Моделирование давления гидроразрыва в породе пласта для нефтеносного песчаника на юго-западе Ирана

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет»

МОДЕЛИРОВАНИЕ ДАВЛЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА В ПОРОДЕ ПЛАСТА ДЛЯ НЕФТЕНОСНОГО ПЕСЧАНИКА НА ЮГО-ЗАПАДЕ ИРАНА

Масооми Реза Аспирант

г. Краснодар, Россия

Геометрия трещины зависит от напряжений и свойств породы в процессе ГРП. Коэффициент Пуассона вводится прямо в процессе расчета пластового напряжения. Наиболее важной причиной ограничения высоты трещины является природная разница в напряжениях, как результат разницы в коэффициенте Пуассона. Без этой разницы трещина будет иметь неконтролируемую длину. гидроразрыв порода пласт напряжение

Цель данной статьи - математические рассуждения о влиянии к-та Пуассона на пластовое напряжение, которые считаются необходимыми для выбора давления разрушения при операции ГРП. В данной работе для математического моделирования прогноза напряжения в различных пластах использовалась программа МАТЛАБ. Эта программа позволяет выгружать результаты расчета для различных значений к-та Пуассона в цифровой и графической форме. Наконец, с помощью разработанной модели возможно рассчитать напряжения в пласте породы реального паста

Ключевые слова: КОЭФФИЦИЕНТ ПУАССОНА, МАТЛАБ, ГРП, ПЛАСТОВОЕ НАПРЯЖЕНИЕ

В настоящее время гидравлический разрыв пласта используются в качестве основного метода стимулирования нефтяных и газовых скважин. ГРП уменьшается скин-эффектом и увеличивает эффективный радиус скважины. Коллекторы с низкой до умеренной проницаемости являются хорошими кандидатами для гидравлического разрыва пласта [1]. Выполнение гидравлического разрыва включает закачивание жидкости при достаточно высоком давлении, чтобы вызвать трещины в породе. При давлении инициирования трещины, часто известном как "пробой давления", открывается порода. При закачивании дополнительной жидкости, открытие расширяется и разрыв распространяется. В большинстве коллекторов пригодных для гидроразрыва пласта, минимальное горизонтальное напряжение является наименьшим и приводит к вертикальным трещинам гидравлического разрыва [2,3].

Кумар и Варугез в 2004 году использовали технику гидроразрыва пласта для расчета напряжений в массиве горных пород. Они описали различные виды использования измерений напряжений, детали тестовой системы гидравлического разрыва, процедуру адаптированного испытания и концепцию гидроразрыва при напряжении в горной массе. Они также проверили этот метод на четырех мега гидроэнергетических проектах в Индии и соседних стран Бутана и Непала, расположенных в Гималаях [4].

Мейфенг и Хунав 2011 году использовали две методики для измерения реальных напряжений в китайских породах. Они разработали ряд методов для работы на большой глубине и увеличения измерения надежности и точности. Они представили применение и достижение измерения реальных напряжений в китайской горной инженерии, в том числе горнодобывающей промышленности, геотехнике и гидроэнергетике, а также в прогнозировании землетрясений. Они также предложили дальнейшее развитие измерения напряжений [5,6].

Пласты на глубине подвергаются полю напряжения, которое можно разложить на его составные векторы. Наиболее легко распознаваемое напряжение - это вертикальное напряжение, которое соответствует весу покрывающего слоя. Для пласта на глубине H, вертикальное напряжение (уv) состоит в следующем:

, (1)

где с_form - плотность породы пласта; g - гравитационное ускорение. Это напряжение может быть рассчитано из интеграции плотностного каротажа. Если рассматривается средняя плотность образования в фунт/фут³, а глубина в фут, уравнение (1) становится:

, (2)

Это напряжение является абсолютным, а в случае пористой среды, так как вес покрывающего слоя будет распределяться на зерна и жидкость в пористом пространстве, эффективное напряжение (у_v,eff ) определяется:

, (3)

