RU2734202C1

RU2734202C1 - Method of analysing horizontal wells with multistage hydraulic fracturing in low-permeability headers

Info

Publication number: RU2734202C1
Application number: RU2019132251A
Authority: RU
Inventors: Альфред Ядгарович Давлетбаев; Артур Хамитович Нуриев; Николай Александрович Махота; Дмитрий Сергеевич Иващенко; Гузяль Фаритовна Асалхузина; Алексей Игоревич Синицкий; Ильнур Анифович Зарафутдинов; Вероника Владимировна Сарапулова; Руслан Рубикович Уразов; Рустем Камилевич Мухамедшин
Original assignee: Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть")
Priority date: 2019-10-11
Filing date: 2019-10-11
Publication date: 2020-10-13

Abstract

FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.

SUBSTANCE: proposed invention relates to oil industry and can be used for monitoring operation of horizontal wells (HS) with hydraulic fracturing (MHF) Method includes recording and interpretation by best combination of flow rate and bottomhole pressure, determination of permeability, skin factor, average half-length and average conductivity of hydraulic fracturing cracks and formation boundary parameters. At that, data of mini-hydraulic fracturing of the formation are additionally interpreted, field geophysical survey is carried out to determine profile of inflow with subsequent interpretation of obtained data. Flow rate and bottomhole pressure data are interpreted by calculating half-lengths of each fracture of hydraulic fracturing by numerical minimization of calculated yields of fractures and actual fracture yields, measured during field geophysical survey to determine inflow profile. At that, sum of half-lengths of cracks found is equal to product of number of cracks on average half-length of cracks, obtaining updated permeability values, skin-factor, average conductivity of hydraulic fracturing cracks and parameters of formation boundaries, by best matching method by interpreting data on production rate and bottom-hole pressure with allowance for found values of half-lengths of each fracture of hydraulic fracturing of formation and initial formation pressure obtained during interpretation of data of mini hydraulic fracturing of formation.

EFFECT: technical result is improved quality of data interpretation of flow rate and bottomhole pressure of HS with MHF.

1 cl

Description

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для мониторинга эксплуатации горизонтальных скважин (ГС) с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) с целью повышения эффективности разработки нетрадиционных нефтяных залежей.The proposed invention relates to the oil industry and can be used to monitor the operation of horizontal wells (HW) with multi-stage hydraulic fracturing (MSHF) in order to improve the efficiency of the development of unconventional oil deposits.

К нетрадиционным объектам разработки относятся залежи, которые требуют использования ГС с МГРП. Интерпретация (решение обратной задачи с целью оценки параметров пласта и скважины) гидродинамических исследований (ГДИ) ГС с МГРП осложнена множеством неопределенностей при задании параметров модели. В первую очередь, это связано с отсутствием фактических данных о значениях полудлин трещин и количестве работающих трещин как после проведения операции гидравлического разрыва пласта (ГРП), так и после определенного периода работы ГС.Unconventional development targets include deposits that require the use of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing. Interpretation (solution of the inverse problem in order to estimate the parameters of the reservoir and well) of hydrodynamic studies (HDT) of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing is complicated by many uncertainties when setting the model parameters. First of all, this is due to the lack of actual data on the values of fracture half-lengths and the number of working fractures both after the hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) operation, and after a certain period of horizontal wells operation.

Известен способ исследования низкопроницаемых коллекторов с минимальными потерями в добыче, который заключается в совместной интерпретации «недослеженной» кривой восстановления давления и анализа добычи/давления (АДД) (патент РФ №2652396, МПК Е21В 49/00, Е21В 47/06, G06G 7/48, оп. 26.04.2018, БИ №12).There is a known method for studying low-permeability reservoirs with minimal production losses, which consists in the joint interpretation of the "unfollowed" pressure recovery curve and the analysis of production / pressure (RPA) (RF patent No. 2652396, IPC E21B 49/00, E21B 47/06, G06G 7 / 48, op. 26.04.2018, BI No. 12).

К недостаткам данного способа исследования относится то, что не определяются полудлина и дебит каждой трещины ГС с МГРП.The disadvantages of this research method include the fact that the half-length and flow rate of each fracture in horizontal wells with multistage hydraulic fracturing are not determined.

