РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.66.001.57 © М.В. Чертенков, Д.А. Метт, 2015
Опыт построения геомеханической модели для прогноза направления распространения трещины гидроразрыва пласта в условиях Урьевского месторождения
М.В. Чертенков, Д.А. Метт, к.т.н.
(ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»)
Адреса для связи: Mikhail.Chertenkov@lukoil.com, Dmitrij.Mett@lukoil.com
Experience of geomechanical model creation for forecast of the hydraulic fracturing direction for Uryevskoye field
M.V. Chertenkov, D.A. Mett
(LUKOIL - Engineering LLC, RF, Moscow)
E-mail: Mikhail.Chertenkov®lukoil.com, Dmitrij.Mett®lukoil.com
Key words: hydraulic fracture treatment, geomechanics stress-dependent reservoir simulator.
Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП), геомеханическое моделирование.
The article describes workflow of building geomechanical model Urevskoye field. The assessment of the key parameters influencing hydrofrack pressure size is given. Comparison of calculated parameters with actual is carried out.
Все больший интерес у работников нефтяной про-мышлености вызывает возможность прогнозирования направления развития трещины гидроразрыва пласта (ГРП). ГРП стал одним из основных и часто наиболее эффективных методов интенсификации добычи нефти. Однако, несмотря на достаточно большой опыт выполнения подобных операций, у значительной части специалистов отсутствует четкое представление о механизме распространения трещины ГРП в пласте. При картировании трещин с помощью микросейсмического мониторинга наблюдается облако событий (рис. 1). Если предположить, что каждому событию соответствует процесс инициации трещины, то данная геометрия распространения последней сильно отличается от псевдотрехмерной модели развития трещины, используемой в современных симуляторах процесса ГРП (рис. 2).
Рис. 1. Облако сейсмических событий
Рис. 2. Распределение напряжений (а) и пример псевдотрехмерной трещины (б)
Кроме того, вызывают большие сомнения исследования направления развития трещины с помощью различных методов акустического каротажа. Данные методы имеют небольшую глубину измерений и показывают изменение поля азимутальной акустической анизотропии до и после ГРП, что по существующей теории дает представление только о направлении выхода трещины из цементного кольца. В некоторых случаях отмечается эффект разворота трещины после прохождения призабойной зоны, так называемый «эффект извилистости». Акустические методы вследствие малой глубины исследования не позволяют картировать данный эффект (рис. 3).
Рис. 3. Эффект извилистости трещины:
1, 2 - соответственно первоначальное и основное направление распространения трещины
Таким образом, необходимы подходы к определению преимущественного направления развития трещины ГРП и его зависимости от различных параметров.
Рассмотрим подходы на примере участка Урьевского месторождения (пласт ЮВ1). Месторождение имеет значительный фонд скважин, в которых проведен достаточно большой объем геофизических исследований и стимуляций методом ГРП. На рис. 4 показаны напряжения, действующие на элемент пласта. При условии а^ег>ай-тах>ай-т1п (ауеГ - вертикальное напряжение вышележащих пород; аА-тах, аА-т1п - соответственно минимальное и максимальное горизонтальное напряжение) трещина развивается перпендикулярно минимальному напряжению.
Рис. 4. Направление развития трещины
Минимальное напряжение определяется из уравнения Пратса
_ и (
0 Ь-тт _ (0у 1 -и
-арр ) + арр + 0ех,
(1)
где ^ - коэффициент Пуассона; а = 0,5-1 - коэффициент Биота; рр - пластовое давление; аех - дополнительные напряжения, вызванные тектонической активностью.
При расчетах в связи с незначительной тектонической активностью на рассматриваемом месторождении примем величину дополнительных напряжений, вызванных тектонической активностью, равной нулю.
Основным параметром, характеризующим среду, является коэффициент Пуассона и - отношение поперечного сжатия к продольному растяжению. Коэффициент Пуассона в горных породах изменяется от 0,1 до 0,4 и зависит от минералогического состава пород. Минимальное значения и имеют твердые породы, сложенные кварцем или минералами, близкими по упругим свойствам, максимальные -глины или неметаморфизованные известняки. Значения данного параметра получают при исследовании скважин с применением акустического каротажа. Коэффициент Пуассона и вычисляется в диапазонах определения интервальных времен продольной и поперечной волн.
В ходе анализа был проведен перерасчет по скважинам Повховского месторождения. Одним из негативных факторов являлось наличие «фантомных» участков: коэффициент Пуассона без видимых причин принимал отрицательные значения или превышал 0,4. Это не отражает истинного строения пласта и скорее всего вызвано техногенными факторами. При изучении результатов каротажа на рассматриваемом участке было выделено девять акустических замеров в обсаженной скважине, из них отобраны пять, наиболее объяснимых с точки зрения строения коллектора. Подобная ограниченная выборка не могла охарактеризовать изменения коэффициента Пуассона по всему рассматриваемому участку. Следовательно, требовалось выработать подходы к подготовке синтетических кривых на основе стандартного комплекса каротажа.
