CN103628865B - 天然裂隙注入测试 - Google Patents
天然裂隙注入测试 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103628865B CN103628865B CN201310463542.8A CN201310463542A CN103628865B CN 103628865 B CN103628865 B CN 103628865B CN 201310463542 A CN201310463542 A CN 201310463542A CN 103628865 B CN103628865 B CN 103628865B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- fluid
- stratum
- flow
- data
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 82
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 82
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 150
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 1
- 238000011157 data evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 17
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 5
- NOQGZXFMHARMLW-UHFFFAOYSA-N Daminozide Chemical group CN(C)NC(=O)CCC(O)=O NOQGZXFMHARMLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 241000283216 Phocidae Species 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 241001269238 Data Species 0.000 description 1
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000004401 flow injection analysis Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
Abstract
用于评估被井眼穿透的地层的属性的方法，该方法包括：以小于地层裂隙梯度压力的压力执行井眼完整性测试以提供泄漏数据；在第一注入时间段期间使用流体注入器以大于裂隙梯度压力的第一压力将流体注入地层中；在第一测试时间段期间使用压力传感器和计时器测量压力与时间的关系，以提供第一压力数据；在第二注入时间段期间使用流体注入器以大于第一流量的第二流量将流体注入到地层中；在第二测试时间段期间使用压力传感器和计时器测量压力与时间的关系，以提供第二压力数据；以及使用第一压力数据、第二压力数据和泄漏数据评估属性。
Description
背景技术
水力压裂被用于提高烃地层的产量。水力压裂涉及以足够高的压力将流体注入到地层中，从而打开自然发生的岩石裂隙，以提高地层渗透性。执行水力压裂需要知道将要施加到流体上的压力。此外，还需要知道渗透性的预期增加量，从而确定追求产量是否合算。
为了获得这种信息，通常进行传统的压力测试。该测试涉及以初始压力将加压流体施加到所关心的地层中，并记录压力随着时间的衰减，该衰减可花费成周或者更长的时间。在纳米级的达西页岩中，对于仅仅略微压力衰减的情况来说，该时间可以是月的数量级。此外，温度随时间的波动可以损坏所记录的数据降低其价值。因此，在烃生产工业中，如果能开发出方法和设备来减少地层压力测试的时间，则是很令人欣赏的。
发明内容
公开了一种用于评估被井眼穿透的地层的属性的方法。该方法包括：以小于地层的裂隙梯度压力的压力执行井眼完整性测试，所述井眼完整性测试提供泄漏数据；在第一注入时间段期间使用流体注入器以第一流量在大于裂隙梯度压力的第一压力下将流体注入地层中；在进行了第一注入时间段的注入之后的第一测试时间段期间，使用压力传感器和计时器测量压力与时间的关系，以提供第一压力数据；在第二注入时间段期间使用流体注入器以大于第一流量的第二流量将流体注入到地层中；在进行了第二注入时间段的注入之后的第二测试时间段期间，使用压力传感器和计时器测量压力与时间的关系，以提供第二压力数据；以及使用第一压力数据、第二压力数据和泄漏数据评估所述属性。
还公开了一种用于评估被井眼穿透的地层的属性的设备。该设备包括：流体注入器，所述流体注入器被配置为以选定流量将流体穿过井眼注入到地层中；压力传感器，所述压力传感器被配置为感测井眼中的流体压力；计时器，所述计时器被配置为测量时间段；以及处理器，该处理器被配置为：接收来自井眼完整性测试的泄漏数据，该井眼完整性测试是在低于地层的裂隙梯度压力的压力下利用流体注入器执行的；接收第一压力数据，该数据包括压力与时间的关系的测量值，该测量值是在第一注入时间段期间使用流体注入器在大于裂隙梯度压力的第一压力下以第一流量将流体注入地层中之后的第一测试时间段期间，利用压力传感器和计时器获得的；接收第二压力数据，该第二压力数据包括压力与时间的关系的测量值，该测量值是在第二注入时间段期间使用流体注入器以大于第一流量的第二流量将流体注入地层中之后的第二测试时间段期间，利用压力传感器和计时器获得的；以及利用第一压力数据、第二压力数据和泄漏数据评估所述属性。