Известен способ определения наиболее продуктивных интервалов притока в ГС с МГРП на основе анализа каждого мини-ГРП по муфтам с оценкой коэффициента эффективности закачки и, по возможности, сопоставлением с профилем притока по промысловым геофизическим исследованиям (ПГИ) (Махота Н.А., Давлетбаев А.Я., Федоров А.И., Асмандияров Р.Н., Афанасьев И.С., Сергейчев А.В., Ямалов И.Р. Примеры интерпретации данных мини-гидроразрыва пласта (мини-ГРП) в низкопроницаемых коллекторах // SPE-171175, 2014).There is a known method for determining the most productive inflow intervals in horizontal wells with multistage hydraulic fracturing based on the analysis of each mini-hydraulic fracturing on couplings with an estimate of the injection efficiency factor and, if possible, comparison with the inflow profile according to field geophysical studies (PLT) (Makhota N.A., Davletbaev A Ya., Fedorov A.I., Asmandiyarov R.N., Afanasyev I.S., Sergeychev A.V., Yamalov I.R.Examples of interpretation of mini-hydraulic fracturing (mini-hydraulic fracturing) data in low-permeability reservoirs // SPE-171175, 2014).

Недостатками данного способа является то, что коэффициент эффективности закачки определяется не всегда, полагается, что дизайн ГРП на всех стадиях один и тот же, хотя чаще всего фактическое выполнение ГРП отклоняется от планового. Также не определяются полудлина и дебит каждой трещины МГРП.The disadvantages of this method are that the injection efficiency factor is not always determined, it is assumed that the hydraulic fracturing design is the same at all stages, although most often the actual execution of hydraulic fracturing deviates from the planned one. Also, the half-length and flow rate of each multi-stage hydraulic fracture are not determined.

Также известен способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах, который заключается в одновременном измерении температуры и давления на нескольких глубинах в пределах продуктивной толщи, по формуле определяют время, необходимое для того, чтобы выходящий из пласта флюид заполнил объем ствола в пределах продуктивной толщи, по термограммам, зарегистрированным в период, ограниченный данным временем, выделяют работающие интервалы пласта (патент РФ №2541671, МПК Е21В 47/10, оп. 20.02.2015 г., БИ №5).There is also a known method for determining the working intervals of the formation in horizontal wells, which consists in the simultaneous measurement of temperature and pressure at several depths within the productive strata, according to the formula, the time required for the fluid leaving the formation to fill the volume of the borehole within the productive stratum is determined, according to The thermograms recorded during the period limited by this time are distinguished by the working intervals of the formation (RF patent No. 2541671, IPC Е21В 47/10, op. 20.02.2015, BI No. 5).

Недостатками данного способа являются высокая стоимость работ, а также то, что не определяют полудлины и дебит каждой трещины ГС с МГРП.The disadvantages of this method are the high cost of work, as well as the fact that the half-lengths and flow rate of each fracture in horizontal wells with multistage hydraulic fracturing are not determined.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ прогнозирования работы ГС с МГРП на длительную перспективу, основанный на анализе результатов промысловых геофизических и гидродинамических исследований, анализе добычи, а также численном гидродинамическом моделировании. Способ позволяет оценивать свойства пласта, строить адекватные прогнозы добычи, определять средневзвешенные параметры трещин ГРП, оптимизировать дизайн компоновки и самого ГРП с целью увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых участков месторождений (Морозовский Н.А., Кричевский В.М., Гуляев Д.Н., Биккулов М.М. Подходы к количественной интерпретации ГДИС при длительном мониторинге разработки в условиях низкой информативности традиционных технологий // Инженерная практика №11/2015).The closest to the proposed invention is a method for predicting the operation of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing for a long term, based on the analysis of the results of field geophysical and hydrodynamic studies, production analysis, as well as numerical hydrodynamic modeling. The method allows to evaluate reservoir properties, build adequate production forecasts, determine the weighted average parameters of hydraulic fractures, optimize the design of the assembly and the hydraulic fracturing itself in order to increase oil recovery of low-permeable fields of fields (Morozovsky N.A., Krichevsky V.M., Gulyaev D.N., Bikkulov MM Approaches to quantitative interpretation of well testing during long-term monitoring of development in conditions of low information content of traditional technologies // Engineering practice №11 / 2015).