где б - пороупругим константа, [7] что для большинства углеводородных коллекторов равно примерно 0,7. Эффективное горизонтальное напряжение как функция вертикального напряжения и коэффициент Пуассона, выглядят следующим образом:

, (4)

где у_h,eff - эффективное горизонтальное напряжение; н - коэффициент Пуассона. Эта переменная является свойством горных пород. Абсолютное горизонтальное напряжение (у_ha) тогда будет равно эффективному напряжению плюс «б ДP_hyds» таким же образом, как в уравнении (3). Напряжение, данное в уравнении (4), не одинаково во всех направлениях в горизонтальной плоскости, из-за тектонических компонентов, это напряжение минимальное горизонтальное напряжение, в то время как максимальное горизонтальное напряжение является следующим:

, (5)

где у_tech - тектоническое напряжение. Величина давления гидроразрыва зависит от значений и соответствующих разностей главных напряжений: растягивающего напряжения, и пластового давления. К. Терзаги в 1923 году представил выражение для верхнего предела давления гидроразрыва. Для вертикальной скважины это давление (P_bd) является:

, (6)

где у_h,min и у_h,max - минимальное и максимальное горизонтальные напряжения; T_s - напряжение при растяжении горной породы; P_res - пластовое давление. Минимальное давление гидроразрыва вычисляется следующим образом:

, (7)

Где

, (8)

Это новое давление гидроразрыва может быть меньше, но, как правило, оно будет выше, чем давление гидроразрыва для вертикальной скважины [8,9,10].

Предлагаемый подход для прогнозирования напряжений и давления гидроразрыва в породе пласта

В этом разделе математическая модель кодируется с использованием «MATLAB» для предсказания напряжений в различных пластах. В этом подходе упругая постоянная рассчитывается с использованием модели М.А. Биот. Предложенный подход использует метод К. Терзаги для определения давления пробоя [11,12,13]. Это предлагаемый подход способен представить цифровые и графические результаты для различных значений коэффициента Пуассона. В этом исследовании напряжение и давление пробоя были смоделированы для нефтеносного неконсолидированного песчаника на юго-западе Ирана.

Моделирование напряжений и давления гидроразрыва для нефтеносного песчаника

Скважина «N139W-Н1» находится на западе месторождения «Azadegan». Это одна из наклонно-направленных скважин из 52 скважин месторождения для проекта развития фазы № 1 в этом месторождении. Продуктивные пласты от № 3 до №5 «Sarvak» являются объектами исследования в этой нефтяной скважине. Характеристика продуктивных зон в приведена в Таблице 1.

На рис. 1 приведены результаты разработанной модели напряжений в исследуемых продуктивных пластах, вскрытых скважиной «N139W-Н1». Модель была реализована для пяти различных коэффициентов Пуассона в пределах приемлемых диапазонов для оценки влияния коэффициента Пуассона на величину напряжений в продуктивных зонах скважины. Значения коэффициента Пуассона соответственно равны 0,22; 0,25; 0,27; 0,29 и 0,33. Результаты этого моделирования представлены на рис. 2. Было смоделировано влияние различных значений коэффициента Пуассона на величину минимального горизонтального напряжения. Результаты этого моделирования представлены на рис. 3.

В Таблице 2 показаны минимальные значения горизонтальных напряжений для 5 разных глубин в скважины «N139W-H1» для различных значений коэффициента Пуассона. На рис. 4 показана зависимость влияния различных значений коэффициента Пуассона на давление ГРП в продуктивных пластах нефтяной скважины «N139W-H1».

Данные полученных исследований выявили, что одной из главных причин ограничения высоты трещины при ГРП является контраст напряжений в зависимости от значений коэффициента Пуассона.

Известно, что абсолютное вертикальное напряжение (у_v) не зависит от величины пластового давления, но эффективное вертикальное напряжение (у_v,eff) - является функцией горного давления.