还公开了非暂时性计算机可读媒介，该计算机可读媒介包括用以通过执行一种方法来评估被井眼穿透的地层的属性的计算机可执行指令，该方法包括：接收来自井眼完整性测试的泄漏数据，该井眼完整性测试是在低于地层的裂隙梯度压力的压力下利用流体注入器执行的；接收第一压力数据，该第一压力数据包括压力与时间的关系的测量值，该测量值是在第一注入时间段期间使用流体注入器在大于裂隙梯度压力的第一压力下以第一流量将流体注入地层中之后的第一测试时间段期间，利用压力传感器和计时器获得的；接收第二压力数据，该第二压力数据包括压力与时间的关系的测量值，该测量值是在第二注入时间段期间使用流体注入器以大于第一流量的第二流量将流体注入地层中之后的第二测试时间段期间，利用压力传感器和计时器获得的；以及利用第一压力数据、第二压力数据和泄漏数据评估所述属性。
附图说明
下面的说明不应被视作任何形式的限定。参考附图，同样的部件使用同样的附图标记。
图1图示了穿过地层的井眼的示例性实施方式；
图2为从地层压力测试中得到的压力与时间的关系的示例性视图；
图3为在增加的流体注入流量的情况下，多个压力测试的地层渗透性与压力的关系的视图；
图4为评估地层属性的方法的流程图。
具体实施方式
参考附图，通过示例而非限制的方式在本文中呈现了所公开的设备和方法的一个或多个实施例的详细说明。
公开了用于测试旨在水力压裂的所关心的地层的方法和设备。测试得到的结果可以用于选择水力压裂压力和地层渗透性或者由所选压力下的水力压裂得到的受量。
现在参考图1。图1图示了穿过土地3的井眼2的示例性实施方式的截面视图，该土地包括地层4。井眼2衬有套管5。在其他实施方式中，井眼2可以是开放式的或者部分地衬有套管5。地层4包括裂隙6。裂隙6具有带翼部的竖向位移，该翼部从井眼2径向地延伸。可以理解的是，取决于地层4中岩石的类型和强度以及施加到岩石上的应力，地层4可包括具有不同形状和取向的多个裂隙。
射孔枪(未示出)可用于射穿套管5以提供射孔7以及通入地层4的通道。大体而言，射孔枪具有足够的能量来获得进入地层4的均匀且长的射孔通道，以提供与地层4良好的流体连通，并确保套管和粘结材料的清除，从而防止通道堵塞。
井眼盖8被用来在土地3的表面将井眼2与外界环境密封，从而限定出施加到井眼2和通过射孔7施加到地层4的压力。流体注入器9与井眼2流体连通，从而通过射孔7与地层4流体连通。流体注入器9被配置为以选定的恒定流量将流体(液体，气体或者胶体)注入到井眼2和地层4中。在一个或多个实施方式中，流体注入器9为泵，例如正排量泵。然而，也可以使用其他类型的泵或者注入装置。控制器19联接到流体注入器9，并用来选择恒定流量和调整流体注入器9来提供该流量。一般而言，流体注入器9可以提供足够的输出压力来获得所需的恒定流量。可以理解的是，在一个或多个实施方式中，流体的注入也可以以可变的流量来执行。
压力传感器11与井眼2流体连通，且经由射孔7与地层4流体连通。压力传感器11被配置为感测地层4的压力。压力传感器11可设置在土地3的表面，且其输出被校正以解释土地3的表面和地层4深度之间的静压头以及“摩擦压力”。在另一实施方式中，压力传感器11可设置在井下更为靠近地层4处，以提供更为直接的地层压力测量。压力传感器11的输出被提供给数据记录器12，该数据记录器被配置为记录或存入由压力传感器11形成的随时间的压力测量值。数据记录器12包括用于记录每次测量所进行的时间的计时器13，从而提供压力随时间的记录。计算机处理系统14联接到数据记录器12，并被配置为接收来自数据记录器12的数据。计算机处理系统12被进一步配置为处理接收到的数据，并向用户提供所需的输出。在替代性的实施方式中，计算机处理系统14可被配置为还执行数据记录器12和计时器13的功能。
温度传感器15与设置在井眼中的流体热连通，并为数据记录器12提供井眼流体温度数据，该数据记录器还记录每次温度测量的执行时间。计算机处理系统14继而可以使用该温度数据，以利用井眼流体状态方程来针对温度变化修正地层压力测量值。
流量传感器16被配置为测量流体的注入流量。测量到的流量被输入到数据记录器12中，该数据记录器记录了每次测量的时间。根据流量测量值和时间，可以确定出总的注入流体体积。测量到的流量还被输入到控制器19中，从而为需要时以恒定流量注入提供反馈控制回路。流量传感器数据可以用来解释当以恒定流量注入时可能发生的任何流量变化，作为替代，流量传感器数据可用于解释以可变注入流量注入时的总注入体积。
流体注入器9、控制器19、压力传感器11、温度传感器15、流量传感器16、数据记录器12以及计算机处理系统14可被称为测试设备，并且可包括所公开的某些类型测试所必需的其他部件。
一种类型的测试为地层压力恢复测试，其监测地层孔压。孔压为地层4中岩石的孔隙中流体的压力，这通常源自从流体柱到所关心的孔在测量孔压处的深度的静水压力。孔压可解释为“背景”压力，从地层注入测试得到的压力测量值参考或对照该背景压力。在一个或多个实施方式中，套管5被射孔之后，柱塞(未示出)在射孔7上方安设在井眼2中，压力传感器11被设置为感测柱塞下方的压力。感测到的压力增长并在一段时间之后固定在某值。在一个或多个实施方式中，该时间段为约36小时。固定的压力提供了对孔压的指示。可以理解的是，柱塞的使用使得地层流体流入体积减少以便流入，并因而减少了执行地层压力恢复测试所需时间。
执行的另一个测试是井眼完整性测试。井眼完整性测试测量来自密封井眼2的泄漏，并提供泄漏数据。在进行测试以表征地层4之前，用户可使用泄漏数据来证实井眼泄漏小于临界泄漏点。可选地，该泄漏数据可以用于修正后续的针对井眼泄漏的地层压力测试。