Недостатки данного способа заключаются в том, что производится расчет средней полудлины трещин ГРП, из-за этого невозможно достоверно определить значения проницаемости, скин-фактора, средней проводимости трещин ГРП и параметров границ пласта. В связи с этим невозможно выделить участки пласта около ГС с МГРП, которые не вовлечены в добычу. Кроме того, к недостаткам указанного способа относится сложность реализации, которая заключается в том, что необходимо одновременное наличие как раннего радиального, так и позднего радиального режимов течений, которые редко проявляются на практике в условиях низкопроницаемых пластов или из-за особенностей конструкции ГС с МГРП.The disadvantages of this method are that the average half-length of hydraulic fractures is calculated, because of this it is impossible to reliably determine the values of permeability, skin factor, average conductivity of hydraulic fractures and parameters of the formation boundaries. In this regard, it is impossible to identify reservoir areas near horizontal wells with multistage hydraulic fracturing that are not involved in production. In addition, the disadvantages of this method include the complexity of implementation, which lies in the fact that it is necessary to simultaneously have both early radial and late radial flow regimes, which rarely appear in practice in low-permeability formations or because of the design features of horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing.

Техническим результатом изобретения является повышение качества интерпретации данных дебита и забойного давления ГС с МГРП.The technical result of the invention is to improve the quality of data interpretation of the flow rate and bottomhole pressure of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing.

Указанный технический результат достигается способом исследования горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта в низкопроницаемых коллекторах, включающим регистрацию и интерпретацию методом наилучшего совмещения данных дебита и забойного давления, определение значения проницаемости, скин-фактора, средней полудлины и средней проводимости трещин гидравлического разрыва пласта и параметров границ пласта, согласно изобретению, дополнительно интерпретируют данные мини-гидроразрыва пласта, проводят промысловые геофизические исследования по определению профиля притока с последующей интерпретацией полученных данных, интерпретируют данные дебита и забойного давления, рассчитывая полудлины каждой трещины гидравлического разрыва пласта методом численной минимизации невязки рассчитанных дебитов трещин и фактических дебитов трещин, измеренных в ходе промысловых геофизических исследований по определению профиля притока, при этом сумма найденных полудлин трещин равна произведению количества трещин на среднюю полудлину трещин, получают уточненные значения проницаемости, скин-фактора, средней проводимости трещин гидравлического разрыва пласта и параметров границ пласта методом наилучшего совмещения, интерпретируя данные по дебиту и забойному давлению с учетом найденных значений полудлин каждой трещины гидравлического разрыва пласта и начального пластового давления, полученного при интерпретации данных мини-гидроразрыва пласта.The specified technical result is achieved by a method of researching horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing in low-permeability reservoirs, including recording and interpretation by the method of the best combination of flow rate and bottomhole pressure data, determining the value of permeability, skin factor, average half-length and average conductivity of hydraulic fractures and boundary parameters formation, according to the invention, additionally interpret the data of mini-hydraulic fracturing, conduct field geophysical studies to determine the inflow profile with subsequent interpretation of the obtained data, interpret the flow rate and bottomhole pressure data, calculating the half-lengths of each hydraulic fracture by numerically minimizing the discrepancy between the calculated flow rates of the fractures and the actual flow rates of fractures measured in the course of field geophysical studies to determine the flow profile, while the sum of the fracture half-lengths found is equal to the product the number of fractures per average fracture half-length, the refined values of permeability, skin factor, average conductivity of hydraulic fractures and reservoir boundary parameters are obtained by the best alignment method, interpreting the flow rate and bottomhole pressure data taking into account the found values of the half-lengths of each hydraulic fracture and the initial reservoir pressure obtained during the interpretation of mini-hydraulic fracturing data.

Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.

