Способ контроля направления распространения трещин от нагнетания в проницаемых породах

1 Настоящее изобретение относится к усовершенствованному способу, при котором для добычи нефти или газа из породы бурят вблизи друг друга первую и вторую продуктивные скважины, бурят дополнительную скважину,так называемую нагнетательную скважину,проходящую вблизи первой и второй пробуренных скважин или между ними, и во время добычи нефти или газа подают жидкость в пробуренную нагнетательную скважину и из нее в породу в течение периода времени T1. Изобретение основано на том факте, что во время подачи жидкости в нагнетательную скважину с высокими скоростями нагнетания могут появляться трещины, которые распространяются от нагнетательной скважины через те места в породе, которые имеют собственные ослабления и/или в направлении максимального горизонтального напряжения 'k в породе. Эти трещины нежелательны по той причине, что жидкость неконтролируемым образом протекает из нагнетательной скважины непосредственно в первую или во вторую соседнюю продуктивную скважину, и это означало бы, что эксплуатационные условия не являются оптимальными. Однако образование трещин вообще полезно тем,что подаваемая жидкость может быстрее перемещаться в окружающую породу поперек большей вертикальной поверхности и, таким образом, быстрее вытеснять содержащиеся в породе нефть или газ. Для оптимизации добычи нефти или газа предпринимается попытка, используя изобретение, образовать строго определенную трещину,проходящую от нагнетательной скважины. Конкретнее, целью настоящего изобретения является обеспечение возможности контроля распространения такой трещины таким образом, чтобы трещина имела контролируемое направление и в большой степени проходила в вертикальной плоскости вдоль нагнетательной скважины и сходилась с ней. В связи с вышеописанным способом это достигается тем, что выполняют, по меньшей мере, приближенное определение максимально допустимой скорости нагнетания Iмакс в течение периода времени T1 для предотвращения образования трещин в нагнетательной скважине во время подачи жидкости, скорость нагнетания I жидкости, подаваемой в нагнетательную скважину, поддерживают ниже указанной максимально допустимой скорости нагнетания Iмакс в течение указанного первого периода времени T1 и увеличивают скорость нагнетания I до величины выше Iмакс после истечения периода времени T1, когда удовлетворяется соотношение'ствол,мин'h. Термин скорость нагнетания,используемый здесь, служит для обозначения количества жидкости, подаваемого в нагнетательную скважину за единицу времени. 2 Максимально допустимая скорость нагнетания Iмакс для предотвращения образования трещин может быть определена или рассчитана,например, посредством так называемого испытания со ступенчатым увеличением скорости,при котором ступенчато увеличивают скорость,одновременно контролируя давление в стволе скважины. Когда кривая, которая отображает эту зависимость, внезапно изменяет свой наклон, такое изменение согласно существующим теориям истолковывается как начало распространения трещины, и скорость нагнетания I,которая вызывает такое образование трещины, в дальнейшем обозначается как Iмакс. Скважины предпочтительно бурят так,чтобы они проходили, по существу, горизонтально, посредством чего вертикальные напряжения в породе еще больше способствуют осуществлению изобретения. Термин по существу, горизонтально, используемый в этом контексте, служит для обозначения стволов скважин, проходящих в угловом интервалеоколо 25 относительно горизонтальной плоскости. Следует отметить, что изобретение может быть также осуществлено вне этого интервала. Кроме того, предпочтительно, чтобы до бурения скважины было определено направление наибольшего действующего собственного главного напряжения 'k в породе в месте запланированного расположения стволов скважин и чтобы пробуренные скважины проходили в пределах интервалаоколо 25 относительно этого направления. Далее изобретение будет подробнее описано со ссылкой на чертежи, на которых изображено следующее: фиг. 1 показывает две пробуренные продуктивные скважины, из которых добывают нефть или газ, и ориентацию главных напряжений в окружающей породе; фиг. 2 показывает напряжения в породе,показанной на фиг. 1, после 6 месяцев добычи; фиг. 3 показывает две пробуренные продуктивные скважины, из которых добывают нефть или газ, пробуренную нагнетательную скважину, в которую подают жидкость, и ориентацию главных напряжений в окружающей породе; фиг. 4 показывает напряжения в породе,показанной на фиг. 3, после 6 месяцев добычи и 3 месяцев нагнетания воды; фиг. 5 поясняет обозначения напряжений у пробуренной нагнетательной скважины; фиг. 6 показывает развитие со временем напряжений непосредственно у пробуренной нагнетательной