在井眼完整性测试中，移除任何井下柱塞，并使用流体注入器9将流体注入到井眼2中，从而将流体经由射孔7注入到地层4中。流体在低于估计的地层4的裂隙梯度压力下被注入。术语“裂隙梯度压力”是指预先存在于地层4中的岩石裂隙将要打开并开始接受流体的压力。在一个或多个实施方式中，流体以较低的恒定流量注入，直到达到低于所估计的裂隙梯度压力的地层压力。恒定的流体注入流量足够低，使得以该流量注入所需的压力不超过裂隙梯度压力。在非限定性实施方式中，流体注入流量为每分钟0.3桶(bpm)流体，其中每桶包含42加仑。在一个或多个实施方式中，当地层压力为所估计的裂隙梯度压力的80％时，控制器19停止流体注入器9。地面或更接近地层4的井下的流体压力和温度与时间的关系被数据记录器12记录下来。可使用所记录的温度利用已知的流体状态方程针对温度变化修正压力测量值。除了确定井眼2的完整性，井眼完整性测试还提供了地层4中通道的连通性的信息和低于裂隙梯度压力下的受量压裂(injectivity stimulation)的指示。术语“受量”指的是由流体注入压力中的相应变化引起的流体的注入流量的变化(即，注入流量/注入压力)。井眼完整性测试大体上最少进行两次，除非受量压裂是明显的。孔眼完整性测试也可以以较高的注入流量重复进行。
在高于裂隙梯度压力下进行一系列流体注入测试，以便表征地层4。在第一流体注入测试中，流体被注入到井眼2中，并从而借助流体注入器9以较低的恒定流量(即第一流量)在高于裂隙梯度压力的第一压力下注入到地层4中。在一个或多个实施方式中，第一流量在0.1bpm到0.5bpm范围内，例如是0.3bpm。随着流体注入，压力将增加，直到地层破裂，在该地层破裂的时刻压力将开始降低。术语“地层破裂”指的是预先存在的岩石裂隙打开或者在尺寸上增加以接受流体。在图2中图示了这种现象。地层破裂很明显之后，流体注入器9快速关闭。在一个或多个实施方式中，流体注入器9在地层破裂之后关闭10到15秒。在流体注入器9关闭之后，井眼2被密封(例如，通过关闭图1中所示的隔离阀)，并且随时间的压力和温度被数据记录器12在一段时间段内(例如在一晚上或者12小时内)记录下来。在流体注入阶段中，压力和温度也可以被记录下来。
图3采用图示方式显示了第一流体注入测试期间，受量是如何演变的。随着注入压力的增加，受量将出现缓慢地增加，直到裂隙开始滑移。高于该压力，随着被压裂的裂隙数量的增加，受量将快速增加(即，比缓慢地增加要快)。当注入压力或者泵入压力下降时，受量通常将缓慢地降低，从而留下了永久地增加的受量。物理原理是，当施加足够的压裂压力之时，严重受到应力的裂隙将永久地滑移以有助于更大的渗透性。压裂压力越大，严重受到应力的自然裂隙数目越大。
在第二流体注入测试中，流体以大于第一流量的第二流量注入到井眼2中。因此，在第二流体注入测试期间，流体压力(即，第二压力)大于第一压力。在一个或多个实施方式中，第二流量在0.6bpm到2.0bpm范围内，例如为1.0bpm。如在第一流体注入测试中那样，随着流体注入，压力将增加，直到地层破裂再次发生，但是永久滑移的裂隙的数量更多，此时压力开始下降。在当前地层破裂很明显之后，流体注入器9快速关闭。在一个或多个实施方式中，流体注入器9在地层破裂之后关闭10到15秒。流体注入器9关闭之后，井眼2被密封，并且压力和温度与时间的关系在一段时间段内(例如一晚上或者12小时)被数据记录器12记录下来。图3中示出了从第二流体注入测试中获得的地层受量。压力和温度也可以在流体注入阶段中被记录下来。
在第三流体注入测试中，流体以大于第二流量的第三流量注入到井眼2中。因此，在第三流体注入测试期间，流体压力(即，第三压力)大于第二压力。在一个或多个实施方式中，第三流量在2.1bpm到10bpm范围内，例如是6.0bpm。如在第一流体注入测试和第二流体注入测试中那样，随着流体注入，压力将增加，直到地层破裂再次发生，但是永久滑移的裂隙数量更高，此时压力将开始下降。在当前地层破裂很明显之后，流体注入器9快速关闭。在一个或多个实施方式中，流体注入器9在地层破裂之后关闭10秒到15秒。流体注入器9关闭之后，井眼2被密封，并且压力和温度与时间的关系在一段时间段内(例如一个晚上或者12小时)被数据记录器12记录下来。在图3中示出了从第三流体注入测试中获得的地层受量。压力和温度也可以在流体注入阶段中被记录下来。
计算机处理系统14分析来自流体注入测试的记录数据，并识别不同测试之间在数据上的差异。例如，每次流体注入测试的受量曲线的差异提供了信息，以选定为了开采而采用的用于水力压裂的水力破裂压力。如果在某点之后受量的增加随着注入恒定流量的增加开始减少，那么这表明更高压裂压力可能不再是有益的。因此，在一个或多个实施方式中，水力压裂压力被选择为高于某点的范围，在该点，受量的增加随着注入流量的增加开始减少。
可以理解的是，已压裂的地层的渗透性是流体流入地层中的容易度的量度。因此，受量的测量与地层渗透性有关或者提供地层渗透性的指示。在一个或多个实施方式中，流体流动的容易度与一定量流体流入地层所需的压力有关。
可以理解的是，流体注入期间和注入之后随着时间进行的压力测量可以用来提供裂隙翼部长度的测量或者指示，该裂隙翼部从井眼径向地延伸，这是因为，与裂隙更为靠近井眼的情况相比，注入的流体将具有更长的行进距离来填充裂隙。因此，将花费更长的时间来填充裂隙，在一个或多个实施方式中这通过压力积累时间更长来指示。