Перед основным ГРП проводят мини-ГРП и по результатам интерпретации данных получают значение начального пластового давления и, по возможности, проницаемости. После запуска скважины в работу осуществляют ПГИ по определению профиля притока. Одновременно с запуском ГС с МГРП в работу регистрируют ее забойное давление и дебит, при этом длительность регистрации данных не менее времени стабилизации забойного давления. Затем интерпретируют данные дебита и забойного давления ГС с МГРП методом наилучшего совмещения (Методы многомерной оптимизации: методические указания и задания к выполнению лабораторных работ по дисциплине «Методы оптимизации» для студентов направления «Прикладная математика» / сост. Т.М. Попова. - Хабаровск: Изд-во Тихоокеан. гос. ун-та, 2012. - 44 с.). Для этого фактические данные ГС по дебиту и забойному давлению загружают в расчетный модуль. В качестве математической модели выбирают модель горизонтальной скважины с трещинами гидроразрыва пласта равной длины. В расчетный модуль вводят известные параметры, такие как радиус скважины, толщина и пористость пласта, сжимаемость пластовой системы, вязкость пластовой жидкости, объемный коэффициент и пластовое давление, полученное из анализа мини-ГРП. Искомым параметрам присваивают некоторые начальные значения. На основании фактических данных забойного давления и введенных модельных параметров с помощью выбранной модели скважины строят расчетную кривую изменения дебита скважины. Затем неизвестные модельные параметры варьируют таким образом, чтобы расчетная и фактическая кривые изменения дебита скважины наиболее близко совместились на графике. В результате описанных действий получают значения неизвестных параметров, таких как проницаемость, скин-фактор, средняя полудлина трещин ГРП, средняя проводимость трещин ГРП, параметры границ пласта. С учетом полученных параметров рассчитывают полудлины каждой трещины гидравлического разрыва пласта методом численной минимизации невязки рассчитанных дебитов трещин и фактических дебитов трещин, измеренных в ходе промысловых геофизических исследований по определению профиля притока (Методы многомерной оптимизации: методические указания и задания к выполнению лабораторных работ по дисциплине «Методы оптимизации» для студентов направления «Прикладная математика» / сост. Т.М. Попова. - Хабаровск: Изд-во Тихоокеан. гос. ун-та, 2012. - 44 с.). При этом должно соблюдаться условие, что сумма найденных полудлин трещин равна произведению количества трещин на среднюю полудлину трещин. Это условие основано на предположении о сохранении площади дренирования пласта ГС с МГРП при переходе от модели горизонтальной скважины с трещинами гидроразрыва пласта равной полудлины к модели горизонтальной скважины с трещинами гидроразрыва пласта разной полудлины. Затем фиксируют значение полудлины каждой трещины гидравлического разрыва пласта и значение пластового давления, полученного при интерпретации данных мини-ГРП, повторно интерпретируют данные дебита и забойного давления ГС с МГРП методом наилучшего совмещения для уточнения значений проницаемости, скин-фактора, средней проводимости трещин ГРП, параметров границ пласта. Далее при заданной динамике забойного давления прогнозируют поведение дебита ГС с МГРП и планируют проведение ГТМ.Before the main hydraulic fracturing, mini-fracturing is carried out and, based on the results of data interpretation, the value of the initial reservoir pressure and, if possible, permeability is obtained. After the well is put into operation, PLT is carried out to determine the inflow profile. Simultaneously with the launch of the horizontal well with multistage hydraulic fracturing, its bottomhole pressure and flow rate are recorded, while the duration of data recording is not less than the stabilization time of the bottomhole pressure. Then the data of the flow rate and bottomhole pressure of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing are interpreted by the method of best combination (Methods of multidimensional optimization: guidelines and tasks for laboratory work in the discipline "Optimization Methods" for students of the direction "Applied Mathematics" / comp. T.M. Popova. - Khabarovsk : Publishing house of the Pacific State University, 2012. - 44 p.). For this, the actual HW data on the flow rate and bottomhole pressure are loaded into the calculation module. A model of a horizontal well with hydraulic fractures of equal length is chosen as a mathematical model. Known parameters such as well radius, formation thickness and porosity, formation system compressibility, formation fluid viscosity, volumetric ratio and formation pressure obtained from mini-frac analysis are entered into the calculation module. The required parameters are assigned some initial values. Based on the actual data of the bottomhole pressure and the entered model parameters using the selected well model, a calculated curve of the well flow rate change is constructed. Then the unknown model parameters are varied in such a way that the calculated and actual curves of the well flow rate are most closely aligned on the graph. As a result of the described actions, the values of unknown parameters are obtained, such as permeability, skin factor, average half-length of hydraulic fractures, average conductivity of hydraulic fractures, parameters of formation boundaries. Taking into account the obtained parameters, the half-lengths of each hydraulic fracturing fracture are calculated by the method of numerical minimization of the discrepancy between the calculated flow rates of fractures and the actual flow rates of fractures measured during field geophysical studies to determine the flow profile (Methods of multidimensional optimization: guidelines and tasks for laboratory work in the discipline "Methods optimization "for students of the direction" Applied Mathematics "/ comp. TM Popova. - Khabarovsk: Publishing house of Pacific State University, 2012. - 44 p.). In this case, the condition must be met that the sum of the found crack half-lengths is equal to the product of the number of cracks by the average crack half-length. This condition is based on the assumption that the drainage area of a HW reservoir with multi-stage hydraulic fracturing is preserved when switching from a horizontal well model with hydraulic fractures of equal half-length to a model of a horizontal well with hydraulic fractures of a reservoir of different half-lengths. Then, the value of the half-length of each hydraulic fracture is recorded and the value of the formation pressure obtained during the interpretation of mini-hydraulic fracturing data, the data of the flow rate and bottomhole pressure of horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing are re-interpreted by the best alignment method to refine the values of permeability, skin factor, average conductivity of hydraulic fractures, parameters formation boundaries. Further, given the dynamics of the bottomhole pressure, the behavior of the production rate of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing is predicted and geological and technical measures are planned.

