Повышение эффективности гидроразрыва пласта на основе геомеханического моделирования

Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, геомеханическая модель, рейтинг бурения.

Завершающая стадия разработки основных объектов месторождения открывает перспективы поиска и добычи углеводородов из пластов со сложным геологическим строением. Одними из таких пластов являются отложения тюменской свиты одного из месторождений Западной Сибири, охватывающие средне-верхнеюрскую часть разреза месторождения и связанные с трансгрессивной стадией развития платформенного чехла, в ходе которой происходила смена континентального режим седиментации на прибрежный. Такие отложения характеризуются низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС) и, как латеральной, так и вертикальной высокой неоднородностью коллектора.

Основные проблемы на исследуемом месторождении связаны с многочисленными осложнениями, возникшими в результате начала бурения горизонтальных скважин вдоль регионального стресса, а именно: прихваты бурильной колонны, затяжки и посадки, невозможность спуска эксплуатационной колонны (ЭК), «хвостовика» до проектных глубин вследствие обрушения ствола скважины и осыпи углей, смятие ЭК, проблемы при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП). Вследствие перечисленных обстоятельств возникла необходимость повторного бурения горизонтальных стволов, что привело к сильному удорожанию бурения. Необходимо отметить, что фактические показатели работы пробуренных горизонтальных скважин (ГС) не достигли проектных значений по технологическим причинам, фактическая кратность дебита горизонтальной скважины к наклонно-направленной скважине в среднем составила 1,3 при проектной кратности 2,3.

По результатам комплексного анализа данных, полученных по пробуренным скважинам на момент выполнения работы, проведено уточнение геомеханических свойств модели, что позволило оценить риски, возникающие при бурении скважин, сформировать мероприятия для их нивелирования, а также модифицировать системы разработки.

Для построения одномерной геомеханической модели были собраны исходные данные: стандартный и расширенный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), результаты керновых исследований ФЕС, результаты геомеханических исследований керна, сведения о ГРП, данные о бурении. В качестве опорных скважин были выбраны две скважины с максимальным количеством данных.

На первом шаге построения геомеханической модели были получены корреляционные зависимости керн-керн для восстановления упруго-прочностных свойств (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, прочность на одноосное сжатие, угол внутреннего трения, когезия). Для коэффициента Пуассона ввиду отсутствия удовлетворительной корреляционной зависимости использован поправочный коэффициент, численно равный отношению математического ожидания статического коэффициента Пуассона к динамическому по имеющейся выборке образцов.

а)                                                          б)

Рисунок 1. Функциональные зависимости для расчета: а) статического модуля Юнга; б)  UCS

На основе полученной модели механических свойств (ММС) проведен расчет напряженно-деформированного состояния среды (НДС): рассчитаны значения главных напряжений (1, 2). Для калибровки полученных значений напряжений первоначально использовались данные Sonic Scanner и ГРП. Впоследствии полученная модель НДС была откалибрована на техногенные трещины, наблюдавшиеся в скважине 12: уточнены максимальные горизонтальные напряжения на основе критерия образования техногенных трещин. Коэффициент Био ввиду отсутствия специальных исследований являлся адаптационным параметром при калибровке моделей на данные ГРП. В модели коэффициент принят равным 0,9.

                                                                       (1)

                                                                       (2)

По модели было определено, что при повороте  азимутального угла от максимального горизонтального напряжения к минимальному горизонтальному напряжению увеличивается окно буримости. При азимутальных углах 230-260º возможно совместное бурение пластов ЮС₀, ЮС₁, ЮС₂, отмечаются высокие риски из-за узкого диапазона допустимых значений ЭЦП.

Оптимальным с точки зрения устойчивости ствола скважины (УСС) является бурение ГС вдоль минимального стресса при азимутальных углах 230 градусов.

Оптимальные с точки зрения УСС углы входа скважины в пласты ЮС₀, ЮС₁ лежат в диапазоне от 0º до 80º при азимуте 230º. Для пласта ЮС₂ оптимальный угол входа скважины в пласт лежит в диапазоне от 60º до 89º при азимуте 230º. Конструкция скважины, при которой азимутальные углы горизонтальных секций составляют 280-330º является наименее устойчивой из всех возможных вариантов.

Анализ устойчивости стенки скважины к изменению зенитного и азимутального угла состоит в построении двухмерных диаграмм для граничных значений окна буримости, чувствительных к изменению траектории: давление обрушения ствола скважины и давления гидроразрыва

Результаты геомеханического моделирования позволили определить условия безаварийного строительства ГС с МГРП, а именно:

1) определить оптимальный азимут горизонтального участка ствола и углы входа в целевые интервалы с точки зрения минимизации рисков по устойчивости ствола скважины;

2) подобрать оптимальные состав и плотности бурового раствора для интервалов пластов ЮС₀-ЮС₂;

3) выделить интервалы, являющиеся несовместимыми по условиям бурения (интервалы, совместное безаварийное бурение которых технологически невозможно без использования дополнительных обсадных колонн) и разделить их дополнительными секциями колонны;