图4为用于评估被井眼穿透的地层的属性的方法40的流程图。方框41表示以小于地层裂隙梯度压力的压力执行井眼完整性测试，其中井眼完整性测试提供泄漏数据。方框42表示在第一注入时间段期间使用流体注入器在高于裂隙梯度压力的第一压力下以第一流量将流体注入地层中。方框43表示，在进行了第一注入时间段的注入之后的第一测试时间段中，利用压力传感器和计时器测量压力与时间的关系，从而提供第一压力数据。方框44表示，在第二注入时间段中使用流体注入器以大于第一流量的第二流量将流体注入到地层中。方框45表示，在进行了第二注入时间段的注入之后的第二测试时间段中，利用压力传感器和计时器测量压力与时间的关系，来提供第二压力数据。方框46表示，使用第一压力数据、第二压力数据和泄漏数据评估所述属性。如果高于某个临界值存在泄漏，那么泄漏数据可以用来修正第一压力数据和第二压力数据。另外，方法40可包括执行更多种流体注入测试，使每次流体注入测试进展到更高的注入流量。来自这些进一步进行的流体注入测试的数据可被用来确定受量何时开始随着压力或者流量的增加而降低。可以理解的是，以越小的流量增量进行越多的流体注入测试，地层属性评估就会越精确。更进一步地，方法40可包括在减少在之前执行的注入测试中使用的流量的情况下执行流体注入测试。这种情况下，测试数据可基于数据的时间依存性来评估裂隙的径向长度。
在此处的教导的支持下，可以使用各种分析部件，包括数字和/或模拟系统。例如，压力传感器11、温度传感器15、流量传感器16、数据记录器12、计时器13、或者地面计算机处理机14可包括数字和/或模拟系统。该系统可具有各种部件，例如处理器、存储媒介、存储器、输入、输出、通信连接(有线的、无线的、多位脉冲(pulsed mud)、光学的或其他的)、用户界面、软件程序、信号处理器(数字的或者模拟的)和其他这样的部件(例如电阻器、电容器、电感器和其他)，从而以本领域熟悉的任何多种方式来提供本文公开的设备和方法的操作和分析。考虑到这些教导可以但不必须结合存储在非暂时性计算机可读媒介上的一组计算机可执行指令来执行，这些计算机可读媒介包括存储器(ROMs，RAMs)、光学的(CD-ROMs)，或磁性的(磁盘、硬盘)、或者在执行时使得计算机执行本发明中的方法的任何其他类型的媒介。除了本公开所描述的功能，这些指令可以给出设备操作、控制、数据收集和分析以及系统设计者、拥有者、使用者或者其他个人看起来相关的其他功能。
另外，可以包括或访问各种其他部件以用于提供本文教导的各个方面。举例来说，在本发明讨论的各个方面的支持下，或者在超出本公开的其他动能的支持下，可以包括电源、磁铁、电磁铁、传感器、电极、发射器、接收器、收发器、天线、控制器、光学单元、电气单元或者机电单元。
实施方式中的元件已利用冠词“一”或者“某”来介绍。该冠词用于表示具有一个或多个元件。术语“包括”和“具有”意为开放式的，从而可以有除了已经列出的元件之外的附加的元件。当连词“或”与至少两个术语组成的列表一起使用时，其是指任一术语或者术语的组合。术语“第一”、“第二”和“第三”被用来区分元件，而不用于表示特定的顺序。术语“连接”指的是直接或通过中间部件间接地将第一部件联接到第二部件。
需要辨别的是，各种部件或者技术可提供某些必需或者有益的功能或者特征。因此，支持所附的权利要求所需的这些功能和特征及其变形被认为是作为本发明的教导的一部分以及本发明公开的一部分而固有地包含在本发明中。
虽然本发明已经参考示例性实施方式进行了说明，可以理解的是，在不偏离本发明的范围的情况下，可进行各种改变以及用等同物替换其元件。此外，很多改进可以理解为使本发明的教导适应特定的仪器、情况或者材料，而不偏离本发明的基本范围。因此，本发明不限于此处公开的被认为是最佳地执行本发明的方式所表示的实施方式，相反，本发明将包括所有落入所附权利要求范围中的所有实施方式。
Claims (13)
1.一种用于评估被井眼穿透的地层的属性的方法，该方法包括：
以小于地层的裂隙梯度压力的压力执行井眼完整性测试，其中，裂隙梯度压力是指预先存在于地层中的岩石裂隙将要打开并开始接受流体的压力，所述井眼完整性测试提供泄漏数据，井眼完整性测试包括：利用流体注入器以足够低的完整性测试流量将流体注入到地层中，使得不超过地层的裂隙梯度压力；
在第一注入时间段期间使用流体注入器以第一流量在大于裂隙梯度压力的第一压力下将流体注入地层中；
在进行了第一注入时间段的注入之后的第一测试时间段期间，使用压力传感器和计时器测量压力与时间的关系，以提供第一压力数据；
在第二注入时间段期间使用流体注入器以大于第一流量的第二流量将流体注入到地层中；
在进行了第二注入时间段的注入之后的第二测试时间段期间，使用压力传感器和计时器测量压力与时间的关系，以提供第二压力数据；
使用温度传感器监测井眼中的流体温度；
使用监测到的流体温度针对流体温度变化修正第一压力数据和第二压力数据；
使用监测到的流体温度针对流体温度变化修正泄漏数据；
使用修正的第一压力数据、修正的第二压力数据和修正的泄漏数据利用处理器评估所述属性；
使用修正的第一压力数据、修正的第二压力数据和修正的泄漏数据来评估水力压裂压力以压裂地层；以及
使用所评估的水力压裂压力来水力压裂地层。
2.根据权利要求1的方法，其中所述属性是渗透性或者受量。
3.根据权利要求1的方法，其中选自由第一注入时间段和第二注入时间段组成的组中的至少一个注入时间段为24小时或者更少的时间。
4.根据权利要求1的方法，其中第一注入时间段期间注入的流体的所述第一流量小于每分钟一桶，并且所述第一注入时间段小于一分钟。
5.根据权利要求4的方法，其中第一流量在每分钟0.1桶到0.5桶的范围内，并且第一注入时间段在十秒到十五秒的范围内。
6.根据权利要求5的方法，其中第二流量在每分钟一桶到两桶的范围内，并且第一注入时间段在十秒到十五秒的范围内。
7.根据权利要求1的方法，所述方法还包括：
使用流体注入器在第三注入时间段期间以大于第二流量的第三流量将流体注入到地层中；
在进行了第三注入时间段的注入之后的第三测试时间段期间，使用压力传感器和计时器测量压力与时间的关系，从而利用压力传感器提供第三压力数据；及