Практическая реализация предлагаемого способа рассмотрена на фактическом примере нефтедобывающей ГС № xx1 с 7-ю стадиями ГРП. Пластовое давление в зоне дренирования ГС № xx1 поддерживается нагнетательными скважинами, расположенными вдоль горизонтального ствола скважины на расстоянии 500 м.The practical implementation of the proposed method is considered on the actual example of an oil-producing HW # xx1 with 7 stages of hydraulic fracturing. Reservoir pressure in the drainage zone of horizontal wells # xx1 is maintained by injection wells located along the horizontal wellbore at a distance of 500 m.

Перед проведением основного ГРП первой стадии произвели мини-ГРП, по результатам интерпретации данных которого получили значение начального пластового давления 220 атм. После запуска скважины в работу провели ГИ по определению профиля притока. По результатам интерпретации данных ПГИ получили следующее распределение дебита ГС с МГРП: интервал ГРП №1 - 5%, интервал ГРП №2 - 5%, интервал ГРП №3 - 5%, интервал ГРП №4 - 5%, интервал ГРП №5 - 10%, интервал ГРП №6 - 45%, интервал ГРП №7 - 25% (нумерация трещин ГРП начинается от носка ГС). Одновременно с запуском ГС с МГРП в работу регистрировались ее дебит забойное давление в течение 490 суток.Before the main hydraulic fracturing of the first stage, mini-hydraulic fracturing was performed, according to the results of the interpretation of the data, the initial formation pressure of 220 atm was obtained. After the well was put into operation, a well test was carried out to determine the inflow profile. Based on the results of the PLT data interpretation, the following distribution of the production rate of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing was obtained: hydraulic fracturing interval # 1 - 5%, hydraulic fracturing interval # 2 - 5%, hydraulic fracturing interval # 3 - 5%, hydraulic fracturing interval # 4 - 5%, hydraulic fracturing interval # 5 - 10%, hydraulic fracturing interval # 6 - 45%, hydraulic fracturing interval # 7 - 25% (the numbering of hydraulic fractures starts from the toe of the horizontal wellbore). Simultaneously with the launch of the horizontal well with multistage hydraulic fracturing, its flow rate and bottomhole pressure were recorded for 490 days.