скважины, показанной на фиг. 5; фиг. 7 показывает типичную зависимость между давлением в нагнетательной скважине и скоростью нагнетания. На фиг. 1 показаны две пробуренные продуктивные скважины 5, 10 для добычи нефти или газа из породы мелового периода 1. Про 3 дуктивные скважины 5, 10 проходят в приблизительно разделенной плоскости в породе 1 на глубину, например, около 7000 футов ниже уровня моря. Показанная разделенная плоскость является горизонтальной, но она может иметь любую ориентацию. Например, продуктивные скважины 5, 10 могут проходить в плоскости с уклоном, находящимся в интервалеоколо 25 относительно горизонтальной плоскости. Обычно продуктивные скважины имеют направленные вверх стволы, где в областях 16,20, соединенных с устьями скважин, отбирают нефть или газ из породы 1 для подачи к распределительной системе на поверхности. Стволы скважин 5, 10, 16, 20 обычно пробуривают с поверхности. Продуктивные скважины 5, 10 имеют глубину, например, около 10000 футов и предпочтительно проходят параллельно друг другу при расстоянии между ними, например, около 1200 футов. Однако в рамках данного изобретения продуктивные скважины 5, 10 могут немного расходиться в направлении от областей 16, 20. Положение, показанное на фиг. 1, является типичным при верном направлении бурения скважин, указанные расстояния даны в футах. Изобретение направлено на создание в породе поля напряжений, которое обеспечивает прохождение трещины, образованной нагнетанием при достаточно повышенных давлении и скорости вдоль скважины, у которой она возникла. Настоящее изобретение предполагает знание первоначального состояния напряжений в породе, т.е. состояния напряжений до начала любой значительной добычи или нагнетания. Во многих случаях поле напряжений в породе будет первоначально ориентировано таким образом, что главные напряжения будут состоять из двух горизонтальных составляющих напряжения и одной вертикальной составляющей напряжения. В таких случаях для определения поля начальных действующих напряжений требуется определить четыре параметра: 'v, т.е. вертикальную составляющую действующего напряжения, 'k, т.е. максимальную горизонтальную составляющую действующего напряжения, 'h, т.е. горизонтальную составляющую действующего напряжения, перпендикулярную'k, и направление 'k. Величина 'v определяется весом покрывающей породы минус давление р поровой текучей среды. Давление р поровой текучей среды может быть измерено от стенки пробуренной скважины посредством стандартного оборудования. Вес покрывающей породы может быть определен, например, бурением через нее, вычислением плотности породы вдоль пробуренной скважины на основе измерений, сделанных вдоль пробуренной скважины, и, наконец, определением всего веса на единицу площади посредством суммирования. В 4 тех случаях, когда 'v больше трех главных напряжений, определение 'h может быть выполнено, например, гидравлическим разрывом пласта, конкретнее, измерением напряжения, при котором смыкается гидравлически образованная трещина. В тех случаях, когда 'v+(3'h'k)3'h-'k, гдеобозначает коэффициент Пуассона для породы, определение 'k может быть выполнено, например, посредством гидравлического разрыва пласта в вертикальной скважине,где давление гидравлического разрыва будет функцией ('k-'h) и 'h. В тех случаях, когда 'v больше трех главных напряжений, направление'k может быть определено измерением ориентации гидравлически образованной трещины,которая, при условии, что порода имеет изотропные прочностные свойства, будет проходить в вертикальной плоскости, совпадающей с'k. Предшествующее знание величины 'k не имеет важного значения, если изобретение используется для гидроразрыва в скважинах при системе их размещения, которая предпочтительно следует направлению 'k. Во время добычи на месторождении жидкости и/или газы, протекающие в породе, будут изменять состояние напряжений в породе. Для непрерывного определения состояния напряжений в породе, кроме знания начального состояния напряжений, могут быть выполнены расчет на моделях потока в коллекторе, а также расчет на моделях получающихся действующих напряжений в коллекторской породе. Моделирование потока может быть выполнено посредством стандартной программы моделирования с использованием в качестве исходных данных результатов измерения темпов добычи, скоростей нагнетания и давлений в скважинах. По рассчитанному полю напряжений может быть определено поле градиента давления, которое определяет объемные силы, действующие на твердую породу согласно следующим формулам:(1) где р - поровое давление в породе,- биотфактор породы и х, у, z - оси в прямоугольной системе координат. Действие этих объемных сил на поле действующих напряжений в породе будет следовать теории упругости и может быть рассчитано, например, методом