附加地使用第三压力数据评估所述属性。
8.根据权利要求7的方法，其中第三注入时间段期间注入的流体的所述第三流量大于每分钟两桶。
9.根据权利要求8的方法，其中第三流量在每分钟五桶到七桶的范围内。
10.根据权利要求1的方法，该方法还包括：
使用流体注入器在第四注入时间段期间以小于第二流量的第四流量将流体注入到地层中；
在进行了第四注入时间段的注入之后的第四测试时间段期间，利用压力传感器和计时器测量压力与时间的关系，从而提供第四压力数据；及
附加地使用第四压力数据评估所述属性。
11.一种用于评估被井眼穿透的地层的属性的设备，该设备包括：
流体注入器，所述流体注入器被配置为以选定流量将流体穿过井眼注入到地层中；
压力传感器，所述压力传感器被配置为感测井眼中的流体压力；
计时器，计时器被配置为测量时间段；及
温度传感器，所述温度传感器配置成监测井眼流体温度；以及
处理器，该处理器被配置为：
接收来自井眼完整性测试的泄漏数据，该井眼完整性测试是在低于地层的裂隙梯度压力的压力下利用流体注入器执行的，其中，裂隙梯度压力是指预先存在于地层中的岩石裂隙将要打开并开始接受流体的压力，井眼完整性测试包括：利用流体注入器以足够低的完整性测试流量将流体注入到地层中，使得不超过地层的裂隙梯度压力；
接收第一压力数据，该第一压力数据包括压力与时间的关系的测量值，该测量值是在将流体注入地层中之后的第一测试时间段期间利用压力传感器和计时器获得的，其中，在第一注入时间段期间使用流体注入器在大于裂隙梯度压力的第一压力下以第一流量将流体注入地层中；
接收第二压力数据，该第二压力数据包括压力与时间的关系的测量值，该测量值是在将流体注入地层中之后的第二测试时间段期间利用压力传感器和计时器获得的，其中，在第二注入时间段期间使用流体注入器以大于第一流量的第二流量将流体注入地层中；以及
使用监测到的流体温度针对流体温度变化修正第一压力数据和第二压力数据；
使用监测到的流体温度针对流体温度变化修正泄漏数据；
使用修正的第一压力数据、修正的第二压力数据和修正的泄漏数据利用处理器评估所述属性；
使用修正的第一压力数据、修正的第二压力数据和修正的泄漏数据来评估水力压裂压力以压裂地层；
其中，用于水力压裂的流体注入器被配置成以所评估的水力压裂压力将流体注入到地层中以便水力压裂地层。
12.根据权利要求11的设备，其中处理器被进一步被配置为：
接收第三压力数据，该第三压力数据包括压力与时间的关系的测量值，该测量值是在将流体注入地层中之后的第三测试时间段期间利用压力传感器和计时器获得的，其中，在第三注入时间段期间使用流体注入器以大于第二流量的第三流量将流体注入地层中；及
附加地使用第三压力数据评估所述属性。
13.根据权利要求11的设备，其中处理器被进一步配置为：
接收第四压力数据，该第四压力数据包括压力与时间的关系的测量值，该测量值是在将流体以小于第二流量的第四流量注入地层中之后的第四测试时间段期间，利用压力传感器和计时器获得的；以及
附加地使用第四压力数据评估所述属性。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/591,745 | 2012-08-22 | ||
| US13/591,745 US9366122B2 (en) | 2012-08-22 | 2012-08-22 | Natural fracture injection test |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN103628865A CN103628865A (zh) | 2014-03-12 |
| CN103628865B true CN103628865B (zh) | 2017-07-28 |
Family
ID=49036430
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201310463542.8A Active CN103628865B (zh) | 2012-08-22 | 2013-08-22 | 天然裂隙注入测试 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9366122B2 (zh) |
| EP (1) | EP2700785B1 (zh) |
| CN (1) | CN103628865B (zh) |
| AR (1) | AR092189A1 (zh) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9611737B2 (en) * | 2013-09-17 | 2017-04-04 | Husky Oil Operations Limited | Method for determining regions for stimulation along a wellbore within a hydrocarbon formation, and using such method to improve hydrocarbon recovery from the reservoir |
| US10329907B2 (en) | 2014-12-17 | 2019-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimizing matrix acidizing treatment |
| GB2539056A (en) * | 2015-06-03 | 2016-12-07 | Geomec Eng Ltd | Improvements in or relating to injection wells |