Таким образом, величина (у_v) увеличивается в крутопадающих пластах. В то время как кривая эффективного вертикального напряжения (у_v,eff) имеет плавный наклон, из-за влияния величины горного давления. В случае горизонтального напряжения, обе величины эффективного горизонтального напряжения (у_h,eff) и абсолютного горизонтального напряжения (у_h,min), сильно зависят от разницы значений гидростатического давления на различных глубинах (ДP_hyds). Значение величины эффективного горизонтального напряжения (у_h,eff) имеет прямую связь с эффективной вертикальной напряжений (у_v,eff) и имеет меньший крутой наклон, в зависимости от глубины, чем минимального горизонтального напряжения (у _h,min).

Таблица 1

Геологические свойства нефтяных скважин «N139W-H1» в месторождения «Азадеган»

Рисунок 1 Зависимости величины напряжений в исследуемом коллекторе от глубины интервалов залегания пластов

Рисунок 2 Влияние различных значений коэффициента Пуассона от напряжений в нефтяной скважины «N139W-H1»

Рисунок 3 Влияние различных значений коэффициента Пуассона на величину минимального горизонтального напряжения в исследуемом коллекторе

Рисунок 4 Влияние различных значений коэффициента Пуассона на давления гидроразрыва в нефтяной скважины «N139W-H1»

Таблица 2

Влияние различных значений коэффициента Пуассона на минимального горизонтального напряжения в нефтяной скважины «N139W-H1»

Литература

1. Zoback M. D., Rummel F., Jung R., Raleigh C. B. Laboratory hydraulic fracturing experiments in intact and pre-fractured rock // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts, 1977, vol. 14(2), pp.49-58.

2. Hubbert M. K., Willis D.G. Mechanics of Hydraulic Fracturing // Trans. AIME, 1957, Vol. 210, pp. 153-168.

3. Zoback M. D., Haimson B. C. Status of the Hydraulic Fracturing Method for In-situ Stress Measurements // Workshop on Hydraulic Fracturing Sress Measurements hosted by the University of Wisconsin, December 1981, Monterey, California, USA.

4. Cinco-Ley H., Samaniego V., Dominguez N. Transient Pressure Behavior for a Well with a Finite-Conductivity Vertical Fracture // SPE Journal, 1987, Vol. 18 (4), pp. 253-264.

5. Meifeng C., Hua P. Advance of In-Situ Stress Measurement in China // Journal of Mechanic and Geotechnical Engineering, 2011, Vol. 3(4), pp. 373-384.

6. Raeen A. M, Brudy M., SPE, Statoil ASA. Pump in/Flowback Tests Reduce the Estimate of Horizontal In- situ Stress Significantly // SPE Annual technical Conference and Exhibition, 30 September to 3 October 2001, New Orleans, Louisiana, SPE 71367. OnePetro.org.

7. Biot M. A. General Solution of the Equations of Elasticity and Consolidation for a Porous Material // Journal Appl. Mech., 1956, Vol. 23, pp. 91-96.

8. Economides M. J., McLennan J. D., Brown E., Roegiers J.C. Performance and stimulation of horizontal wells // World Oil, 1989,Vol. 208(6), pp. 41-45.

9. Salz L. B. Relationship Between Fracture Propagation Pressure and Pore Pressure // SPE paper 6870, SPE Annual Fall Technical Conference and Exhibition, 9 - 12 October1977, Denver, Colorado, USA.

10. Gringarten A. C., Ramey A. J. Unsteady state pressure distributions created by a well with a single-infinite conductivity vertical fracture // Society of Petroleum Engineers journal, August 1974, pp. 347-360.

11. Nolte K. G., Smith M. B. Interpretation of Fracturing Pressures // SPE paper 8297, Journal of Petroleum Technology, September 1981, pp.1767-1775.

12. Postler D. P. Pressure Integrity Test Interpretation // SPE/IADC conference, 4 to 6 March1997, Amsterdam, The Netherlands, SPE /IADC 37589. OnePetro.org.

13. Terzaghi K. Die Berechnung der Durchlдssigkeitsziffer des Tones aus dem Verlauf der Hydrodynamischen Spannungserschemungen // Sber. Akal. Wiss., Wien, 1923, pp.132:105.

Размещено на Allbest.ru