Подобная задача может быть решена с помощью использования нейронных сетей. С математической точки зрения обучение нейронных сетей - это многопараметрическая задача нелинейной оптимизации. Возможность обучения - одно из главных преимуществ нейронных сетей по сравнению с традиционными алгоритмами. Технически этот процесс заключается в нахождении коэффициентов связей между нейронами. В ходе обучения нейронная сеть способна выявлять сложные зависимости между входными и выходными данными, а также обобщать их.
После проведения более 50 экспериментов по обучению сети с помощью различных каротажных кривых были определены наиболее значимые параметры. В связи с тем, что на Урьевском месторождении коллектор в основном представлен песчаниками и глинами, были выбраны каротажные диаграммы методов ПС и ГК, отражающие глинизацию, а следовательно, и механические свойства коллектора. Подготовленная модель показала хорошую сходимость в рассматриваемом интервале.
Подобная технология не заменяет репрезентативных акустических исследований, однако при получении принципиальных зависимостей может быть использована в работе. В качестве контрольных критериев использовались следующие значения коэффициента Пуассона в зависимости от типа породы:
- кварцевый песчаник - 0,1-0,22;
- аргиллит, глины, заглинизированный песчаник 0,25-0,36.
06'2015
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
56
На основе полученной нейросетевой модели были синтезированы кривые по остальным скважинам участка. Распределение коэффициента Пуассона в межсква-жинном пространстве было смоделировано с использованием геостатистического метода кригинга - обобщенной линейной регрессии, использующей статистические параметры для оптимальной оценки минимального среднего квадратичного отклонения при построении поверхностей, кубов и карт.
Данный метод содержит значительные неопределенности, так как межскважинное пространство построено на основе интерполяционных методов. Однако описанный подход имеет и преимущества: позволяет учитывать изменение параметров по разрезу в соответствии с разрешающей способностью каротажных приборов, в рассматриваемом случае - с шагом дискретизации сетки геологической модели по вертикали. При использовании данных сейсмических исследований из-за низкой разрешающей способности сейсморазведки не учитывается вертикальная неоднородность пласта, что приводит к существенной ошибке.
Одной из важнейших составляющих уравнения Прат-са является вертикальное напряжение вышележащих горных пород, определяемое по формуле
о ver = 5Pb(z )gdz'
(2)
где рь - плотность породы; z -глубина по вертикали; g - ускорение свободного падения.
По результатам расчетов был построен куб распределения вертикального напряжения вышележащих пород. Распределение начального пластового давления принято в соответствии с проектным документом. Выше описано, как были определены компоненты уравнения Пратса. На первом этапе коэффициент Биота а принят равным 1. Построен куб минимальных напряжений, на его основе - карта средних значений минимальных напряжений. Полученные данные были проверены по 21 скважине, в них в 2014 г. проведены ГРП. Средняя погрешность составила 12 %, после калибровки коэффициента Биота (а = 0,8) - была равна 4 %. Данное значение а принято для дальнейшей работы.
Для оценки сходимости модели использовались данные о 53 ГРП, проведенных в 2013 г. При этом средняя погрешность составила 9 %, минимальная - менее 1 %, максимальная - 19 %. Учитывая значительные погрешности определения текущего пластового давления, погрешность 19 % является приемлемой, т.е. сходимость достаточно высокая.
Как было отмечено, минимальные напряжения зависят от вертикального напряжения вышележащих пород,
коэффициента Пуассона и пластового давления. Первые два параметра практически постоянны в процессе разработки, в то время как пластовое давление значительно изменяется. Следовательно, для точного прогнозирования направления распространения трещины необходимо не только знание пластового давления, но и формы его распределения. Распределение пластового давления, полученное путем интерполяции, не отражает реальную форму и дает погрешность при определении направления развития трещины.
Выводы
1. Полученная и откалиброванная геомеханическая модель показывает хорошую сходимость с фактическими данными.
2. Модель можно использовать для определения направления распространения трещины.
Список литературы
1. Методическое руководство по применению аппаратуры волнового акустического каротажа АВАК-11. - Тверь: ООО «Нефтегазгеофизика», 2011.
2. Tang X., Cheng C.H. Fast inversion of formation permeability from Stone-ley wave logs using a simplified Biot-Rosenbaum model//Geophysics. -1996. - V. 61. - № 3.
3. Winkler K.W., Liu H.-L., Johnson D.L. Permeability and borehole Stoneley waves: Comparison between experiment and th
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.