| GB2539001B (en) * | 2015-06-03 | 2021-04-21 | Geomec Eng Ltd | Improvements in or relating to hydrocarbon production from shale |
| CN105545271A (zh) * | 2015-12-22 | 2016-05-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低渗透凝析气藏压裂液返排控制方法 |
| GB2546335B (en) * | 2016-01-18 | 2021-08-04 | Equinor Energy As | Method and apparatus for pressure integrity testing |
| US10415382B2 (en) * | 2016-05-03 | 2019-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for establishing well performance during plug mill-out or cleanout/workover operations |
| US20200308468A1 (en) * | 2016-07-07 | 2020-10-01 | Hppe, Llc | Cross-linked levan blends as lost cirulation materials |
| CA3045879C (en) | 2017-01-13 | 2022-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining wellbore parameters through analysis of the multistage treatments |
| RU173763U1 (ru) * | 2017-04-04 | 2017-09-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Установка для моделирования газопроявлений в скважине в период ожидания затвердевания цемента |
| CN108956052B (zh) * | 2018-05-04 | 2020-01-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种橡胶密封圈耐二氧化碳性能试验方法 |
| WO2019246564A1 (en) | 2018-06-21 | 2019-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Evaluating hydraulic fracturing breakdown effectiveness |
| CN109372498B (zh) * | 2018-09-29 | 2021-09-21 | 中国石油大学(北京) | 确定岩层中破碎带的方法及装置 |
| US11634985B2 (en) | 2018-12-06 | 2023-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interpretation of pumping pressure behavior and diagnostic for well perforation efficiency during pumping operations |
| CA3134903C (en) | 2019-05-17 | 2023-09-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimating active fractures during hydraulic fracturing operations |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3636762A (en) | 1970-05-21 | 1972-01-25 | Shell Oil Co | Reservoir test |
| US4192182A (en) * | 1978-11-16 | 1980-03-11 | Sylvester G Clay | Method for performing step rate tests on injection wells |
| US4378845A (en) * | 1980-12-30 | 1983-04-05 | Mobil Oil Corporation | Sand control method employing special hydraulic fracturing technique |
| CA1202882A (en) * | 1982-03-01 | 1986-04-08 | Owen Richmond | Method of removing gas from an underground seam |
| CN1019520B (zh) * | 1985-09-25 | 1992-12-16 | 施卢默格海外有限公司 | 估计一个储油层中至少两层地层的渗透性及表层系数的方法 |
| US4793413A (en) * | 1987-12-21 | 1988-12-27 | Amoco Corporation | Method for determining formation parting pressure |
