сут / 19,75 м³/сут=1,2

16) Построили график (см. фиг. 3) - сравнительную линию кратности депрессии к кратности дебита 1 относительно исходной линии кратсноси депрессии и дебита 2.

Как видно, линия кратности депрессии к кратности дебита 1 расположена на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита 2, что свидетельствует о неэффективности проведения ГРП.

Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта - ГРП скважины, включающий проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований, отличающийся тем, что ежемесячно в течение трех месяцев до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП проводят исследования, при которых определяют пластовое и забойное давления, дебит, причем перед проведением ГРП с проппантом определяют профиль притока продукции в скважине по высоте пласта и выявляют интервалы пласта с высокопроницаемыми породами с притоком выше среднего по пласту, затем в скважину по технологической колонне труб, низ которой размещают ниже перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, закачивают технологическую жидкость с изолирующим материалом из расчета 0,2 м³ на 1 м высоты пласта, выполненным в виде шариков плотностью, равной плотности технологической жидкости, изолирующим перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив высокопроницаемых пород пласта по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта, при этом перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив низкопроницаемых пород пласта остаются неизолированными, причем диаметр шариков в 1,2 раза больше диаметра перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, при этом после проведения ГРП с проппантом в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно определяют пластовое и забойное давления, дебит, их средние значения до и после проведения ГРП, затем определяют кратность увеличения депрессии и дебита, строят на графике линию кратности депрессии к кратности дебита относительно исходной линии кратности депрессии и дебита, причем линия, расположенная на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует об эффективном проведении ГРП, а линия, расположенная на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует о неэффективном проведении ГРП.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может использоваться при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). Техническим результатом является повышение точности учета газа в хранилище, надежности ПХГ и обеспечение проектных показателей при эксплуатации ПХГ.

Устройства и способы непосредственного измерения кориолиса в устье скважины // 2655022

Изобретение относится к устройствам и способам непосредственного измерения расхода в устье скважины. Устройства и способы проведения измерений с помощью расходомера в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых: определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, причем доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера; выводят по меньшей мере одно показание на основе определенной доли вовлеченного газа и выводят соответствующий индикатор достоверности, коррелирующий по меньшей мере с одним показанием.

Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин // 2654099

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля параметров потока продукции газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Способ и устройство для поинтервального исследования горизонтального ствола скважины // 2652400

Изобретение относится к способу поинтервального исследования горизонтального ствола скважины и устройству для осуществления этого способа. Техническим результатом является расширение технологических возможностей.

Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками // 2652220

Изобретение относится к нефтегазовому делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных погружными установками электроцентробежных насосов со станцией управления.

Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками // 2652219

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения дебита скважин, оборудованных установками электроцентробежного погружного насоса с частотно-регулируемым приводом и станцией управления.

Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин // 2651832

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей. Способ включает размещение скважинного средства геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, в качестве которых выбирают датчики радиоактивного каротажа.

Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках // 2649992

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности и качества замера дебита всей группы скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет определения общего суммарного дебита в один прием и определение дебита каждой скважины.

Способ разработки нефтяного месторождения // 2648135

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти.

Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин // 2647539

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами.

Система обмена давления с двигательной системой // 2654803

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности к оборудованию, технологиям для осуществления гидроразрыва пласта. Система обмена давления содержит систему гидроразрыва, включающую гидравлическую систему передачи энергии в виде ротационного изобарического обменника давления, выполненного с возможностью обмена давления между первым флюидом и вторым флюидом, двигательную систему, соединенную с гидравлической системой передачи энергии и выполненную с возможностью передачи крутящего момента в гидравлическую систему передачи энергии, и контроллер с одним или несколькими режимами работы для управления двигательной системой.

Самосуспендирующийся проппант, его приготовление и использование // 2652592

Изобретение относится к разработке жидких полезных ископаемых, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ. Способ приготовления самосуспендирующегося проппанта, характеризующийся тем, что содержит шаги: использование в качестве наполнителя одного или более из материалов: кварцевый песок, керамзит, металлические частицы, сферические частицы стекла, спеченный боксит, спеченный глинозем, спеченный цирконий, синтетическая смола, плакированный песок и частицы измельченной ореховой скорлупы, нагрев наполнителя до 50-300°С, охлаждение до температуры ниже 240°С, добавление адгезива в количестве 0,5-15 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, когда температура полученной смеси снижается до температуры ниже 150°С, добавление водорастворимого полимерного материала в количестве 0,1-5 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, металлическая частица выполняется из одного или более следующих материалов: углеродистая сталь, нержавеющая сталь, алюминиевый сплав, железоникелевый сплав и ферромарганцевый сплав, водорастворимый полимерный материал выбирается из натурального полимерного, синтетического полимерного или полунатурального полусинтетического полимерного материала, который разбухает или быстро растворяется в воде, адгезив содержит все материалы, имеющие функции адгезива, содержащие натуральный адгезив и синтетический адгезив, натуральный адгезив содержит животный клей, растительную камедь и минеральный клей, животный клей выбирают из одного или более веществ: кожный клей, костяной клей, шеллак, казеиновый клей, альбуминовый клей и рыбный клей, растительная камедь выбирают из одного или более веществ: крахмал, декстрин, терпентин, тунговое масло, аравийская камедь и натуральный каучук, минеральный клей выбирают из одного или более веществ: минеральный воск и асфальт, синтетический адгезив выбирают из одного или более веществ: фенольная смола, эпоксидная смола, ненасыщенная полиэфирная смола и гетероциклический полимерный адгезив.

Система регулирования и установка для доставки неводной текучей среды гидроразрыва // 2652591

Описана система, которая обеспечивает проппант для смешивания в потоке текучей среды из сжиженного газа с помощью эдуктора для получения суспензии проппанта, которая эффективно регулируется системой регулировочного клапана и связанного ПЛК-контроллера.

Способ гидравлического разрыва пласта с глинистыми прослоями // 2652399

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, расположенного между породами-неколлекторами - глинистыми прослоями.

Способ гидравлического разрыва пласта // 2651541

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.

Шихта для изготовления легковесного кремнезёмистого проппанта и проппант // 2650149

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления кремнеземистых легковесных керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Мониторинг гидравлического разрыва пласта // 2648743

Группа изобретений относится к способу, системе и ее применению для скважинного мониторинга гидравлического разрыва пласта. Способ включает этапы, на которых: опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для формирования распределенного акустического датчика; собирают данные от многочисленных продольных участков волокна; и обрабатывают указанные данные для получения индикации вымывания проппанта.

Система и способ использования интегрированного коллектора обмена давления при гидравлическом разрыве пласта // 2648136

Группа изобретений относится к вариантам системы и способу обработки флюида для гидравлического разрыва пласта. Предложена система, которая включает в себя интегрированную коллекторную систему, содержащую нескольких изобарических обменников давления (IPX), каждый из которых имеет входное отверстие для первого флюида под низким давлением, входное отверстие для второго флюида под высоким давлением, выходное отверстие для первого флюида под высоким давлением и выходное отверстие для второго флюида под низким давлением.

Битумные эмульсии для применения в нефтедобывающей промышленности // 2645320

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием // 2645058

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия на продуктивный пласт, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта, сокращение тепловых потерь по стволу скважины.