конечных элементов. На фиг. 1 показано направление 2 составляющей главного напряжения 'k в породе 1 в показанной плоскости после периода добычи в 6 месяцев. Как видно, на ориентациюдействующего главного напряжения 'k относительно пробуренных продуктивных скважин 5, 10 сравнительно не влияет добыча на определенном расстоянии от продуктивных скважин 5, 10. Например, уголсоставляет около 25. Кроме того, позициейобозначена ориентация 'k относительно линии 15, которая центрально про 5 ходит между продуктивными скважинами 5, 20. Как видно, в показанном примере уголприблизительно соответствует углу . Как также видно, составляющая главного напряжения 'k непосредственно у продуктивных скважин 5, 10 имеет измененную ориентацию, при этом главное напряжение ориентировано приблизительно перпендикулярно к продуктивным скважинам 5, 10, т.е. под углом меньше, чем угол . Другими словами, напряжения сжатия в породе в этом месте будут иметь максимальную составляющую, которая ориентирована приблизительно перпендикулярно продуктивным скважинам 5, 10. Это изменение направления возникает с началом добычи и вызвано поступлением окружающих жидкостей в продуктивные скважины 5, 10. На фиг. 2 на виде в разрезе через породу показано развитие напряжений 'h и порового давления р в положении, показанном на фиг. 1,после периода добычи в 6 месяцев, при этом линии 5', 10' показывают продольно проходящие вертикальные плоскости, в которых находятся продуктивные скважины 5, 10. На фиг. 3 показано, как способ согласно изобретению может быть осуществлен с целью обеспечения улучшенных условий эксплуатации продуктивных скважин на фиг. 1, которые в дальнейшем будут обозначены позициями 105,110. Показанные условия соответствуют тем,которые показаны на фиг. 1, имея в виду расположение продуктивных скважин 105, 110. Как видно, вдоль линии, соответствующей линии 15 на фиг. 1, пробурена дополнительная скважина, проходящая в породе от области 125 до поверхности, где она соединена с насосом для подачи жидкости, предпочтительно воды, к интервалу скважины 115. Дополнительная пробуренная скважина 115 в дальнейшем называется нагнетательной скважиной. Нагнетательная скважина 115 предпочтительно имеет такую же длину, как продуктивные скважины 105, 110, и обычно будет не закрепленной обсадными трубами, что означает,что ствол скважины будет образован пористым материалом породы 1 как таковой. Однако скважина 115 может быть также закреплена обсадными трубами. Кроме того, на фиг. 3 посредством семейства кривых 102 показаны соотношения напряжений в породе 1 после 6 месяцев с начала добычи. Соотношения напряжений отражают то,что в течение периода времени T1, соответствующего непосредственно предшествующим 3 месяцам, жидкость, предпочтительно морская вода или пластовая вода, подавалась в породу 1 через нагнетательную скважину 115 и под определенным давлением, что будет предметом более подробного описания ниже. Как хорошо известно, подача жидкости в пористую породу обычно приводит к тому, что 6 нефть или газ, содержащиеся в породе 1 между продуктивными скважинами 105, 110, вообще говоря, вытесняются горизонтально по направлению к продуктивным скважинам 105, 110,посредством чего, в первую очередь, ускоряется добыча текучих сред. Благодаря использованию изобретения закаченная жидкость может вызвать появление дальнейших изменений в состоянии напряжений вдоль нагнетательной скважины. Как показано на фиг. 3, это может подтверждаться углом ' между линией, определяемой нагнетательной скважиной 115, и направлением главного напряжения 'k, который меньше, чем соответствующий уголдля условий в отсутствие подачи жидкости способом согласно изобретению (см. фиг. 1) . Это изменение обнаруживается в зоне вдоль всей нагнетательной скважины. Тот факт, что вблизи нагнетательной скважины 'k направлено приблизительно параллельно нагнетательной скважине 115, вносит, как это будет подробнее объяснено ниже, положительный вклад в достижение результата, предполагаемого согласно изобретению. Если, как, например, в случае предпочтительного варианта осуществления изобретения,будет сделан выбор в сторону образования продуктивных скважин 105, 110 и нагнетательной скважины 115 таким образом, чтобы они в наибольшей возможной степени следовали ориентации 102 собственного действующего главного напряжения 'k в породе, то можно будет на очень ранней стадии, следующей за началом подачи жидкости, создать благоприятные условия для достижения результата, предполагаемого согласно изобретению. Как видно из фиг. 4, которая иллюстрирует состояние напряжений в породе 1 в положении,показанном на фиг. 3, величина 'h в зоне у нагнетательной скважины 115 будет, как следствие закаченной жидкости, меньше, чем соответствующая величина, показанная на фиг. 2. Как