| US5163321A (en) * | 1989-10-17 | 1992-11-17 | Baroid Technology, Inc. | Borehole pressure and temperature measurement system |
| US6378363B1 (en) * | 1999-03-04 | 2002-04-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method for obtaining leak-off test and formation integrity test profiles from limited downhole pressure measurements |
| NO313923B1 (no) * | 2001-04-03 | 2002-12-23 | Silver Eagle As | FremgangsmÕte for Õ hindre et fluid i Õ strömme i eller omkring et brönnrör ved hjelp av lösmasse |
| US6705398B2 (en) * | 2001-08-03 | 2004-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture closure pressure determination |
| US7054751B2 (en) | 2004-03-29 | 2006-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for estimating physical parameters of reservoirs using pressure transient fracture injection/falloff test analysis |
| ITMI20060995A1 (it) * | 2006-05-19 | 2007-11-20 | Eni Spa | Procedimento per testare pozzi di idrocarburi a zero emissioni |
| US8056630B2 (en) * | 2007-03-21 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Methods of using viscoelastic surfactant gelled fluids to pre-saturate underground formations |
| US20090204328A1 (en) * | 2008-02-12 | 2009-08-13 | Precision Energey Services, Inc. | Refined analytical model for formation parameter calculation |
| US8087292B2 (en) * | 2008-04-30 | 2012-01-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Method of miscible injection testing of oil wells and system thereof |
| WO2010083166A2 (en) * | 2009-01-13 | 2010-07-22 | Schlumberger Canada Limited | In-situ stress measurements in hydrocarbon bearing shales |
| US9790788B2 (en) * | 2009-05-05 | 2017-10-17 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for predicting properties of earth formations |
-
2012
- 2012-08-22 US US13/591,745 patent/US9366122B2/en active Active
-
2013
- 2013-08-21 AR ARP130102959A patent/AR092189A1/es active IP Right Grant
- 2013-08-21 EP EP13181146.5A patent/EP2700785B1/en active Active
- 2013-08-22 CN CN201310463542.8A patent/CN103628865B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR092189A1 (es) | 2015-04-08 |
| US20140058686A1 (en) | 2014-02-27 |
| EP2700785A2 (en) | 2014-02-26 |
| EP2700785A3 (en) | 2017-08-16 |
| CN103628865A (zh) | 2014-03-12 |
| US9366122B2 (en) | 2016-06-14 |
| EP2700785B1 (en) | 2023-10-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103628865B (zh) | 天然裂隙注入测试 | |