После этого интерпретировали данные дебита и забойного давления ГС с МГРП методом наилучшего совмещения. Для этого фактические данные ГС по дебиту и забойному давлению загрузили в расчетный модуль. В качестве математической модели выбрали модель горизонтальной скважины с трещинами гидроразрыва пласта равной длины, дренирующей область с параллельными границами постоянного давления. Фиктивные границы были введены для учета работы нагнетательных скважин. Предполагалось, что приток пластовой жидкости осуществляется только к трещинам ГРП. В расчетный модуль были введены известные параметры, такие как радиус скважины, толщина и пористость пласта, сжимаемость пластовой системы, вязкость пластовой жидкости, объемный коэффициент и пластовое давление, полученное из анализа мини-ГРП. Искомым параметрам были присвоены некоторые начальные значения. На основании фактических данных забойного давления и введенных модельных параметров с помощью выбранной модели скважины была построена расчетная кривая изменения дебита скважины. Затем неизвестные модельные параметры варьировались таким образом, чтобы расчетная и фактическая кривые изменения дебита скважины наиболее близко совместились на графике. В результате описанных действий были получены следующие значения неизвестных параметров: проницаемость 0.03 мД, средняя проводимость трещин 1452 мДм, средняя полудлина трещин 36 м, скин-фактор 0.001, расстояние до первой границы пласта 250 м, расстояние до второй границы пласта 250 м, среднее квадратичное отклонение модельной кривой дебита ГС с МГРП от фактической составило 26,75%.After that, the flow rate and bottomhole pressure data for horizontal wells with multistage hydraulic fracturing were interpreted using the best alignment method. For this, the actual horizontal well data on the flow rate and bottomhole pressure were loaded into the calculation module. As a mathematical model, we chose a model of a horizontal well with hydraulic fractures of equal length, draining an area with parallel boundaries of constant pressure. Fictitious boundaries were introduced to account for the operation of injection wells. It was assumed that the inflow of formation fluid is carried out only to hydraulic fractures. Known parameters were entered into the calculation module, such as well radius, formation thickness and porosity, reservoir system compressibility, formation fluid viscosity, volumetric ratio and formation pressure obtained from mini-frac analysis. Some initial values were assigned to the required parameters. Based on the actual data of the bottomhole pressure and the entered model parameters, using the selected well model, a calculated curve of the well flow rate change was built. Then the unknown model parameters were varied in such a way that the calculated and actual curves of the well flow rate were most closely aligned on the graph. As a result of the described actions, the following values of unknown parameters were obtained: permeability 0.03 mD, average fracture conductivity 1452 mDm, average fracture half-length 36 m, skin factor 0.001, distance to the first reservoir boundary 250 m, distance to the second reservoir boundary 250 m, root mean square deviation of the model flow rate curve for horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing from the actual one was 26.75%.

Затем рассчитали полудлины каждой трещины ГС с МГРП. Для этого в качестве математической модели выбрали модель ГС с трещинами гидроразрыва пласта разной длины. Ввели время проведения ПГИ, известные модельные параметры и параметры, найденные на предыдущем этапе. В качестве начального значения полудлин трещин задали среднюю полудлину. Используя данные забойного давления, зарегистрированные с начала работы скважины до момента проведения ПГИ, были рассчитаны кривые изменения дебита трещин. Затем неизвестные полудлины трещин варьировались с целью минимизировать невязки рассчитанных дебитов трещин и фактических дебитов трещин, измеренных в ходе ПГИ, при условии, что сумма найденных полудлин трещин равна произведению количества трещин (7 шт) на среднюю полудлину трещин (36 м). В результате были получены следующие значения полудлин трещин: ГРП №1 - 12,9 м, ГРП №2 - 12,5 м, ГРП №3 -11,1 м, ГРП №4-11,8 м, ГРП №5 - 24,2 м, ГРП №6-117,1 м, ГРП №7 - 62 м. Зафиксировав полудлины каждой трещины гидравлического разрыва пласта и значение пластового давления 220 атм, повторно интерпретировали данные дебита и забойного давления ГС с МГРП методом наилучшего совмещения и получили уточненные значения следующих параметров: проницаемость - 0,08 мД, средняя проводимость трещин - 5006,2 мДм, скин-фактор - 0, расстояние до первой границы пласта 250 м, расстояние до второй границы пласта 257 м, среднее квадратичное отклонение модельной кривой дебита ГС с МГРП от фактической - 23,97%.Then the half-lengths of each fracture of the horizontal well with multi-stage hydraulic fracturing were calculated. For this purpose, the HW model with hydraulic fractures of different lengths was chosen as a mathematical model. The time of the PLT, the known model parameters and the parameters found at the previous stage were introduced. As the initial value of the fracture half-lengths, the average half-length was set. Using the bottomhole pressure data recorded from the beginning of the well operation until the time of the PLT, the curves of the fracture flow rate change were calculated. Then, the unknown fracture half-lengths were varied in order to minimize the discrepancy between the calculated fracture flow rates and the actual fracture flow rates measured during production logging, provided that the sum of the fracture half-lengths found is equal to the product of the number of fractures (7 pcs) by the average fracture half-length (36 m). As a result, the following fracture half-length values were obtained: hydraulic fracturing # 1 - 12.9 m, hydraulic fracturing # 2 - 12.5 m, hydraulic fracturing # 3 - 11.1 m, hydraulic fracturing # 4 - 11.8 m, hydraulic fracturing # 5 - 24 , 2 m, hydraulic fracturing No. 6-117.1 m, hydraulic fracturing No. 7 - 62 m. Having fixed the half-lengths of each hydraulic fracture and the reservoir pressure value of 220 atm, we re-interpreted the flow rate and bottomhole pressure of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing by the best alignment method and obtained values of the following parameters: permeability - 0.08 mD, average fracture conductivity - 5006.2 mDm, skin factor - 0, distance to the first reservoir boundary 250 m, distance to the second reservoir boundary 257 m, standard deviation of the model flow rate of horizontal wells with MSHF from actual - 23.97%.

В результате применения предлагаемого способа установили, что трещины ГРП №1-4 имеют наименьшую полудлину, что указывает на проблемы этого интервала и отсутствие дренирования зоны около носка ГС. Исходя из этого, в качестве ГТМ запланировали повторный ГРП трещин №1-4, что позволило увеличить дебит горизонтальной скважины и дренируемую площадь пласта около носка ГС с МГРП. Также спрогнозировали поведение дебита ГС с МГРП при заданном значении забойного давления в 39 атм и оценили накопленную добычу (40900 т) через 100 суток.As a result of applying the proposed method, it was found that hydraulic fractures No. 1-4 have the smallest half-length, which indicates the problems of this interval and the lack of drainage of the zone near the toe of the horizontal well. Based on this, as geological and technical measures, re-fracturing of fractures No. 1-4 was planned, which made it possible to increase the flow rate of the horizontal well and the drained area of the formation near the toe of the horizontal well with multistage fracturing. We also predicted the behavior of the production rate of horizontal wells with multistage hydraulic fracturing at a given value of bottomhole pressure of 39 atm and estimated the accumulated production (40,900 tons) after 100 days.

Claims

A method for studying horizontal wells with multistage hydraulic fracturing in low-permeability reservoirs, including recording and interpretation by the method of the best combination of flow rate and bottomhole pressure data, determining the value of permeability, skin factor, average half-length and average conductivity of hydraulic fracturing and formation boundary parameters, which is different that additionally interpret the data of mini-hydraulic fracturing of the formation, conduct field geophysical studies to determine the inflow profile with subsequent interpretation of the data obtained, interpret the flow rate and bottomhole pressure data, calculating the half-lengths of each hydraulic fracture by numerically minimizing the discrepancy between the calculated flow rates of the fractures and the actual flow rates of the fractures, measured during field geophysical studies to determine the inflow profile, while the sum of the fracture half-lengths found is equal to the product of the number of fractures by the average half-length t permeability, skin factor, average conductivity of hydraulic fractures and parameters of the formation boundaries, by the method of best matching interpreting the flow rate and bottomhole pressure data, taking into account the found values of the half-lengths of each hydraulic fracture and the initial reservoir pressure obtained during the interpretation mini-frac data.