упоминалось вначале, изобретение основано на обнаружении того, что во время подачи жидкости в нагнетательную скважину при повышенных скоростях нагнетания могут возникнуть нежелательные трещины, которые распространяются от нагнетательной скважины и в одну из соседних продуктивных скважин. На фиг. 3 показана такая беспорядочно простирающаяся трещина 200, проходящая вертикально от плоскости бумажного листа, но, в зависимости от условий, преобладающих в породе 1,трещина может проходить в любом другом направлении. Благодаря изобретению достигаются преимущества, которые связаны с трещиной, проходящей от нагнетательной скважины. Как показано на фиг. 1, благодаря изобретению можно в большой степени обеспечить образование полезной трещины в виде широкой вертикальной 7 щели, проходящей вдоль нагнетательной скважины 115 и сходящейся с ней. Для достижения предполагаемого результата согласно изобретению вначале при осуществляемой добыче подают жидкость в нагнетательную скважину при сравнительно низкой скорости нагнетания I. Это состояние поддерживают, по меньшей мере, в течение периода времени T1, что, как упоминалось, вызовет переориентацию поля напряжений вокруг нагнетательной скважины, посредством чего численно наименьшая составляющая 'h нормального напряжения ориентируется приблизительно перпендикулярно направлению нагнетательной скважины 115. Другими словами, наименьшее напряжение, которое удерживает породу в сжатом состоянии, ориентировано по направлению к плоскости, в которой желательно получить трещину. В течение периода времени T1 давление жидкости Р в нагнетательной скважине должно быть меньше, чем давление Рf - давление гидроразрыва, или равно этому давлению,которое вызывает разрыв в породе, а в течение этого периода времени T1 скорость нагнетания должна быть меньше, чем скорость нагнетанияIмакс, или равна этой скорости нагнетания, которая приводит к образованию разрывов в породе. Вследствие подачи жидкости в нагнетательную скважину 115 будут происходить местные изменения напряжений в породе по периферии нагнетательной скважины, и изобретение позволяет использовать этот надрезающий эффект у пробуренной скважины 115. Выше описывалось, как поток текучих сред изменяет поле напряжений в коллекторе. Созданное поле напряжений может быть рассчитано добавлением изменений напряжений к первоначальному состоянию напряжений. В частности, напряжения могут быть оценены вдоль линии 115 в коллекторе, вдоль которой пробурена нагнетательная скважина. В вышеуказанное не включено местное изменение поля напряжений вокруг скважин,вызванное наличием ствола в породе. В пределах радиуса от скважины, превышающего приблизительно в 3 раза радиус ствола, поле напряжений будет зависеть от поля напряжений,оцененного вдоль линии через коллектор, которой следует пробуренная скважина, но будет значительно отличаться от него. Напряжения на поверхности ствола скважины как таковые представляют особый интерес для данного изобретения, в частности наименьшее действующее сжимающее напряжение или наибольшее растягивающее напряжение в случае, если имеет место фактическое состояние растяжения у ствола скважины. Такое напряжение в дальнейшем обозначается как 'ствол,мин. В тех случаях, когда'ствол,мин является растягивающим напряжением,оно, как считают, является отрицательным, в то время как сжимающее напряжение всегда счи 005105 8 тается положительным. Расчет 'ствол,мин основывается на том, что деформации в породе являются линейно упругими. Принимая это условие,специалист в данной области может рассчитать'ствол,мин вдоль направления скважины при любой произвольной ориентации относительно любого произвольного, но известного состояния напряжений. В тех случаях, когда горизонтальная необсаженная нагнетательная скважина, по существу, параллельна 'k, следует отметить, что добыча и нагнетание могут вызвать эту параллельность в тех случаях, когда она не существует непосредственно во время бурения нагнетательной скважины, показанной на фиг. 3, и когда 'v, 'k и 'h являются главными напряжениями, рассчитанными вдоль линии в коллекторе, где пробурена скважина, предполагается также, что 'k'h, 'ствол,мин должно обнаруживаться на верхней и нижней поверхностях ствола и определяться выражением'cтвол,мин=3'h-'v где 'h и 'v в настоящем контексте являются обозначениями действующих напряжений в породе в местоположении пробуренной нагнетательной скважины 115, определенных на основе теории упругости с соответствующим учетом входящих потоков (см. формулу 1). Кроме того, в этих случаях вокруг пробуренной горизонтальной скважины 'ствол,мин обнаруживается вдоль верхней и нижней частей скважины, т.е. в двух областях, которые находятся в горизонтальной плоскости, показанной на фиг. 5. Если скважина 115 круглая, то эти области расположены там, где вертикальный диаметр круга пересекает круг. Так как поток жидкости, как упоминалось,будет со временем приводить к уменьшению 'h,то 'ствол,мин будет уменьшаться. Как видно из формулы 2, 'ствол,мин уменьшается с увеличением 'v. Добыча из продуктивных скважин 105,110 вызывает такое увеличение 'v. Как упоминалось, для обеспечения желаемого разрыва увеличивают скорость нагнетания после истечения определенного периода времени T1 с начала нагнетания. Состояние, которое должно соответствовать возможности увеличения скорости нагнетания и контролируемого гидроразрыва породы,имеет место во всех случаях, когда соотношение'ствол,мин'h удовлетворяется на части скважины, которую используют для направления распространения трещины. Если скорость нагнетания будет увеличена до достижения этого состояния, т.е. до истечения необходимого периода времени T1, то будет существовать повышенный риск образования вышеописанных нежелательных трещин. Вышеописанный ход событий проиллюстрирован на фиг. 6, которая показывает, как на 9 чинается нагнетание жидкости после приблизительно 90 дней с начала добычи. В точке, соответствующей времени T1 после начала нагнетания, удовлетворяется вышеприведенное соотношение 3. В этом варианте нагнетание осуществляется при скорости нагнетания I в течение последующих 90 дней, в течение которых 'k с пользой подвергается значительному изменению ориентации (-') приблизительно в 15 С. Затем увеличивают скорость нагнетания до величины выше Iмакс, как это показано на фиг. 6 в виде увеличения давления в нагнетательной скважине. Как видно, 'ствол,мир резко изменяет свой характер от сжимающего напряжения к растягивающему напряжению, посредством чего достигается предел прочности породы на разрыв и происходит растрескивание. Отметим, что в случае, если не увеличивают скорость нагнетания согласно теории,предложенной заявителем, в показанном случае также можно получить желаемую трещину, когда 'ствол,мин после данного периода времени достигает величины предела прочности породы на разрыв. Однако во многих случаях это вызовет значительные задержки. На фиг. 7 показан типичный результат измерения при так называемом испытании со ступенчатым увеличением скорости нагнетания для определения максимально допустимой скорости нагнетания Iмакс. Отметим, что в определенных случаях может быть уместным выполнять непрерывное определение максимально допустимой скорости нагнетания Iмакс. Это обусловлено тем фактом, что Iмакс может изменяться со временем. Таким образом, в течение периода времени T1 может оказаться необходимым уменьшение скорости нагнетания I. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ контроля направления распространения трещин от нагнетания в проницаемой породе (1), из которой добывают нефть и/или газ, при котором в породе (1) бурят вблизи друг друга первую и вторую продуктивные скважины (105, 110), у пробуренных продуктивных скважин (105, 110) бурят дополнительную 10 скважину (115), проходящую между первой и второй пробуренными продуктивными скважинами (105, 110), начинают добычу нефти и/или газа, во время добычи нефти или газа подают жидкость в дополнительную пробуренную скважину (115) и из нее в породу (1) в течение первого периода времени T1, отличающийся тем, что выполняют, по меньшей мере, приближенное определение максимально допустимой скорости нагнетания Iмакс в течение периода времени T1 для предотвращения образования трещин в дополнительной пробуренной скважине (115) во время подачи жидкости, скорость нагнетания I жидкости, подаваемой в дополнительную пробуренную скважину (115), поддерживают ниже максимально допустимой скорости нагнетания Iмакс в течение периода времениT1 и увеличивают скорость нагнетания I до величины выше Iмакс после истечения периода времени T1, когда удовлетворяется соотношение' ствол,минh. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважины (105, 110, 115) бурят по существу горизонтальными. 3. Способ по любому из пп.1-2, отличающийся тем, что до бурения скважин (105, 110,115) оценивают направление (102) начального действующего главного напряжения 'k в породе в месте запланированного размещения скважин и бурят скважины (105, 110, 115) так, чтобы они проходили под углом в пределах 25 относительно этого направления. 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что дополнительную скважину (105) бурят приблизительно на равном расстоянии между первой и второй скважинами (105, 110). 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что дополнительную скважину крепят обсадными трубами до подачи воды. 6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что до подачи жидкости в дополнительную скважину (115) возбуждают эту скважину для увеличения распределения жидкости в породе, например, подачей кислоты.