| Cramer et al. | Diagnostic fracture injection testing tactics in unconventional reservoirs | |
| US9045969B2 (en) | Measuring properties of low permeability formations | |
| US7753118B2 (en) | Method and tool for evaluating fluid dynamic properties of a cement annulus surrounding a casing | |
| EP1941129A1 (en) | Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations with pre-existing fractures | |
| AU2020217344A1 (en) | Methods for estimating hydraulic fracture surface area | |
| CN106522928A (zh) | 一种酸化压裂后停泵测井口压降不稳定试井方法 | |
| Hryb et al. | Unlocking the true potential of the Vaca Muerta Shale via an integrated completion optimization approach | |
| Sullivan et al. | Post-fracture pressure decay: A novel (and free) stage-level assessment method | |
| Bohloli et al. | Determination of the fracture pressure from CO2 injection time-series datasets | |
| Wang et al. | A rapid injection flowback test (RIFT) to estimate in-situ stress and pore pressure | |
| Friedrich et al. | Two practical methods to determine pore pressure regimes in the Spraberry and Wolfcamp Formations in the Midland Basin | |
| Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
| Buijs | DFIT: An Interdisciplinary Validation of Fracture Closure Pressure Interpretation Across Multiple Basins | |
| CN110939438A (zh) | 一种利用主压裂停泵压降进行压后评估的方法 | |
| Singh et al. | A comprehensive review of fracture-driven interaction in unconventional oil and gas plays: Characterization, real-time diagnosis, and impact on production | |
| Felsenthal | Step-rate tests determine safe injection pressures in floods | |
| Fan et al. | Field experience and numerical investigations of minifrac tests with flowback in low-permeability formations | |
| Malik et al. | Microfracturing in Tight Rocks: A Delaware Basin Case Study | |
| Mehana et al. | Diagnostic fracture injection test (DFIT) | |
| Xing et al. | Flowback data evaluation at forge | |
| Khaksar et al. | Geomechanical evaluation for short term gas storage in depleted reservoirs | |
| Malik et al. | Stress Profiling with Microfracturing and Sonic Logs in Antelope Shale | |
| Fourmaintraux et al. | Detailed in situ stress measurements for qualifying the safety of underground gas storage overburden | |
| Lu et al. | Laboratory investigation of fracture propagation in multiple fracturing with complex well interference |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |