EA042366B1

EA042366B1 - NON-RADIOACTIVE Isotope Tracer for the Evaluation of the Hydraulic Fracturing Procedure

Info

Publication number: EA042366B1
Application number: EA202091304
Authority: EA
Inventors: Цяньмеи Чжан; Гарри Д. Смит
Original assignee: Карбо Керамикс Инк.
Priority date: 2017-12-04
Filing date: 2018-11-29
Publication date: 2023-02-08

Description

Перекрестная ссылка на родственные заявкиCross-reference to related applications

Настоящая заявка испрашивает приоритет и преимущество заявки на патент США, поданной 04 декабря 2017 года под серийным номером 15/831,081.The present application claims the priority and benefit of the US patent application filed December 04, 2017 under serial number 15/831,081.

Область техники настоящего изобретенияTECHNICAL FIELD OF THE INVENTION

Настоящее изобретение относится к изотопным индикаторам для оценки процедур гидравлического разрыва. Более конкретно, настоящее изобретение относится к идентификации меченных множеством нерадиоактивных изотопных индикаторов расклинивающих наполнителей в стволе скважины.The present invention relates to tracers for evaluating hydraulic fracturing procedures. More specifically, the present invention relates to the identification of multiple tracer-labelled proppants in a wellbore.

Уровень техники настоящего изобретенияState of the art of the present invention

Радиоактивные изотопные индикаторы, такие как Ir-192 Ir-194 Sc-46, Sb-124, Sb-122, Na-24, I-131 и т.д., в настоящее время используют для оценки множества процедур гидравлического разрыва, осуществляемых в стволе скважины. Более конкретно, различные изотопные индикаторы используют во множестве процедур гидравлического разрыва, чтобы определять, какое перфорационное отверстие является открытым и далее подвергнутым гидравлическому разрыву в течение каждой процедуры гидравлического разрыва.Radiotracers such as Ir-192 Ir-194 Sc-46, Sb-124, Sb-122, Na-24, I-131, etc. are currently used to evaluate many hydraulic fracturing procedures performed in wellbore. More specifically, various tracers are used in a variety of fracturing procedures to determine which perforations are open and further fractured during each fracturing procedure.

Вследствие естественной проблемы неравномерного перемешивания, сигналы от радиоактивны изотопных индикаторов проявляют тенденцию к флуктуациям, что делает затруднительным их точное обнаружение. Кроме того, может оказаться затруднительным проведение различий между изотопными индикаторами, находящимися внутри ствола скважины и изотопными индикаторами, находящимися глубоко внутри подземного пласта. Кроме того, вследствие потенциально опасных свойств радиоактивных изотопных индикаторов, на них распространяются строгие правила в отношении здравоохранения и общественной безопасности и защиты окружающей среды. В результате этого может оказаться ненадежной оценка трещин в подземном пласте, в частности, в отношении горизонтальных стволов скважин, поскольку радиоактивные изотопные индикаторы могут осаждаться вдоль дна ствола скважины в горизонтальной части.Due to the natural problem of uneven mixing, tracer signals tend to fluctuate, making it difficult to detect them accurately. In addition, it can be difficult to distinguish between tracers located within the wellbore and tracers located deep within a subterranean formation. In addition, due to the potentially dangerous properties of radioactive isotope tracers, they are subject to strict health and public safety and environmental regulations. As a result, the assessment of fractures in a subterranean formation can be unreliable, particularly in relation to horizontal wellbores, since radiotracers can be deposited along the bottom of the wellbore in the horizontal portion.

В последнее время были внедрены нерадиоактивные изотопные индикаторы. Нерадиоактивные изотопные индикаторы используют для наблюдения расклинивающего наполнителя, который перекачивают в ствол скважины в течение процедуры гидравлического разрыва. Меченый расклинивающий наполнитель можно оценивать двумя различными способами. Первый способ предусматривает измерения скорости счета детекторов меченого расклинивающего наполнителя с применением компенсированного нейтронного каротажного инструмента (CNT) или измерения скорости счета и импульсный каротаж с захватом нейтронов с применением инструмента для импульсного нейтронного каротажа (PNC) в целях обнаружения меченого расклинивающего наполнителя в стволе скважины в искусственно образованных трещинах, гравийных фильтрах, гидравлических разрывах с установкой гравийных фильтров и цементе. Второй способ предусматривает спектроскопические измерения гамма-излучения нейтронного захвата с применением каротажного инструмента PNC и спектральное разрешение гамма-излучения нейтронного захвата, исходящего из меченого расклинивающего наполнителя, и гамма-излучения нейтронного захвата, исходящего из других скважинных элементов. Указанные технологии раскрыты в патентах США 8100177, 8648309, 8805615 и 9038715. Поскольку для оценки высоты трещины или качества гравийного фильтра ранее был использован меченный единственным нерадиоактивным изотопным индикатором расклинивающий наполнитель, существует потребность в способе обнаружения и измерения множества (например, различных) нерадиоактивных изотопных индикаторов в целях оценки множества процедур гидравлического разрыва для одной и той же ступени или различных ступеней в стволе скважины, а также определения порядка осуществления каротажных процедур и оценки соответствующих каротажных диаграмм.Recently, non-radioactive isotope tracers have been introduced. Non-radioactive tracers are used to monitor the proppant that is pumped into the wellbore during the hydraulic fracturing procedure. Labeled proppant can be evaluated in two different ways. The first method involves measuring the count rate of tagged proppant detectors using a compensated neutron logging tool (CNT) or measuring the count rate and neutron capture pulse logging using a pulsed neutron logging (PNC) tool to detect tagged proppant in the wellbore in artificially cracks, gravel packs, gravel pack hydraulic fracturing and cement. The second method involves spectroscopic measurements of neutron capture gamma rays using the PNC logging tool and spectral resolution of neutron capture gamma rays from the tagged proppant and neutron capture gamma rays from other downhole elements. These technologies are disclosed in US Pat. for the purpose of evaluating multiple hydraulic fracturing procedures for the same stage or different stages in the wellbore, as well as determining the order of logging procedures and evaluating the corresponding logs.

Краткое раскрытие настоящего изобретенияBrief summary of the present invention

Раскрыт способ оценки искусственно образованных трещин в стволе скважины. Способ включает получение первого набора данных в стволе скважины с применением скважинного каротажного инструмента. Первый расклинивающий наполнитель перекачивают в ствол скважины после того, как регистрируют первый набор данных. Первый расклинивающий наполнитель содержит первый изотопный индикатор, который не является радиоактивным. Второй расклинивающий наполнитель также перекачивают в ствол скважины после того, как первый расклинивающий наполнитель перекачивают в ствол скважины. Второй расклинивающий наполнитель содержит второй изотопный индикатор, который не является радиоактивным, и второй изотопный индикатор отличается от первого изотопного индикатора. Второй набор данных получают в стволе скважины с применением скважинного инструмента после того, как первый и второй расклинивающие наполнители перекачивают в ствол скважины. Первый и второй наборы данных сравнивают.A method for evaluating artificially formed fractures in a wellbore is disclosed. The method includes obtaining a first set of data in a wellbore using a downhole logging tool. The first proppant is pumped into the wellbore after the first set of data is recorded. The first proppant contains a first tracer that is not radioactive. The second proppant is also pumped into the wellbore after the first proppant is pumped into the wellbore. The second proppant contains a second tracer that is not radioactive and the second tracer is different from the first tracer. A second set of data is obtained in the wellbore using a downhole tool after the first and second proppants are pumped into the wellbore. The first and second data sets are compared.

Согласно другому варианту осуществления способ включает перекачивание первого расклинивающего наполнителя в ствол скважины. Первый расклинивающий наполнитель содержит первый изотопный индикатор, который не является радиоактивным. Второй расклинивающий наполнитель также перекачивают в ствол скважины одновременно или после того, как первый расклинивающий наполнитель перекачивают в ствол скважины. Второй расклинивающий наполнитель содержит второй изотопный индикатор, который не является радиоактивным, и второй изотопный индикатор отличается от первогоAccording to another embodiment, the method includes pumping the first proppant into the wellbore. The first proppant contains a first tracer that is not radioactive. The second proppant is also pumped into the wellbore at the same time or after the first proppant is pumped into the wellbore. The second proppant contains a second tracer that is not radioactive and the second tracer is different from the first

- 1 042366 изотопного индикатора. Набор данных получают в стволе скважины с применением скважинного каротажного инструмента после того, как первый и второй расклинивающие наполнители перекачивают в ствол скважины. Набор данных анализируют для определения положений первого и второго расклинивающих наполнителей в пластовых трещинах.- 1 042366 isotope tracer. The data set is obtained in the wellbore using a downhole logging tool after the first and second proppants are pumped into the wellbore. The data set is analyzed to determine the positions of the first and second proppants in formation fractures.

Согласно другому варианту осуществления способ включает получение первого набора данных в стволе скважины с применением скважинного инструмента. Текучую среду для гидравлического разрыва и расклинивающий наполнитель одновременно перекачивают в ствол скважины после того, как регистрируют первый набор данных. Текучая среда для гидравлического разрыва содержит первый изотопный индикатор, который не является радиоактивным, и расклинивающий наполнитель содержит второй изотопный индикатор, который не является радиоактивным. Второй набор данных получают в стволе скважины с применением скважинного инструмента после того, как текучую среду для гидравлического разрыва и расклинивающий наполнитель перекачивают в ствол скважины. Первый и второй наборы данных сравнивают для определения положений текучей среды для гидравлического разрыва с применением указанного расклинивающего наполнителя.According to another embodiment, the method includes obtaining a first set of data in a wellbore using a downhole tool. The fracturing fluid and proppant are simultaneously pumped into the wellbore after the first set of data is recorded. The fracturing fluid contains a first tracer that is not radioactive, and the proppant contains a second tracer that is not radioactive. A second set of data is obtained in the wellbore using a downhole tool after the fracturing fluid and proppant are pumped into the wellbore. The first and second sets of data are compared to determine the positions of the fluid for hydraulic fracturing using the specified proppant.

Кроме того, раскрыт способ оценки гравийных фильтров или гидравлического разрыва с установкой гравийных фильтров в стволе скважины. Способ включает перекачивание первого расклинивающего наполнителя в ствол скважины. Первый расклинивающий наполнитель содержит первый изотопный индикатор, который не является радиоактивным. Второй расклинивающий наполнитель также перекачивают в ствол скважины, одновременно или после того, как первый расклинивающий наполнитель перекачивают в ствол скважины. Второй расклинивающий наполнитель содержит второй изотопный индикатор, который не является радиоактивным, и второй изотопный индикатор отличается от первого изотопного индикатора. Первый набор данных получают в стволе скважины с применением скважинного каротажного инструмента после того, как первый и второй расклинивающие наполнители перекачивают в ствол скважины. Первый набор данных анализируют для определения положений первого и второго расклинивающих наполнителей в области гравийного фильтра в стволе скважины и/или в искусственно образованных пластовых трещинах.Also disclosed is a method for evaluating gravel packs or hydraulic fracturing by installing gravel packs in a wellbore. The method includes pumping the first proppant into the wellbore. The first proppant contains a first tracer that is not radioactive. The second proppant is also pumped into the wellbore, simultaneously with or after the first proppant is pumped into the wellbore. The second proppant contains a second tracer that is not radioactive and the second tracer is different from the first tracer. The first set of data is obtained in the wellbore using a downhole logging tool after the first and second proppants are pumped into the wellbore. The first set of data is analyzed to determine the positions of the first and second proppants in the gravel pack area in the wellbore and/or in artificial formation fractures.

Краткое описание фигурBrief description of the figures

Настоящее изобретение может быть понято наилучшим образом посредством ознакомления со следующим описанием и сопровождающими фигурами, которые использованы для иллюстрации варианты осуществления настоящего изобретения. Это следующие фигуры.The present invention can be best understood by reading the following description and the accompanying drawings, which are used to illustrate embodiments of the present invention. These are the following figures.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение операции двухступенчатого гидравлического разрыва в стволе скважины согласно варианту осуществления.In FIG. 1 is a schematic representation of a two-stage hydraulic fracturing operation in a wellbore according to an embodiment.

На фиг. 2 представлено схематическое изображение скважинного импульсного нейтронного каротажного инструмента в стволе скважины согласно варианту осуществления.In FIG. 2 is a schematic representation of a downhole pulsed neutron logging tool in a wellbore according to an embodiment.

На фиг. 3 представлена технологическая схема способа оценки множества трещин в стволе скважины с применением данных, полученных посредством скважинного инструмента согласно варианту осуществления.In FIG. 3 is a flow chart of a method for evaluating multiple fractures in a wellbore using data acquired by a downhole tool in accordance with an embodiment.

На фиг. 4 представлен график (например, в форме диаграммы), иллюстрирующий данные, полученные посредством скважинного инструмента для импульсного нейтронного каротажа в стволе скважины до и после стадии осуществления гидравлического разрыва с применением меченного гадолинием расклинивающего наполнителя и меченного бором расклинивающего наполнителя согласно варианту осуществления.In FIG. 4 is a graph (e.g., in the form of a diagram) illustrating data acquired by a downhole pulsed neutron tool in a wellbore before and after the stage of hydraulic fracturing using a gadolinium labeled proppant and a boron labeled proppant according to an embodiment.

На фиг. 5 представлен график (например, в форме диаграммы), иллюстрирующий данные, полученные посредством скважинного инструмента для импульсного нейтронного каротажа в стволе скважины до и после стадии осуществления гидравлического разрыва с применением меченного гадолинием расклинивающего наполнителя, меченного бором расклинивающего наполнителя и меченного самарием расклинивающего наполнителя согласно варианту осуществления.In FIG. 5 is a graph (eg, in the form of a diagram) illustrating data acquired by a downhole pulsed neutron tool in a wellbore before and after the hydraulic fracturing stage using a gadolinium labeled proppant, a boron labeled proppant, and a samarium labeled proppant according to an embodiment. implementation.

На фиг. 6 представлен график, иллюстрирующий моделированное изменение скорости счета гаммаизлучения с применением инструмента для импульсного нейтронного каротажа в ранний временной промежуток (например, от 50 до 150 мкс) в зависимости от продолжительности нейтронного импульса (например, от 0 до 30 мкс) с применением гадолиния и бора в качестве индикаторов в составе нерадиоактивного расклинивающего наполнителя в подвергнутом гидравлическому разрыву пласте согласно варианту осуществления.In FIG. 6 is a graph illustrating the simulated change in gamma-ray count rate using a neutron pulse tool in an early time period (eg, 50 to 150 µs) versus neutron pulse duration (eg, 0 to 30 µs) using gadolinium and boron. as tracers in a non-radioactive proppant composition in a hydraulically fractured formation according to an embodiment.

На фиг. 7 представлен график, иллюстрирующий моделированное изменение скорости счета гаммаизлучения с применением инструмента для импульсного нейтронного каротажа в поздний временной промежуток (например, от 200 до 1000 мкс) в зависимости от продолжительности нейтронного импульса (например, от 0 до 30 мкс) с применением гадолиния и бора в качестве индикаторов в составе нерадиоактивного расклинивающего наполнителя в подвергнутом гидравлическому разрыву пласте согласно варианту осуществления.In FIG. 7 is a graph illustrating the simulated change in gamma ray count rate using a pulsed neutron tool over a late time interval (e.g., 200 to 1000 µs) versus neutron pulse duration (e.g., 0 to 30 µs) using gadolinium and boron. as tracers in a non-radioactive proppant composition in a hydraulically fractured formation according to an embodiment.

На фиг. 8 представлена таблица, иллюстрирующая моделированные изменения импульсного нейтронного каротажного скважинного значения эффективного сечения захвата (Σ), пластового значения Σ, скорости счета детекторов в различные временные промежутки и соотношение изменений скорости сче- 2 042366 та детектора в двух временных промежутках (например, от 50 до 150 мкс и от 200 до 1000 мкс) для меченного гадолинием расклинивающего наполнителя, меченного бором расклинивающего наполнителя и меченного самарием расклинивающего наполнителя в подвергнутом гидравлическому разрыву пласте согласно варианту осуществления.In FIG. 2 042366 is a table illustrating the simulated changes in the pulsed neutron well log value of the effective capture cross section (Σ), reservoir value Σ, detector count rate in different time intervals, and the ratio of detector count rate changes in two time intervals (for example, from 50 to 150 μs and 200 to 1000 μs) for gadolinium-labeled proppant, boron-labeled proppant, and samarium-labeled proppant in a fractured formation according to an embodiment.

На фиг. 9 представлена диаграмма, иллюстрирующая регистрируемые гамма-спектральные различия между меченным гадолинием расклинивающим наполнителем и меченным самарием расклинивающим наполнителем в скважинной расклиненной трещине согласно варианту осуществления.In FIG. 9 is a graph illustrating the recorded gamma spectral differences between a gadolinium labeled proppant and a samarium labeled proppant in a downhole proppant according to an embodiment.

Подробное раскрытие настоящего изобретенияDetailed disclosure of the present invention

Настоящее изобретение относится к системам и способам для обнаружения и идентификации множества (например, различных) меченных нерадиоактивными изотопными индикаторами расклинивающих наполнителей и/или текучих сред для гидравлического разрыва (и согласно некоторым вариантам осуществления меченных нерадиоактивными индикаторами расклинивающих наполнителей/текучих сред в сочетании с меченными радиоактивными индикаторами материалами) в искусственно образованных пластовых трещинах в стволе скважины с применением импульсного нейтронного каротажного инструмента (PNC). На фиг. 1 представлено схематическое изображение операции двухступенчатого гидравлического разрыва в стволе скважины 102 согласно варианту осуществления. Ствол скважины 102 может проходить в подземный пласт, имеющий один или несколько слоев. Например, ствол скважины 102 может содержать практически вертикальную часть, которая проходит вниз через первый пластовый слой 104, второй пластовый слой 105, третий пластовый слой 106 и коллекторный слой 107. Ствол скважины 102 также может содержать практически горизонтальную часть (например, в коллекторном слое 107).The present invention relates to systems and methods for detecting and identifying a variety of (e.g., different) tracer-labeled proppants and/or fracturing fluids (and, in some embodiments, tracer-labelled proppants/fluids in combination with radioactively labeled proppants/fluids). indicators materials) in artificially formed reservoir fractures in the wellbore using a pulsed neutron logging tool (PNC). In FIG. 1 is a schematic representation of a two-stage hydraulic fracturing operation in a wellbore 102 according to an embodiment. The wellbore 102 may extend into a subterranean formation having one or more layers. For example, wellbore 102 may include a substantially vertical portion that extends downward through first reservoir layer 104, second reservoir layer 105, third reservoir layer 106, and reservoir layer 107. Wellbore 102 may also include a substantially horizontal portion (e.g., in reservoir layer 107 ).

Ствол скважины 102 может быть обсаженным или необсаженным и перфорированным и/или подвергнутым гидравлическому разрыву на одной или нескольких ступенях. Как представлено на фигуре, горизонтальная часть ствола скважины 102 может быть перфорирована и/или подвергнута гидравлическому разрыву на двух ступенях, включая первую ступень 110 и вторую ступень 120. Первая ступень 110 может быть расположена ниже (например, дальше от исходной точки ствола скважины 102), чем вторая ступень 120. Первая ступень 110 может быть перфорированной и/или подвергнутой гидравлическому разрыву до второй ступени 120.The wellbore 102 may be cased or open-hole and perforated and/or fractured in one or more stages. As shown in the figure, the horizontal portion of the wellbore 102 may be perforated and/or fractured in two stages, including the first stage 110 and the second stage 120. The first stage 110 may be located lower (for example, further from the origin of the wellbore 102) than second stage 120. First stage 110 may be perforated and/or fractured prior to second stage 120.

Первая ступень 110 может содержать один или несколько множеств перфорационных отверстий (представлены два множества 112, 114). Первое множество перфорационных отверстий 112 может быть аксиально сдвинуто от второго множества перфорационных отверстий 114 по отношению к оси, проходящей вдоль ствола скважины 102. Например, первое множество перфорационных отверстий 112 может быть расположенное ниже (например, дальше от исходной точки ствола скважины 102), чем второе множество перфорационных отверстий 114. Первое множество перфорационных отверстий 112 может быть образовано до или во время образования второго множества перфорационных отверстий 114. После образования первого и второго множеств перфорационных отверстий 112, 114 может быть инициирована первая процедура гидравлического разрыва. Первая процедура гидравлического разрыва может включать перекачивание первого меченного нерадиоактивным индикатором расклинивающего наполнителя в ствол скважины 102. При использовании в настоящем документе, термин меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель означает расклинивающий наполнитель, который является меченным изотопным индикаторным материалом, который не является радиоактивным и имеет высокое значение сечения захвата тепловых нейтронов. Изотопный индикатор в первом меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающей наполнителе может представлять собой или содержать, например, гадолиний (Gd). Например, изотопный индикатор может представлять собой или содержать Gd₂O₃. После завершения первой процедура гидравлического разрыва может быть инициирована вторая процедура гидравлического разрыва. Вторая процедура гидравлического разрыва может включать перекачивание второго меченного нерадиоактивным индикатором расклинивающего наполнителя в ствол скважины 102. Согласно одному варианту осуществления в первой процедуре гидравлического разрыва могут быть использованы частицы меченого расклинивающего наполнителя одного размера (сита), а в следующей операции могут быть использованы частицы меченого расклинивающего наполнителя другого размера (сита). Изотопный индикатор во втором меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающем наполнителе может отличаться от первого меченного нерадиоактивным индикатором расклинивающего наполнителя. Изотопный индикатор во втором меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающем наполнителе может представлять собой или содержать, например, бор (В). Например, изотопный индикатор может представлять собой или содержать В₄С. Два меченных нерадиоактивными индикаторами расклинивающих наполнителя также могут быть использованы в одной процедуре гидравлического разрыва, причем на начальной стадии операции используют один индикаторный материал, а на второй стадии используют второй индикаторный материал.The first stage 110 may include one or more sets of perforations (two sets 112, 114 are shown). The first set of perforations 112 may be axially offset from the second set of perforations 114 with respect to an axis along the wellbore 102. For example, the first set of perforations 112 may be located lower (eg, farther from the origin of the wellbore 102) than second set of perforations 114. The first set of perforations 112 may be formed before or during the formation of the second set of perforations 114. After the formation of the first and second sets of perforations 112, 114, the first fracturing procedure may be initiated. The first fracturing procedure may include pumping a first tracer labeled proppant into the wellbore 102. As used herein, the term tracer labeled proppant means a proppant that is a tracer labeled material that is not radioactive and has a high cross-sectional value. capture of thermal neutrons. The tracer in the first non-radioactive tracer labeled proppant may be or contain, for example, gadolinium (Gd). For example, the tracer may be or contain Gd ₂ O ₃ . Upon completion of the first hydraulic fracturing procedure, a second hydraulic fracturing procedure may be initiated. The second fracturing procedure may include pumping a second non-radioactive tracer-labeled proppant into the wellbore 102. In one embodiment, one size labeled proppant particles (sieves) may be used in the first fracturing procedure, and the labeled proppant particles may be used in the next operation. filler of a different size (sieve). The isotope tracer in the second tracer-labeled proppant may be different from the first tracer-labeled proppant. The tracer in the second non-radioactive tracer labeled proppant may be or contain, for example, boron (B). For example, the isotope tracer may be or contain B ₄ C. Two non-tracer-labeled proppants may also be used in a single fracturing procedure, with one tracer material used in the initial stage of the operation and a second tracer material used in the second stage.

Как далее описано более подробно, если первый меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный гадолинием расклинивающий наполнитель) находится в трещине, искусственно образованной первым множеством перфорационных отверстий 112, и второй меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный бором расклинивающий наполнитель) находится в трещине, искусственно образованной вторым множеством пер- 3 042366 форационных отверстий 114, может быть определено, что первое множество перфорационных отверстий 112 было открыто/подвергнуто гидравлическому разрыву первым меченным нерадиоактивным индикатором расклинивающим наполнителем, прежде чем второе множество перфорационных отверстий 114 было открыто/подвергнуто гидравлическому разрыву вторым меченным нерадиоактивным индикатором расклинивающим наполнителем. Однако если первый меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный гадолинием расклинивающий наполнитель) находится в трещине, искусственно образованной вторым множеством перфорационных отверстий 114, и второй меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный бором расклинивающий наполнитель) находится в трещине, искусственно образованной первым множеством перфорационных отверстий 112, то может быть определено, что второе множество перфорационных отверстий 114 было открыто/подвергнуто гидравлическому разрыву первым меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающим наполнителем, прежде чем первое множество перфорационных отверстий 112 было открыто/подвергнуто гидравлическому разрыву вторым меченным нерадиоактивным индикатором расклинивающим наполнителем.As described in more detail below, if a first non-radioactive tracer-labelled proppant (eg, a gadolinium-labelled proppant) is in a fracture artificially formed by the first plurality of perforations 112 and a second non-radioactive tracer-labeled proppant (for example, a boron-labelled proppant) is in fracture artificially created by the second set of perforations 114, it can be determined that the first set of perforations 112 was opened/fractured by the first tracer-labeled proppant before the second set of perforations 114 was opened/fractured a second non-radioactive tracer labeled proppant. However, if the first baseband-labeled proppant (eg, gadolinium-labeled proppant) is in a fracture artificially created by the second set of perforations 114, and the second baseband-labeled proppant (eg, boron-labeled proppant) is in the artificially created fracture of the first the plurality of perforations 112, it may be determined that the second plurality of perforations 114 were opened/fractured by the first tracer-labeled proppant before the first plurality of perforations 112 were opened/fractured by the second tracer-labeled proppant.

Вторая ступень 120 также может содержать один или несколько множеств перфорационных отверстий (здесь представлены три множества 122, 124, 126). Например, третье множество перфорационных отверстий 122 может быть расположено ниже (например, дальше от исходной точки ствола скважины 102), чем четвертое множество перфорационных отверстий 124, и четвертое множество перфорационных отверстий 124 может быть расположено ниже пятого множества перфорационных отверстий 126. После образования третьего, четвертого и пятого множеств перфорационных отверстий 122, 124, 126 может быть инициирована третья процедура гидравлического разрыва. Третья процедура гидравлического разрыва может представлять собой первую процедуру гидравлического разрыва во второй ступени 120. Третья процедура гидравлического разрыва может включать перекачивание третьего меченного нерадиоактивным индикатором расклинивающего наполнителя в ствол скважины 102. Изотопный индикатор в третьем меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающем наполнителе может быть таким же или отличаться от изотопных индикаторов в меченных нерадиоактивными индикаторами расклинивающих наполнителях, используемых в первой ступени 110. Например, изотопный индикатор в третьем меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающем наполнителе может представлять собой или содержать, например, гадолиний (Gd). Например, изотопный индикатор может представлять собой или содержать Gd₂O₃.The second stage 120 may also include one or more sets of perforations (three sets 122, 124, 126 are shown here). For example, the third set of perforations 122 may be located below (eg, farther from the origin of the wellbore 102) than the fourth set of perforations 124, and the fourth set of perforations 124 may be located below the fifth set of perforations 126. After the formation of the third, the fourth and fifth sets of perforations 122, 124, 126, a third fracturing procedure may be initiated. The third fracturing procedure may be the first fracturing procedure in the second stage 120. The third hydraulic fracturing procedure may include pumping a third tracer labeled proppant into the wellbore 102. The tracer in the third tracer labeled proppant may be the same or different from tracers in the tracer-labeled proppants used in the first stage 110. For example, the tracer in the third tracer-labeled proppant may be or contain, for example, gadolinium (Gd). For example, the tracer may be or contain Gd ₂ O ₃ .

После завершения третьей процедуры гидравлического разрыва может быть инициирована четвертая процедура гидравлического разрыва. Четвертая процедура гидравлического разрыва может включать перекачивание четвертого меченного нерадиоактивным индикатором расклинивающего наполнителя в ствол скважины 102. Изотопный индикатор в четвертом меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающем наполнителе может быть таким же или отличаться от изотопных индикаторов в меченных нерадиоактивными индикаторами расклинивающих наполнителях, используемых в первой ступени 110. Изотопный индикатор в четвертом меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающем наполнителе может отличаться от изотопного индикатора в третьем меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающем наполнителе. Например, изотопный индикатор в четвертом меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающем наполнителе может представлять собой или содержать, например, бор (В). Например, изотопный индикатор может представлять собой или содержать В₄С.After completion of the third hydraulic fracturing procedure, a fourth hydraulic fracturing procedure may be initiated. The fourth fracturing procedure may include pumping a fourth tracer labeled proppant into the wellbore 102. The tracer in the fourth tracer labeled proppant may be the same or different from the tracers in the tracer labeled proppants used in the first stage 110. Isotopic tracer the tracer in the fourth tracer-labelled proppant may be different from the tracer in the third tracer-labelled proppant. For example, the tracer in the fourth non-radioactive tracer labeled proppant may be or contain, for example, boron (B). For example, the tracer may be or contain B ₄ C.

После завершения четвертой процедуры гидравлического разрыва может быть инициирована пятая процедура гидравлического разрыва. Пятая процедура гидравлического разрыва может включать перекачивание пятого меченного нерадиоактивным индикатором расклинивающего наполнителя в ствол скважины 102. Изотопный индикатор в пятом меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающем наполнителе может быть таким же или отличаться от изотопных индикаторов в меченных нерадиоактивными индикаторами расклинивающих наполнителях, используемых в первой ступени 110. Изотопный индикатор в пятом меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающем наполнителе может отличаться от изотопных индикаторов в третьем и/или четвертом меченных нерадиоактивными индикаторами расклинивающих наполнителях. Например, изотопный индикатор в пятом меченном нерадиоактивным индикатором расклинивающем наполнителе может представлять собой или содержать, например, самарий (Sm). Например, изотопный индикатор может представлять собой или содержать Sm₂O₃. Другие примерные нерадиоактивные изотопные индикаторы могут представлять собой или содержать изотопные индикаторы (например, кадмий, иридий или диспрозий), имеющие высокое значение сечение захвата тепловых нейтронов.Upon completion of the fourth fracturing procedure, a fifth hydraulic fracturing procedure may be initiated. The fifth fracturing procedure may include pumping a fifth tracer-labeled proppant into the wellbore 102. The tracer in the fifth tracer-labeled proppant may be the same or different from the tracers in the tracer-labeled proppants used in the first stage 110. Isotopic tracer the tracer in the fifth tracer-labelled proppant may be different from the isotopic tracers in the third and/or fourth tracer-labeled proppants. For example, the tracer in the fifth non-radioactive tracer labeled proppant may be or contain, for example, samarium (Sm). For example, the tracer may be or contain Sm ₂ O ₃ . Other exemplary non-radioactive tracers may be or contain tracers (eg, cadmium, iridium, or dysprosium) having a high thermal neutron capture cross section.

В примерной второй ступени 120 процедуры гидравлического разрыва не могут происходить внутри/посредством желательных перфорационных отверстий. Например, в примерной второй ступени 120, если третий меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный гадолинием расклинивающий наполнитель) находится в трещине, искусственно образованной пятым множеством перфорационных отверстий 126, четвертый меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный бором расклинивающий наполнитель) находится в трещине, искусственно образованной четвертым множеством перфорационных отверстий 124, и пятыйIn the exemplary second stage 120, hydraulic fracturing procedures cannot occur within/through the desired perforations. For example, in the exemplary second stage 120, if a third tracing proppant (eg, a gadolinium tagged proppant) is in a fracture artificially created by the fifth plurality of perforations 126, a fourth tracing proppant (eg, a boron tagged proppant) is located in the crack artificially formed by the fourth plurality of perforations 124, and the fifth

- 4 042366 меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный самарием расклинивающий наполнитель) находится в трещине, искусственно образованной третьим множеством перфорационных отверстий 122, может быть определено, что пятое множество перфорационных отверстий было открыто/подвергнуто гидравлическому разрыву третьим меченным нерадиоактивным индикатором расклинивающим наполнителем, и затем четвертое множество перфорационных отверстий 124 было открыто/подвергнуто гидравлическому разрыву четвертым меченным нерадиоактивным индикатором расклинивающим наполнителем, и затем третье множество перфорационных отверстий 122 было открыто/подвергнуто гидравлическому разрыву пятым меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающим наполнителем.- 4 042366 a non-radioactive tracer-labeled proppant (e.g., a samarium-labelled proppant) is in a fracture artificially created by the third set of perforations 122, it can be determined that the fifth set of perforations has been opened/fractured by the third non-radioactive tracer-labelled proppant, and then a fourth set of perforations 124 were opened/fractured with a fourth tracer-labeled proppant, and then a third set of perforations 122 were opened/fractured with a fifth tracer-labeled proppant.

Такие же принципы, которые описаны выше для двухступенчатой операции гидравлического разрыва, могут быть использованы в одноступенчатой операции гидравлического разрыва, например, когда первая часть (т.е. начальная часть) перекачиваемого расклинивающего наполнителя содержит первый нерадиоактивный изотопный индикатор, а вторая, последующая часть (т.е. заключительная часть) перекачиваемого расклинивающего наполнителя содержит второй нерадиоактивный изотопный индикатор. При этом может быть получена информация, которая может быть использована для определения того, какие подвергнутые гидравлическому разрыву интервалы были легче подвергались гидравлическому разрыву и принимали первый меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель, и какие интервалы принимали второй меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель. Кроме того, если один из изотопных индикаторных материалов обнаружен в более чем одной (например, во всех) из расклиненных трещин, при этом может быть получена информация для определения, является ли возможным или нет в следующих скважинах введение индикатора только в часть (например, в заключительную часть) перекачиваемого расклинивающего наполнителя.The same principles as described above for a two-stage hydraulic fracturing operation can be used in a single-stage hydraulic fracturing operation, for example, when the first part (i.e., the initial part) of the pumped proppant contains the first non-radioactive isotope tracer, and the second, subsequent part ( ie, the tail) of the pumped proppant contains a second non-radioactive isotope tracer. In doing so, information can be obtained that can be used to determine which hydraulically fractured intervals were more easily fractured and received the first non-radioactive tracer-labeled proppant, and which intervals received the second non-radioactive tracer-labeled proppant. In addition, if one of the isotope tracer materials is found in more than one (for example, all) of the propped fractures, information can be obtained to determine whether it is possible or not in the following wells to introduce the tracer only in part (for example, in tail) of the pumped proppant.

Схема/процедура гидравлического разрыва может включать гидравлический разрыв всей целевой зоны в вертикальной части ствола скважины снизу вверх или всей целевой зоны в горизонтальной части ствола скважины спереди назад, и здесь может не оставаться зона, не подвергнутая гидравлическому разрыву, для улучшения извлечения нефти или газа. Если планируется, что не будет подвергнута гидравлическому разрыву вся зона (например, по вертикали или по горизонтали) или некоторая зона остается не подвергнутой гидравлическому разрыву, для оператора может оказаться полезным знание последовательности трещин или модифицирование схемы и процедуры гидравлического разрыва. В качестве альтернативы, в дополнение к применению пробок, оператор также может герметизировать открытые перфорационные отверстия/трещины для гидравлического разрыва неоткрытых перфорационных отверстий/не подвергнутых гидравлическому разрыву зон, и в результате этого осуществление операции гидравлического разрыва потенциально становится дорогостоящей и рискованной.The fracturing scheme/procedure may include fracturing the entire target zone in the vertical wellbore from bottom to top, or the entire target zone in the horizontal wellbore from front to back, and may not leave an unfractured zone to improve oil or gas recovery. If an entire zone (e.g., vertically or horizontally) is planned to be unfractured, or some zone is left unfractured, it may be useful for the operator to know the fracture sequence or to modify the fracturing design and procedure. Alternatively, in addition to using plugs, the operator can also seal the open perforations/fractures to hydraulically fracture the non-opened perforations/non-fractured zones, and as a result, performing the fracturing operation potentially becomes costly and risky.

На фиг. 2 представлено схематическое изображение скважинного инструмента 200 в стволе скважины 102 согласно варианту осуществления. Согласно по меньшей мере одному варианту осуществления скважинный инструмент 200 может содержать детектор природного гамма-излучения и/или инструмент для импульсного нейтронного каротажа, содержащий импульсный нейтронный источник и один или несколько детекторов гамма-излучения. Можно использовать скважинный инструмент 200 в стволе скважины 102 и получать результаты измерений до процедур гидравлического разрыва и/или после процедуры гидравлического разрыва. В качестве примера, можно использовать скважинный инструмент 200 в стволе скважины 102 и получать результаты измерений до процедур гидравлического разрыва в первой ступени 110 и второй ступени 120, а затем снова после процедуры гидравлического разрыва в первой ступени 110 и второй ступени 120. В качестве другого примера, можно использовать скважинный инструмент 200 в стволе скважины 102 и получать результаты измерений до процедур гидравлического разрыва в первой ступени 110, после процедуры гидравлического разрыва в первой ступени 110 и до процедуры гидравлического разрыва во второй ступени 120, и после процедуры гидравлического разрыва во второй ступени 120. Как проиллюстрировано, скважинный инструмент 200 можно поднимать и опускать в стволе скважины 102 посредством проводной линии 202. Согласно другим вариантам осуществления, в качестве альтернативы, скважинный инструмент 200 можно поднимать и опускать посредством бурильной колонны. Данные, получаемые с помощью скважинного инструмента 200, можно передавать, сохранять и/или анализировать посредством вычислительной системы 204. Вычислительная система 204 может быть расположена внутри или иным образом составлять часть транспортного средства, такого как автомобиль.In FIG. 2 is a schematic representation of a downhole tool 200 in a wellbore 102 according to an embodiment. In at least one embodiment, the downhole tool 200 may include a natural gamma ray detector and/or a pulsed neutron tool comprising a pulsed neutron source and one or more gamma ray detectors. It is possible to use the downhole tool 200 in the wellbore 102 and obtain measurements before the fracturing procedures and/or after the fracturing procedure. As an example, a downhole tool 200 may be used in the wellbore 102 and measurements taken before the fracturing procedures in the first stage 110 and the second stage 120, and then again after the fracturing procedure in the first stage 110 and the second stage 120. As another example, , the downhole tool 200 can be used in the wellbore 102 and receive measurements before the fracturing procedures in the first stage 110, after the fracturing procedure in the first stage 110 and before the hydraulic fracturing procedure in the second stage 120, and after the hydraulic fracturing procedure in the second stage 120 As illustrated, the downhole tool 200 may be raised and lowered in the wellbore 102 via the wire line 202. In other embodiments, the downhole tool 200 may alternatively be raised and lowered via a drill string. The data obtained with the downhole tool 200 may be transmitted, stored, and/or analyzed by the computing system 204. The computing system 204 may be located within or otherwise form part of a vehicle, such as an automobile.

На фиг. 3 представлена технологическая схема способа 300 оценки множество трещин в стволе скважины 102 согласно варианту осуществления. Способ 300 может включать получение (например, каротажное) первого набора данных в стволе скважины 102 с применением скважинного инструмента 200 (например, до того, как первую ступень 110 подвергают гидравлическому разрыву), что обозначено номером 302. Первый набор данных может называться термином диаграмма до гидравлического разрыва. Первый набор данных может представлять собой или включать природное гамма-излучение, скважинное значение Σ, пластовое значение Σ, скорости счета детекторов в различные временные промежутки, соотношения скоростей счета детекторов в различные временные промежутки, выход индикатора/индикаторного элемента (например, выход Gd), температуру, плотность скважинной текучей среды,In FIG. 3 is a flow diagram of a method 300 for evaluating multiple fractures in a wellbore 102 according to an embodiment. The method 300 may include acquiring (eg, logging) a first data set in the wellbore 102 using the downhole tool 200 (eg, before the first stage 110 is hydraulically fractured), which is denoted 302. The first data set may be referred to as the pre-plot log. hydraulic fracturing. The first data set may be or include natural gamma radiation, downhole Σ value, reservoir Σ value, count rates of detectors at various time intervals, ratios of detector count rates at various time intervals, indicator/indicator element output (e.g., Gd output), temperature, well fluid density,

- 5 042366 соленость скважинной текучей среды или их сочетание. Сбор данных может начинаться на уровне ниже первого множества перфорационных отверстий 112 и продолжаться до уровня выше (например, выше на- 5 042366 salinity of the well fluid or a combination thereof. Data collection may begin at a level below the first set of perforations 112 and continue up to a level above (e.g., up by

200-300 футов) пятого множества перфорационных отверстий 126.200-300 feet) of the fifth set of perforations 126.

Способ 300 также может включать гидравлический разрыв первой ступени 110 ствола скважины 102, что обозначено номером 304. Согласно по меньшей мере одному варианту осуществления гидравлический разрыв первой ступени 110 ствола скважины 102 может включать перекачивание первого меченного нерадиоактивным индикатором расклинивающего наполнителя (например, меченного гадолинием расклинивающего наполнителя) в ствол скважины 102. Например, первый меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный гадолинием расклинивающий наполнитель) может быть предназначен для течения в трещину, искусственно образованную первым множеством перфорационных отверстий 112. Гидравлический разрыв первой ступени 110 ствола скважины 102 также может включать перекачивание второго меченного нерадиоактивным индикатором расклинивающего наполнителя (например, меченного бором расклинивающего наполнителя) в ствол скважины 102. Например, второй меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный бором расклинивающий наполнитель) может быть предназначен для течения в трещину, искусственно образованную вторым множеством перфорационных отверстий 114.The method 300 may also include fracturing the first stage 110 of the wellbore 102, which is denoted 304. In at least one embodiment, fracturing the first stage 110 of the wellbore 102 may include pumping a first non-radioactive tracer-labeled proppant (e.g., a gadolinium-labelled proppant). ) into the wellbore 102. For example, a first non-radioactive tracer-labeled proppant (eg, a gadolinium-labelled proppant) may be designed to flow into a fracture artificially formed by the first plurality of perforations 112. Hydraulic fracturing of the first stage 110 of the wellbore 102 may also include pumping a second non-radioactive tracer-labeled proppant (for example, a boron-labeled proppant) into wellbore 102. For example, a second non-radioactive tracer-labeled proppant The secondary media (eg, boron-tagged proppant) may be designed to flow into the fracture artificially created by the second set of perforations 114.

Способ 300 также может включать получение (например, каротажное) второго набор данных в стволе скважины 102 с применением скважинного инструмента 200 (например, после того, как первую ступень 110 подвергают гидравлическому разрыву), что обозначено номером 306. Второй набор данных может называться термином первая диаграмма после гидравлического разрыва, потому что представляет собой данные, зарегистрированные после того, как первую ступень 110 подвергают гидравлическому разрыву. Второй набор данных может содержать данные такого же типа (типов), как первый набор данных.The method 300 may also include acquiring (eg, logging) a second data set in the wellbore 102 using the downhole tool 200 (eg, after the first stage 110 is hydraulically fractured), which is denoted 306. The second data set may be referred to as the first diagram after hydraulic fracturing because it is data recorded after the first stage 110 is subjected to hydraulic fracturing. The second data set may contain data of the same type(s) as the first data set.

Способ 300 также может включать нормирование первого и/или второго наборов данных, что обозначено номером 308. Нормирование первого и/или второго наборов данных может учитывать возможные изменения внутри ствола скважины 102 или обсадки, таким образом, что первый набор данных (т.е. диаграмма до гидравлического разрыва) и второй набор данных (т.е. диаграмма после гидравлического разрыва) перекрываются в интервале глубины, где отсутствуют трещины (например, в интервале глубины выше первой ступени 110 и/или выше второй ступени 120).The method 300 may also include normalizing the first and/or second dataset, which is denoted at 308. Normalizing the first and/or second dataset may take into account possible changes within the wellbore 102 or casing such that the first dataset (i.e. pre-fracturing log) and the second data set (i.e. post-fracturing log) overlap in a depth interval where there are no fractures (eg, in a depth interval above the first stage 110 and/or above the second stage 120).

Способ 300 также может включать сравнение первого набора данных (т.е. диаграммы до гидравлического разрыва) и второго набора данных (т.е. первой диаграммы после гидравлического разрыва), что обозначено номером 310. Сравнение может происходить после нормирования. Сравнение может включать, но не ограничиваться этим, сравнение природного гамма-излучения, скважинного значения Σ, пластового значения Σ, выхода индикатора/индикаторного элемента (например, выхода Gd), скоростей счета детекторов в различные временные промежутки, соотношений скоростей счета детекторов в различные временные промежутки или их сочетаний.The method 300 may also include a comparison of the first data set (ie, the pre-fracturing log) and the second data set (ie, the first post-fracturing log), which is denoted at 310. The comparison may occur after normalization. Comparison may include, but is not limited to, comparison of natural gamma radiation, downhole Σ value, reservoir Σ value, indicator/indicator element output (e.g., Gd output), detector count rates at different time intervals, ratios of detector count rates at different time intervals. intervals or their combinations.

В качестве примера, если сравнение показывает, что выход индикатора/индикаторного элемента (например, выход Gd) увеличивается вблизи определенного множества перфорационных отверстий (например, первого множества перфорационных отверстий 112), может быть определено, что меченный гадолинием расклинивающий наполнитель был успешно помещен в первое множество перфорационных отверстий 112. В качестве другого примера, если сравнение показывает, что скорости счета детекторов увеличиваются в ранний временной промежуток (например, от 35 до 200 мкс или 50 до 150 мкс) после нейтронных импульсов (например, от 0 до 30 мкс) вблизи определенного множества перфорационных отверстий (например, первого множества перфорационных отверстий 112), может быть определено, что меченный гадолинием расклинивающий наполнитель был успешно помещен в первое множество перфорационных отверстий 112. В качестве следующего примера, если сравнение показывает, что скорости счета детекторов уменьшаются в определенном отношении в поздний временной промежуток (например, от 150 до 500 мкс или от 200 до 1000 мкс) вблизи определенного множества перфорационных отверстий (например, первого множества перфорационных отверстий 112), может быть определено, что меченный гадолинием расклинивающий наполнитель был успешно помещен в первое множество перфорационных отверстий 112.As an example, if the comparison shows that the indicator/indicator element output (e.g., Gd output) increases near a certain set of perforations (e.g., the first set of perforations 112), it can be determined that the gadolinium-labeled proppant was successfully placed in the first a plurality of perforations 112. As another example, if the comparison shows that the count rates of the detectors increase in the early time period (eg, 35 to 200 µs or 50 to 150 µs) after neutron pulses (eg, 0 to 30 µs) near of a certain set of perforations (e.g., the first set of perforations 112), it can be determined that the gadolinium labeled proppant has been successfully placed in the first set of perforations 112. As a further example, if the comparison shows that the count rates of the detectors decrease by a certain ratio V late time period (e.g., 150 to 500 μs or 200 to 1000 μs) near a certain set of perforations (e.g., the first set of perforations 112), it can be determined that the gadolinium-labeled proppant has been successfully placed in the first set of perforations 112.

В качестве другого примера, если сравнение показывает, что скорости счета детекторов уменьшаются в ранний временной промежуток (например, от 35 до 200 мкс или от 50 до 150 мкс) по отношению к нейтронным импульсам (например, от 0 до 30 мкс) вблизи определенного множества перфорационных отверстий (например, второго множества перфорационных отверстий 114), может быть определено, что меченный бором расклинивающий наполнитель был успешно помещен во второе множество перфорационных отверстий 114. В качестве следующего примера, если сравнение показывает, что скорости счета детекторов уменьшение в определенном отношении в поздний временной промежуток (например, от 150 до 500 мкс или от 200 до 1000 мкс) вблизи определенного множества перфорационных отверстий (например, второго множества перфорационных отверстий 114), может быть определено, что меченный бором расклинивающий наполнитель был успешно помещен во второе множество перфорационных отвер- 6 042366 стий 114. Далее скорости счета обсуждаются более подробно со ссылкой на фиг. 4-7.As another example, if the comparison shows that the detector count rates decrease early in time (eg 35 to 200 µs or 50 to 150 µs) with respect to neutron pulses (eg 0 to 30 µs) around a certain set perforations (e.g., the second plurality of perforations 114), it can be determined that the boron-labelled proppant has been successfully placed in the second plurality of perforations 114. As a further example, if the comparison shows that the detector count rates decrease in a certain ratio in late time period (e.g., 150 to 500 µs or 200 to 1000 µs) in the vicinity of a certain set of perforations (e.g., second set of perforations 114), it can be determined that the boron-tagged proppant has been successfully placed in the second set of perforations. 6 042366 article 114. Count rates are discussed next. I will go into more detail with reference to FIG. 4-7.

Способ 300 также может необязательно включать гидравлический разрыв второй ступени 120 ствола скважины 102, что обозначено номером 312. Ствол скважины 102 может быть подвергнут гидравлическому разрыву после образования перфорационных отверстий 122, 124, 126. Согласно по меньшей мере одному варианту осуществления гидравлический разрыв второй ступени 110 ствола скважины 102 может включать перекачивание третьего меченного нерадиоактивным индикатором расклинивающего наполнителя (например, меченного гадолинием расклинивающего наполнителя) в ствол скважины 102. Например, третий меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный гадолинием расклинивающий наполнитель) может быть предназначен для течения в трещину, искусственно образованную третьим множеством перфорационных отверстий 122. Гидравлический разрыв второй ступени 120 ствола скважины 102 также может включать перекачивание четвертого меченного нерадиоактивным индикатором расклинивающего наполнителя (например, меченного бором расклинивающего наполнителя) в ствол скважины 102. Например, четвертый меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный бором расклинивающий наполнитель) может быть предназначен для течения в трещину, искусственно образованную четвертым множеством перфорационных отверстий 124. Гидравлический разрыв второй ступени 120 ствола скважины 102 также может включать перекачивание пятого меченного нерадиоактивным индикатором расклинивающего наполнителя (например, меченного самарием расклинивающего наполнителя) в ствол скважины 102. Например, пятый меченный нерадиоактивным индикатором расклинивающий наполнитель (например, меченный самарием расклинивающий наполнитель) может быть предназначен для течения в трещину, искусственно образованную пятым множеством перфорационных отверстий 126. Применение трех меченых нерадиоактивными индикаторами расклинивающих наполнителей также может быть осуществлено в операции гидравлического разрыва единственной ступени или в операции гидравлического разрыва в присутствии более чем двух ступеней.The method 300 may also optionally include fracturing the second stage 120 of the wellbore 102, which is denoted 312. The wellbore 102 may be hydraulically fractured after the formation of the perforations 122, 124, 126. In at least one embodiment, fracturing the second stage 110 wellbore 102 may include pumping a third non-radioactive tracer-labeled proppant (eg, gadolinium-labeled proppant) into wellbore 102. formed by the third set of perforations 122. Hydraulic fracturing of the second stage 120 of the wellbore 102 may also include pumping a fourth non-radioactive tracer-labeled proppant (on example, a boron labeled proppant) into the wellbore 102. For example, a fourth non-radioactive tracer labeled proppant (eg, a boron labeled proppant) may be designed to flow into a fracture artificially created by the fourth set of perforations 124. Hydraulic fracturing of the second stage 120 of the wellbore well 102 may also include pumping a fifth non-radioactive tracer-labeled proppant (e.g., samarium-labelled proppant) into wellbore 102. formed by the fifth set of perforations 126. The use of three non-radioactive tracer-labeled proppants can also be performed in a single fracturing operation. stage or in a hydraulic fracturing operation in the presence of more than two stages.

Способ 300 также может включать получение (например, каротажное) третьего набора данных в стволе скважины 102 с применением скважинного инструмента 200 (например, после того, как вторую ступень 120 подвергают гидравлическому разрыву), что обозначено номером 314. Третий набор данных может называться термином вторая диаграмма после гидравлического разрыва, потому что представляет собой данные, зарегистрированные после того, как вторую ступень 120 подвергают гидравлическому разрыву. Третий набор данных может содержать данные такого же типа (типов), как первый и/или второй наборы данных.The method 300 may also include acquiring (eg, logging) a third data set in the wellbore 102 using the downhole tool 200 (eg, after the second stage 120 is hydraulically fractured), denoted 314. The third data set may be referred to as the second post-fracturing chart because it is the data recorded after the second stage 120 is subjected to hydraulic fracturing. The third data set may contain data of the same type(s) as the first and/or second data sets.

Способ 300 также может включать нормирование первого и третьего наборов данных или второго и третьего наборов данных, что обозначено номером 316. Нормирование данные может учитывать возможные изменения внутри ствола скважины 102 или обсадки.The method 300 may also include normalizing the first and third data sets, or the second and third data sets, as indicated at 316. Data normalization may take into account possible changes within the wellbore 102 or casing.

Способ 300 также может включать сравнение второго набора данных (т.е. первой диаграммы после гидравлического разрыва) и третьего набора данных (т.е. второй диаграммы после гидравлического разрыва), что обозначено номером 318. В качестве альтернативы, операция 318 может включать сравнение первого набора данных (т.е. диаграммы до гидравлического разрыва) и третьего набора данных (т.е. второй диаграммы после гидравлического разрыва). Сравнение может включать, но не ограничиваться этим, сравнение природного гамма-излучения, скважинного значения Σ, пластового значения Σ, выхода индикатора/индикаторного элемента (например, выхода Gd или Sm), скоростей счета детекторов в различные временные промежутки, соотношения скоростей счета детекторов в различные временные промежутки или их сочетаний.Method 300 may also include comparing a second data set (i.e., the first post-fracturing log) and a third data set (i.e., a second post-fracturing log), which is denoted at 318. Alternatively, operation 318 may include comparing the first data set (ie the pre-fracturing plot) and the third data set (ie the second post-fracturing plot). Comparison may include, but is not limited to, comparison of natural gamma radiation, downhole Σ value, reservoir Σ value, indicator/indicator element output (e.g., Gd or Sm output), detector count rates at different time intervals, ratios of detector count rates in various time intervals or their combinations.

В качестве примера, если сравнение показывает, что выход индикатора/индикаторного элемента (например, выход Gd) увеличивается вблизи определенного множества перфорационных отверстий (например, пятого множества перфорационных отверстий 126), может быть определено, что меченный гадолинием расклинивающий наполнитель был успешно помещен в пятое множество перфорационных отверстий 126. В качестве другого примера, если сравнение показывает, что выход индикатора/индикаторного элемента (например, выход Sm) увеличивается вблизи определенного множества перфорационных отверстий (например, третьего множество перфорационных отверстий 122), может быть определено, что меченный самарием расклинивающий наполнитель был успешно помещен в третье множество перфорационных отверстий 122. Как будет описано ниже со ссылкой на фиг. 9, меченный гадолинием расклинивающий наполнитель и меченный самарием расклинивающий наполнитель можно отличать друг от друга с применением способов обработки спектральных данных в определении выхода элементов Gd и Sm.As an example, if the comparison shows that the indicator/indicator element output (e.g., Gd output) increases near a certain set of perforations (e.g., the fifth set of perforations 126), it can be determined that the gadolinium-labeled proppant was successfully placed in the fifth the plurality of perforations 126. As another example, if the comparison shows that the output of the indicator/indicator element (e.g., the output Sm) increases near a certain plurality of perforations (e.g., the third plurality of perforations 122), it can be determined that the samarium-labelled proppant filler was successfully placed in the third set of perforations 122. As will be described below with reference to FIG. 9, the gadolinium-labeled proppant and the samarium-labeled proppant can be distinguished from each other using spectral data processing techniques to determine the yield of the Gd and Sm elements.

В другом примере, где гадолиний и бор представляют собой два индикатора, если сравнение показывает, что скорости счета детекторов увеличиваются в ранний временной промежуток (например, от 35 до 200 мкс или от 50 до 150 мкс) вблизи определенного множества перфорационных отверстий (например, пятого множества перфорационных отверстий 126), может быть определено, что меченный гадолинием расклинивающий наполнитель был успешно помещен в пятое множество перфорационных отверстий 126. В качестве следующего примера, если сравнение показывает, что скорости счета детекторов уменьшение в определенном отношении в поздний временной промежуток (например, от 150 до 500 мксIn another example, where gadolinium and boron are two indicators, if the comparison shows that the count rates of the detectors increase in an early time period (for example, from 35 to 200 µs or from 50 to 150 µs) near a certain set of perforations (for example, the fifth set of perforations 126), it can be determined that the gadolinium-labeled proppant was successfully placed in the fifth set of perforations 126. 150 to 500 µs

- 7 042366 или от 200 до 1000 мкс) вблизи определенного множества перфорационных отверстий (например, пятого множества перфорационных отверстий 126), может быть определено, что меченный гадолинием расклинивающий наполнитель был успешно помещен в пятое множество перфорационных отверстий 126.- 7 042366 or 200 to 1000 μs) near a certain set of perforations (for example, the fifth set of perforations 126), it can be determined that the gadolinium-labeled proppant has been successfully placed in the fifth set of perforations 126.

В примере с применением Gd и В в качестве индикаторов, если сравнение показывает, что скорости счета детекторов уменьшаются в ранний временной промежуток (например, от 35 до 200 мкс или от 50 до 150 мкс) вблизи определенного множества перфорационных отверстий (например, третьего множества перфорационных отверстий 122), может быть определено, что меченный бором расклинивающий наполнитель был успешно помещен в третье множество перфорационных отверстий 122. В качестве следующего примера, если сравнение показывает, что скорости счета детекторов уменьшаются в большей степени в поздний временной промежуток (например, от 150 до 500 мкс или от 200 до 1000 мкс) вблизи определенного множества перфорационных отверстий (например, третьего множества перфорационных отверстий 122), может быть определено, что меченный бором расклинивающий наполнитель был успешно помещен в третье множество перфорационных отверстий 122. Кроме того, поскольку соотношение изменения скорости счета между ранним временным промежутком и поздним временным промежутком для измерений до гидравлического разрыва и после гидравлического разрыва с применением меченного гадолинием расклинивающего наполнителя отличается от соответствующего соотношения изменения для меченного бором расклинивающего наполнителя, анализ соотношения измерений в подвергнутых гидравлическому разрыву зонах 122, 126 показывает, какой индикатор присутствовал (например, соотношение является отрицательным для меченного гадолинием расклинивающего наполнителя, но положительным для меченного бором расклинивающего наполнителя в подвергнутой гидравлическому разрыву зоне).In the example using Gd and B as indicators, if the comparison shows that the detector count rates decrease at an early time interval (e.g., 35 to 200 µs or 50 to 150 µs) near a certain set of perforations (e.g., the third set of perforations holes 122), it can be determined that the boron-labelled proppant was successfully placed in the third set of perforations 122. As a further example, if the comparison shows that the count rates of the detectors decrease more in the late time period (for example, from 150 to 500 μs or 200 to 1000 μs) in the vicinity of a certain plurality of perforations (e.g., the third plurality of perforations 122), it can be determined that the boron-labelled proppant has been successfully placed in the third plurality of perforations 122. Furthermore, since the velocity change ratio accounts between early temporary pr The time interval and late time interval for pre-fracture and post-fracture measurements using gadolinium-labeled proppant is different from the corresponding change ratio for boron-labeled proppant, analysis of the ratio of measurements in the fractured zones 122, 126 indicates which indicator was present (e.g., the ratio is negative for the gadolinium labeled proppant but positive for the boron labeled proppant in the fractured zone).

Способ 300 также может включать калибровку модели гидравлического разрыва в зависимости от сравнений, что обозначено номером 320. Модель гидравлического разрыва может быть калибрована в целях уменьшения неопределенностей в схемах процедуры гидравлического разрыва. Это может приводить к более эффективным процедурам гидравлического разрыва и улучшать конечное извлечение нефти или газа. Например, начальная часть расклинивающего наполнителя может не содержать изотопный индикатор, и только заключительная часть расклинивающего наполнителя может содержать изотопный индикатор. Согласно другому варианту осуществления размеры частиц в расклинивающем наполнителе (наполнителях) может изменяться в зависимости от результатов сравнения будущих операций гидравлического разрыва.The method 300 may also include calibrating the fracturing model against comparisons, indicated at 320. The hydraulic fracturing model may be calibrated to reduce uncertainties in the fracturing procedure designs. This can lead to more efficient fracturing procedures and improve the ultimate oil or gas recovery. For example, the leading portion of the proppant may not contain a tracer, and only the tail portion of the proppant may contain a tracer. According to another embodiment, the particle sizes in the proppant(s) may vary depending on the comparison of future fracturing operations.

На фиг. 4 представлена диаграмма 400, иллюстрирующая первый и второй наборы данных, полученных с применением скважинного инструмента 200 в стволе скважины 102 (т.е. до и после того, как первую ступень 110 подвергают гидравлическому разрыву) согласно варианту осуществления. Диаграмма 400 содержит столбцы, которыми представлены измеренная глубина 410, природное гамма-излучение 420, интервалы между перфорационными отверстиями 430, соотношение скоростей счета от ближнего и дальнего детекторов 440, скважинное значение Σ 450, пластовое значение Σ 460, скорость счета в ранний временной промежуток (например, от 50 до 150 мкс) 470, скорость счета в поздний временной промежуток (например, от 200 до 1000 мкс) 475 и выход индикатора/индикаторного элемента (например, Gd) 480.In FIG. 4 is a chart 400 illustrating the first and second sets of data obtained using the downhole tool 200 in the wellbore 102 (ie, before and after the first stage 110 is hydraulically fractured) according to an embodiment. Graph 400 contains bars representing measured depth 410, natural gamma radiation 420, intervals between perforations 430, ratio of count rates from near and far detectors 440, downhole value Σ 450, reservoir value Σ 460, count rate in the early time period ( eg 50 to 150 µs) 470, late count rate (eg 200 to 1000 µs) 475 and indicator/indicator element output (eg Gd) 480.

Как проиллюстрировано, скважинное значение Σ после гидравлического разрыва может увеличиваться вблизи обоих множеств перфорационных отверстий 112, 114 после того, как первую ступень 110 подвергают гидравлическому разрыву, и пластовое значение Σ после гидравлического разрыва может увеличиваться вблизи обоих множеств перфорационных отверстий 112, 114 после того, как первую ступень 110 подвергают гидравлическому разрыву. Скорости счета в ранний временной промежуток могут увеличиваться вблизи первого множества перфорационных отверстий 112 и уменьшение вблизи второго множества перфорационных отверстий 114 после того, как первую ступень 110 подвергают гидравлическому разрыву. Скорость счета в поздний временной промежуток могут уменьшаться вблизи обоих множеств перфорационных отверстий 112, 114 в различных относительных количествах после того, как первую ступень 110 подвергают гидравлическому разрыву. Выход индикатора/индикаторного элемента (например, Gd) может увеличиваться вблизи первого множества перфорационных отверстий 112 после того, как первую ступень 110 подвергают гидравлическому разрыву, и может практически отсутствовать изменение выхода индикатора/индикаторного элемента (например, Gd) вблизи второго множества перфорационных отверстий 114 после того, как первую ступень 110 подвергают гидравлическому разрыву. На основании любой части (или всех) из этих данных может быть определено, что меченный гадолинием расклинивающий наполнитель затек в трещину, искусственно образованную первым множеством перфорационных отверстий 112, и меченный бором расклинивающий наполнитель затек в трещину, искусственно образованную вторым множеством перфорационных отверстий 114.As illustrated, the downhole Σ value after hydraulic fracturing may increase near both sets of perforations 112, 114 after the first stage 110 is hydraulically fractured, and the reservoir Σ value after hydraulic fracturing may increase near both sets of perforations 112, 114 after as the first stage 110 is subjected to hydraulic fracturing. Early count rates may increase in the vicinity of the first plurality of perforations 112 and decrease in the vicinity of the second plurality of perforations 114 after the first stage 110 is subjected to hydraulic fracturing. The late count rate may decrease in the vicinity of both sets of perforations 112, 114 in varying relative amounts after the first stage 110 is subjected to hydraulic fracturing. The output of the indicator/indicator element (eg, Gd) may increase near the first plurality of perforations 112 after the first stage 110 is hydraulically fractured, and there may be little to no change in the output of the indicator/indicator element (eg, Gd) near the second plurality of perforations 114 after the first stage 110 is subjected to hydraulic fracturing. Based on any part (or all) of this data, it can be determined that the gadolinium-tagged proppant has flowed into the fracture artificially created by the first set of perforations 112 and the boron-tagged proppant has flowed into the artificially created fracture by the second set of perforations 114.

На фиг. 5 представлена диаграмма 500, иллюстрирующая второй и третий наборы данных, зарегистрированных с применением скважинного инструмента 200 в стволе скважины 102 (т.е. до и после того, как вторую ступень 120 подвергают гидравлическому разрыву) согласно варианту осуществления. На фиг. 5 также могут быть описано множество перфорационных отверстий и множество изотопных индикаторов на одностадийной процедуре гидравлического разрыва. Как проиллюстрировано, скважинноеIn FIG. 5 is a chart 500 illustrating the second and third sets of data recorded using the downhole tool 200 in the wellbore 102 (ie, before and after the second stage 120 is hydraulically fractured) according to an embodiment. In FIG. 5 can also describe a plurality of perforations and a plurality of tracers in a one-stage hydraulic fracturing procedure. As illustrated, downhole

- 8 042366 значение Σ может увеличиваться вблизи всех трех множество перфорационных отверстий 122, 124, 126 после того, как вторую ступень 120 подвергают гидравлическому разрыву, и пластовое значение Σ может увеличиваться вблизи всех трех множеств перфорационных отверстий 122, 124, 126 после того, как вторую ступень 120 подвергают гидравлическому разрыву. В примере на фиг. 5 скважинный инструмент 200 способен измерять выход Gd 480 и выход Sm 490. Как проиллюстрировано, выход Gd 480 может увеличиваться вблизи пятого множества перфорационных отверстий 126, и выход Sm 490 может увеличиваться вблизи третьего множества перфорационных отверстий 122. Скорости счета в ранний временной промежуток могут увеличиваться вблизи третьего и пятого множеств перфорационных отверстий 122, 126 и уменьшаться вблизи четвертого множества перфорационных отверстий 124 после того, как вторую ступень 120 подвергают гидравлическому разрыву, и скорости счета в поздний временной промежуток могут уменьшаться вблизи всех трех множеств перфорационных отверстий 122, 124, 126 после того, как вторую ступень 120 подвергают гидравлическому разрыву. Вход индикатора/индикаторного элемента (например, Gd) может увеличиваться вблизи пятого множества перфорационных отверстий 126 после того, как вторую ступень 120 подвергают гидравлическому разрыву, и может отсутствовать изменение выхода индикатора/индикаторного элемента (например, Gd) вблизи третьего или четвертого множества перфорационных отверстий 122 и 124 после того, как вторую ступень 120 подвергают гидравлическому разрыву. Выход индикатора/индикаторного элемента (например, Sm) может увеличиваться вблизи третьего множества перфорационных отверстий 122 после того, как вторую ступень 120 подвергают гидравлическому разрыву, и может отсутствовать изменение выхода индикатора/индикаторного элемента (например, Sm) вблизи четвертого или пятого множеств перфорационных отверстий 124 и 126 после того, как вторую ступень 120 подвергают гидравлическому разрыву. На основании любой части (или всех) из этих данных может быть определено, что меченный бором расклинивающий наполнитель затек в трещину, искусственно образованную четвертым множеством перфорационных отверстий 124, потому что пластовое значение Σ и скважинное значение Σ на диаграммах увеличиваются после процедуры гидравлического разрыва, показывая, что нерадиоактивный индикатор присутствует, но на диаграммах выхода не наблюдается ни Gd, ни Sm, и это показывает, что ни Gd, ни Sm не присутствует в перфорационных отверстиях 124. Присутствие бора также показано в четвертом множестве перфорационных отверстий 124, потому что наблюдается уменьшение в ранний временной промежуток скорости счета в перфорационных отверстиях 124. Увеличение в ранний временной промежуток скорости счета могло бы наблюдаться, если бы Gd или Sm представляли собой индикаторы, присутствующие в перфорационных отверстиях 124.- 8 042366 the value of Σ may increase near all three sets of perforations 122, 124, 126 after the second stage 120 is subjected to hydraulic fracturing, and the reservoir value Σ may increase near all three sets of perforations 122, 124, 126 after the second stage 120 is subjected to hydraulic fracturing. In the example in FIG. 5, the downhole tool 200 is capable of measuring the Gd 480 yield and the Sm 490 yield. As illustrated, the Gd 480 yield may increase near the fifth set of perforations 126, and the Sm 490 yield may increase near the third set of perforations 122. Count rates in the early time period may increase. near the third and fifth sets of perforations 122, 126 and decrease near the fourth set of perforations 124 after the second stage 120 is subjected to hydraulic fracturing, and late time count rates may decrease near all three sets of perforations 122, 124, 126 after before the second stage 120 is hydraulically fractured. The inlet of the indicator/indicator element (eg, Gd) may increase near the fifth set of perforations 126 after the second stage 120 is hydraulically fractured, and there may be no change in the output of the indicator/indicator element (eg, Gd) near the third or fourth set of perforations 122 and 124 after the second stage 120 is hydraulically fractured. The output of the indicator/indicator element (eg, Sm) may increase near the third set of perforations 122 after the second stage 120 is hydraulically fractured, and there may be no change in the output of the indicator/indicator element (eg, Sm) near the fourth or fifth sets of perforations 124 and 126 after the second stage 120 is hydraulically fractured. Based on any part (or all) of this data, it can be determined that the boron-labelled proppant has flowed into the fracture artificially created by the fourth set of perforations 124 because the reservoir Σ value and the downhole Σ value in the charts increase after the fracturing procedure, showing that a non-radioactive tracer is present, but neither Gd nor Sm is observed in the yield plots, indicating that neither Gd nor Sm is present in the perforations 124. The presence of boron is also shown in the fourth set of perforations 124 because there is a decrease in the early time period of the count rate in the perforations 124. An increase in the early time period of the count rate could be observed if Gd or Sm were indicators present in the perforations 124.

Хотя это не проиллюстрировано, аналогичная диаграмма может быть построена с первым и третьим наборами данных. На основании анализа этих данных может быть определено, что меченный гадолинием расклинивающий наполнитель затек в трещину, искусственно образованную пятым множеством перфорационных отверстий 126, меченный бором расклинивающий наполнитель затек в трещину, искусственно образованную четвертым множеством перфорационных отверстий 124, и меченный самарием расклинивающий наполнитель затек в трещину, искусственно образованную третьим множеством перфорационных отверстий 122.Although not illustrated, a similar chart can be built with the first and third datasets. Based on the analysis of these data, it can be determined that the gadolinium labeled proppant has flowed into the fracture artificially formed by the fifth set of perforations 126, the boron labeled proppant has flowed into the fracture artificially formed by the fourth set of perforations 124, and the samarium labeled proppant has flowed into the fracture. , artificially formed by the third set of perforations 122.

На фиг. 6 представлена диаграмма 600, иллюстрирующая скорости счета детекторов в ранний временной промежуток (например, от 50 до 150 мкс) после окончания каждого нейтронного импульса (например, от 0 до 30 мкс) согласно варианту осуществления. Более конкретно, на фиг. 6 представлены скорости счета детекторов для меченного гадолинием расклинивающего наполнителя и меченного бором расклинивающего наполнителя в ранний временной промежуток в зависимости от концентраций (массовых процентных долей) различных индикаторов в частицах расклинивающего наполнителя. Как можно видеть, скорость счета для меченного гадолинием расклинивающего наполнителя увеличивается, в то время как скорость счета для меченного бором расклинивающего наполнителя уменьшается, независимо от концентрации расклинивающего наполнителя. В качестве примера, концентрация расклинивающего наполнителя может составлять приблизительно 0,4% для меченного гадолинием расклинивающего наполнителя и приблизительно 1,0% для меченного бором расклинивающего наполнителя.In FIG. 6 is a graph 600 illustrating the detector count rates in the early time period (eg, 50 to 150 µs) after the end of each neutron pulse (eg, 0 to 30 µs) according to an embodiment. More specifically, in FIG. 6 shows the detector count rates for gadolinium-labeled proppant and boron-labelled proppant at an early time interval as a function of concentrations (mass percentages) of various indicators in the proppant particles. As can be seen, the gadolinium labeled proppant count rate increases while the boron labeled proppant count rate decreases, regardless of the proppant concentration. As an example, the proppant concentration may be approximately 0.4% for a gadolinium labeled proppant and approximately 1.0% for a boron labeled proppant.

На фиг. 7 представлена диаграмма 700, иллюстрирующая скорости счета детекторов в поздний временной промежуток (например, от 200 до 1000 мкс) после окончания каждого нейтронного импульса согласно варианту осуществления. Более конкретно, на фиг. 7 представлены скорости счета детекторов для меченного гадолинием расклинивающего наполнителя и меченного бором расклинивающий наполнитель в поздний временной промежуток в зависимости от концентрации индикатора в частицах расклинивающего наполнителя. Как можно видеть, скорости счета для меченного гадолинием расклинивающего наполнителя и меченного бором расклинивающего наполнителя уменьшаются независимо от концентрации расклинивающего наполнителя. Однако скорость счета для меченного бором расклинивающего наполнителя может уменьшаться в различной (например, большей) степени/в большем процентном отношении, чем для меченного гадолинием расклинивающий наполнитель. Снова концентрация расклинивающего наполнителя может составлять приблизительно 0,4% для меченного гадолинием расклинивающего наполнителя и приблизительно 1,0% для меченного бором расклинивающего наполнителя.In FIG. 7 is a graph 700 illustrating late time detector count rates (eg, 200 to 1000 µs) after the end of each neutron pulse, according to an embodiment. More specifically, in FIG. 7 shows the detector count rates for gadolinium labeled proppant and boron labeled proppant at a late time interval as a function of tracer concentration in the proppant particles. As can be seen, the count rates for gadolinium labeled proppant and boron labeled proppant decrease regardless of the proppant concentration. However, the count rate for a boron-labeled proppant may decrease to a different (eg, greater) degree/greater percentage than for a gadolinium-labeled proppant. Again, the proppant concentration can be about 0.4% for a gadolinium labeled proppant and about 1.0% for a boron labeled proppant.

- 9 042366- 9 042366

На фиг. 8 представлена таблица 800, иллюстрирующая моделированный изменения импульсного нейтронного каротажного скважинного значения Σ, пластового значения Σ, скоростей счета детекторов в различные временные промежутки и соотношения изменений скорости счета детектора в двух временных промежутках (например, от 50 до 150 мкс и от 200 до 1000 мкс) от расположенного вблизи детектора для меченного гадолинием расклинивающего наполнителя, меченного бором расклинивающего наполнителя и меченного самарием расклинивающего наполнителя при номинальных концентрациях индикаторов, используемых в типичных промысловых условиях. Указанные концентрации приводят к аналогичному увеличению в расклиненной трещине пластового значения сечения захвата Σпласт. (во всех трех случаях увеличение составляет приблизительно 10% согласно таблице). С другой стороны, скорости счета детекторов в ранний временной промежуток увеличиваются для обоих элементов Gd и Sm в качестве индикаторов, в то время как скорость счета уменьшается для бора в качестве индикатора. Это отчасти обусловлено тем, что, в отличие от бора, Gd и Sm излучают значительную захватную энергию гаммаизлучения после захвата тепловых нейтронов. В поздние временные промежутки (например, от 200 до 1000 мкс или от 400 до 1000 мкс) по отношению к времени нейтронных импульсов скорости счета детекторов уменьшаются для всех трех индикаторных материалов, причем относительное уменьшение оказывается большим для бора. Кроме того, на фиг. 8 представлено соотношение изменений скорости счета детектора в ранний временной промежуток и в поздний временной промежуток для всех трех индикаторных материалов. Можно видеть, что соотношения являются близкими (например, отрицательными), когда в качестве индикаторов присутствуют Gd и Sm; однако соотношения (например, положительные) значительно различаются, когда в качестве индикатора присутствует бор. Таким образом, чтобы различить сигнал от меченный бором расклинивающего наполнителя и сигналы от меченных гадолинием или самарием расклинивающих наполнителей, оператор может применять иное содержание бора в качестве индикатора в ранний временной промежуток для скорости счета или более значительное соотношение изменения скоростей счета в различные временные промежутки, когда присутствует меченый расклинивающий наполнитель. Кроме того, можно видеть по аналогичным данным в таблице для Gd и Sm, что требуется дополнительный дискриминатор, чтобы отличать присутствие гадолиниевого индикатора от самариевого индикатора.In FIG. 8 is a table 800 illustrating the simulated changes in the pulsed neutron well log value Σ, reservoir value Σ, detector count rates at different time intervals, and ratios of detector count rate changes over two time intervals (e.g., 50 to 150 µs and 200 to 1000 µs). ) from a nearby detector for gadolinium-tagged proppants, boron-tagged proppants, and samarium-tagged proppants at nominal concentrations of indicators used in typical field conditions. The indicated concentrations lead to a similar increase in the formation value of the capture cross section Σformation in a propped fracture. (in all three cases, the increase is approximately 10% according to the table). On the other hand, the detector count rates in the early time period increase for both Gd and Sm as indicators, while the count rate decreases for Boron as an indicator. This is partly due to the fact that, unlike boron, Gd and Sm emit significant gamma-ray capture energy after thermal neutron capture. Late in time intervals (for example, from 200 to 1000 µs or from 400 to 1000 µs) with respect to the time of neutron pulses, the count rates of the detectors decrease for all three indicator materials, and the relative decrease is large for boron. In addition, in FIG. 8 shows the ratio of changes in the count rate of the detector in the early time period and in the late time period for all three indicator materials. It can be seen that the ratios are close (eg negative) when Gd and Sm are present as indicators; however, the ratios (eg, positive) differ significantly when boron is present as an indicator. Thus, to distinguish between a signal from a boron-labelled proppant and signals from gadolinium- or samarium-labelled proppants, the operator can use a different boron content as an indicator at an early time interval for the count rate, or a greater ratio of change in count rates at different time intervals when tagged proppant is present. In addition, it can be seen from the similar data in the table for Gd and Sm that an additional discriminator is required to distinguish the presence of a gadolinium indicator from a samarium indicator.

На фиг. 9 представлена диаграмма 900, иллюстрирующая моделированные энергетические спектры импульсного нейтронного захватного гамма-излучения, которые показывают различия между меченным гадолинием расклинивающим наполнителем и меченный самарием расклинивающим наполнителем в искусственно образованной скважинной трещине. Как проиллюстрировано, меченный гадолинием расклинивающий наполнитель и меченный самарием расклинивающий наполнитель производят несколько различающиеся спектры захватного гамма-излучения. Таким образом, технологии обработки спектров гамма-излучения нейтронного захвата могут быть использованы для определения выходов для каждого из двух различных индикаторов (Gd и Sm), причем различия и, следовательно, выходы элементов могут показывать, в каких перфорационных отверстиях содержатся указанные меченые расклинивающие наполнители.In FIG. 9 is a graph 900 illustrating simulated pulsed neutron capture gamma ray energy spectra that show differences between gadolinium-tagged proppants and samarium-tagged proppants in a simulated borehole fracture. As illustrated, a gadolinium labeled proppant and a samarium labeled proppant produce slightly different gamma trapping spectra. Thus, neutron capture gamma spectrum processing techniques can be used to determine the yields for each of two different tracers (Gd and Sm), where the differences, and hence the yields of the elements, can indicate which perforations contain said labeled proppants.

Если в операции гидравлического разрыва с применением одного или обоих из указанных двух индикаторов (например, Gd и Sm) ни один из указанных спектрально различающихся нерадиоактивных изотопных индикаторов в иных условиях не присутствует в скважинных пластах и областях ствола скважины, то также может оказаться возможным исключение или игнорирование набора данных до гидравлического разрыва и использование в качестве альтернативы двух выходов (или выходов выше статистических фоновых уровней), определяемых из набора данных после гидравлического разрыва, вероятно, в сочетании с другими параметрами диаграммы PNC в процессе определения положений в пределах подвергнутых гидравлическому разрыву зон, где присутствует каждый из материалов меченых расклинивающих наполнителей.If, in a fracturing operation using one or both of said two tracers (e.g., Gd and Sm), none of said spectrally distinct non-radioactive tracers are otherwise present in well formations and wellbore regions, it may also be possible to exclude or ignoring the pre-fracturing dataset and alternatively using two outputs (or outputs above statistical background levels) determined from the post-fracturing dataset, likely in combination with other PNC plot parameters in the process of determining positions within the fractured zones, where each of the labeled proppant materials is present.

Множество нерадиоактивных изотопных индикаторов также можно использовать для оценки гидравлического разрыва с установкой гравийного фильтра. Гидравлический разрыв с установкой гравийного фильтра представляет собой технологию, которая объединяет два процесса оборудования скважин, представляющих собой гидравлический разрыв и установку гравийного фильтра. После гидравлического разрыва с установкой гравийного фильтра качество гравийного фильтра можно оценивать как обеспечивающее получение успешного предотвращение поступления песка в скважину. Высота гидравлического разрыва в пласте также может быть определена на основании гравийного фильтра. Множество изотопных индикаторов можно использовать при оценке процедур гидравлического разрыва с установкой гравийного фильтра для ствола скважины с одним или несколькими множествами перфорационных отверстий.A variety of non-radioactive isotope tracers can also be used to evaluate hydraulic fracturing with a gravel pack. Gravel Pack Hydraulic Fracturing is a technology that combines two well completion processes, hydraulic fracturing and gravel pack installation. After hydraulic fracturing with a gravel pack, the quality of the gravel pack can be judged to be successful in preventing sand from entering the well. The hydraulic fracture height in the formation can also be determined based on the gravel pack. A plurality of tracers may be used in evaluating hydraulic fracturing procedures with gravel pack installation for a wellbore with one or more plurality of perforations.

Согласно по меньшей мере одному варианту осуществления два множества частиц расклинивающего наполнителя, имеющих различные размеры, можно использовать в операции гидравлического разрыва или в операции гидравлического разрыва с установкой гравийного фильтра. Например, начальная часть расклинивающего наполнителя может содержать частицы меньшего размера, а заключительная часть расклинивающего наполнителя может содержать более крупные частицы. Частицы меньшего размера могут быть меченными одним нерадиоактивным изотопным индикатором, а более крупные частицыIn at least one embodiment, two sets of proppant particles having different sizes may be used in a hydraulic fracturing operation or in a gravel pack hydraulic fracturing operation. For example, the initial portion of the proppant may contain smaller particles and the tail portion of the proppant may contain larger particles. Smaller particles can be labeled with a single non-radioactive isotope tracer, while larger particles

- 10 042366 могут быть меченными другим нерадиоактивным изотопным индикатором. Анализ данных гидравлического разрыва может быть осуществлен для определения трещин, в которых расположены частицы расклинивающего наполнителя меньшего или большего размера, а также он может оказаться полезным для планирования будущих процедур гидравлического разрыва. Кроме того, этот анализ может обеспечить полезную информацию для оценки гидравлического разрыва с установкой гравийного фильтра оценка или для разработки будущих процедур гидравлического разрыва с установкой гравийного фильтра. Например, оператор может определять, крупные или мелкие частицы расклинивающего наполнителя должны быть предпочтительно расположены в области установки гравийного фильтра в скважине или подвергнутой гидравлическому разрыву зоне (зонах) вне пласта.- 10 042366 may be labeled with another non-radioactive isotope tracer. Analysis of hydraulic fracturing data can be performed to identify fractures containing smaller or larger proppant particles and can also be useful in planning future hydraulic fracturing procedures. In addition, this analysis may provide useful information for hydraulic fracturing evaluation with gravel pack evaluation or for the development of future hydraulic fracturing procedures with gravel pack. For example, the operator can determine whether coarse or fine proppant particles should preferably be located in the gravel pack area of the wellbore or the fractured zone(s) outside the formation.

Согласно по меньшей мере одному варианту осуществления может оказаться полезным перекачивание меченого расклинивающего наполнителя в операции гидравлического разрыва с применением одного или нескольких нерадиоактивных изотопных индикаторов, а также перекачивание текучей среды для гидравлического разрыва в скважину с применением расклинивающего наполнителя, содержащего другой нерадиоактивный изотопный индикатор, также имеющий высокий сечение захвата тепловых нейтронов. Изотопный индикатор в составе текучей среды для гидравлического разрыва может растворяться или иным образом содержаться в перекачиваемой текучей среде для гидравлического разрыва (например, растворимые в воде индикаторы на основе нерадиоактивного изотопа бора могут содержать борную кислоту или тетраборат натрия). Меченый расклинивающий наполнитель и меченую текучую среду для гидравлического разрыва можно перекачивать в ствол скважины одновременно или в различные сроки. Если растворимый в воде изотопный индикатор действительно содержит бор, то сигналы борного индикатора, присутствующего в текучей среде для гидравлического разрыва, также могут быть усилены за счет любого бора, присутствующего из других источников в текучей среде для гидравлического разрыва (например, некоторые сшитые текучие среды для гидравлического разрыва содержат соединения бора). Способность независимого обнаружения изотопных индикаторов в текучей среде для гидравлического разрыва по отношению к изотопным индикаторам в расклинивающем наполнителе может обеспечить определение любых зон, которые были подвергнуты гидравлическому разрыву, но не обеспечены эффективным расклинивающим наполнителем. Эти данные также могут обеспечить полезную информацию для процессов общей оценки и планирования гидравлического разрыва.According to at least one embodiment, it may be useful to pump a labeled proppant in a fracturing operation using one or more non-radioactive isotope tracers, and to pump the fracturing fluid downhole using a proppant containing another non-radioactive isotope tracer also having high thermal neutron capture cross section. The isotope tracer in the fracturing fluid composition may be dissolved or otherwise contained in the pumped fracturing fluid (eg, water-soluble tracers based on a non-radioactive boron isotope may contain boric acid or sodium tetraborate). The tagged proppant and the tagged fracturing fluid may be pumped into the wellbore at the same time or at different times. If the water-soluble isotope tracer does contain boron, then the boron tracer signals present in the fracturing fluid may also be enhanced by any boron present from other sources in the fracturing fluid (e.g., some cross-linked fracturing fluids). hydraulic fracturing contain boron compounds). The ability to independently detect tracers in the fracturing fluid relative to tracers in the proppant can provide identification of any zones that have been hydraulically fractured but not provided with an effective proppant. This data can also provide useful information for the overall assessment and fracturing planning processes.

Согласно по меньшей мере одному варианту осуществления один или несколько нерадиоактивных изотопных индикаторов могут быть использованы в сочетании с радиоактивным (R/A) изотопом/индикатором. Например, текучая среда для гидравлического разрыва может быть меченной радиоактивным изотопным индикатором, и расклинивающий наполнитель может быть меченным одним или несколькими нерадиоактивными изотопными индикаторами. Это может уменьшать число используемых нерадиоактивных изотопных индикаторов, а также делать более простым и точным любой спектральный анализ сигналов радиоактивных индикаторов и/или сигналов нерадиоактивных индикаторов, потому что измерение радиоактивности может быть осуществлено посредством иного детектора в каротажном инструменте, чем один или несколько детекторов, используемых для обработки данных от нерадиоактивного индикатора. Традиционно, если оператор желает определить, сколько из двух или большего числа радиоактивных индикаторов находится в скважинной области по сравнению с пластом, обработка спектральных данных становится очень сложной и может оказываться в высокой степени неточной. Это становится неверным в случае применения единственного радиоактивного индикатора, где спектроскопия гаммаизлучения может более эффективно использоваться для того, чтобы отличать этот индикатор в скважиной области от индикатора в пластовых трещинах. Следовательно, сочетание радиоактивного индикатора с нерадиоактивным индикатором может обеспечить независимые процессы и способы, позволяющие проводить определение двух индикаторов, а также может обеспечить более точный анализ данных радиоактивного индикатора, поскольку второй радиоактивный индикатор может быть исключен, и, таким образом, его присутствие не будет создавать помехи или иным образом вносить неточность в данные, относящиеся к первому радиоактивному индикатору.According to at least one embodiment, one or more non-radioactive isotope tracers can be used in combination with a radioactive (R/A) isotope/tracer. For example, the fracturing fluid may be tracer-labeled and the proppant may be labeled with one or more non-tracers. This can reduce the number of non-radioactive isotope tracers used, as well as make any spectral analysis of tracer signals and/or non-radioactive tracers signals simpler and more accurate, because the radioactivity measurement can be made by a different detector in the logging tool than the one or more detectors used. for processing data from a non-radioactive indicator. Traditionally, if an operator wishes to determine how many of two or more tracers are in the wellbore region compared to the formation, processing of the spectral data becomes very complex and can be highly inaccurate. This becomes incorrect in the case of a single radioactive tracer, where gamma ray spectroscopy can be more effectively used to distinguish this tracer in the downhole region from the tracer in formation fractures. Therefore, the combination of a radioactive tracer with a non-radioactive tracer can provide independent processes and methods to allow determination of the two tracers, and can also provide a more accurate analysis of tracer data because the second tracer can be eliminated and thus its presence will not create interfere with or otherwise introduce inaccuracy in the data relating to the first radioactive tracer.

Раздельное определение двух радиоактивных индикаторов включает применение спектроскопии гамма-излучения нейтронного захвата, и для осуществления измерений традиционно используют специализированный инструмент. Применение одного радиоактивного индикатора в сочетании с одним нерадиоактивным индикатором не предусматривает применение спектроскопии гамма-излучения нейтронного захвата, включая применение инструмента PNC для обнаружения нерадиоактивного индикатора или инструмента для компенсированного нейтронного каротажа. Может быть использован любой из нерадиоактивных индикаторов (например, Gd, Sm или В). Кроме того, оператору не требуется применение различных инструментов для обнаружения радиоактивного индикатора и нерадиоактивного индикатора. Оба индикатора могут быть обнаружены с применением одного и того же инструмента для импульсного нейтронного каротажа, используемого для обнаружения нерадиоактивного индикатора. Даже компенсированный нейтронный инструмент может быть использован для раздельного определения сигналов от радиоактивного индикатора и единственного нерадиоактивного индикатора. Детектор природного гамма-излучения в импульсном нейтронном или компенсированном нейтронном инструменте может быть использован для обнаружения радиоактивного индикатора в трещинах посредством сравнения диаграмSeparate determination of the two tracers involves the use of neutron capture gamma ray spectroscopy, and a specialized instrument is traditionally used to make the measurements. The use of a single radioactive tracer in combination with a single non-radioactive tracer does not involve the use of neutron capture gamma ray spectroscopy, including the use of a non-tracer detection PNC tool or a compensated neutron logging tool. Any of the non-radioactive indicators (eg Gd, Sm or B) may be used. In addition, the operator does not need to use different tools to detect radioactive tracer and non-radioactive tracer. Both tracers can be detected using the same pulsed neutron tool used to detect the non-radioactive tracer. Even a compensated neutron instrument can be used to separately detect signals from a radioactive tracer and a single non-radioactive tracer. A natural gamma detector in a pulsed neutron or compensated neutron tool can be used to detect tracer in cracks by comparing patterns

--

Claims

we have natural gamma radiation before hydraulic fracturing and natural gamma radiation diagrams after hydraulic fracturing. The increase in gamma radiation in the diagram after hydraulic fracturing may be due to gamma radiation from a radioactive tracer. Such a natural gamma ray detector is not used for the purpose of obtaining/analyzing non-radioactive tracer proppant data in determining non-radioactive proppant signal(s).

If a pulsed neutron instrument is so equipped, the ability to use capture gamma spectroscopy (when available) can also be used to improve the analysis of non-radioactive tracer data by calculating tracer yield. In such a case, it is possible to distinguish between two or three non-radioactive tracers (eg Gd, Sm and/or B), as illustrated in FIG. 4 and 5 if it would be desirable to use more than two tracers (eg, one radioactive tracer and two or three non-radioactive tracers). A positive aspect of reducing the cost of using a tracer with one or more non-radioactive tracers is that no additional logging tool is required to detect the tracer. All tracers can be detected using the same pulsed neutron tool (or compensated neutron tool for one radioactive tracer and one non-radioactive tracer) in the current mode using non-radioactive tracer data processing. In addition, during the logging operation, no additional logging tool is required to be inserted into the well to detect the presence of a radioactive tracer, since all tracer signals are received simultaneously.

In another embodiment, a method for evaluating artificial fractures in a wellbore using radioactive and non-radioactive tracers may include pumping a proppant into the wellbore, the proppant comprising a first tracer that is not radioactive. The second tracer may also be pumped into the wellbore before, at the same time and/or after the proppant is pumped into the wellbore. The second tracer is radioactive. The first set of data may be obtained in a wellbore using a downhole logging tool after pumping the first and second tracers into the wellbore. The first set of data can be analyzed to determine the positions of the first and second tracers in formation fractures. The method may also include recording a second data set using a downhole logging tool prior to pumping the proppant and the second tracer and comparing the first and second data sets to determine the positions of the first and second tracers in formation fractures.

It should be understood that modifications to the present invention may be made at the discretion of a person skilled in the art of the present invention within the scope of the appended claims. All of the embodiments set forth herein that accomplish the objectives of the present invention have not been presented in full detail. Other embodiments may be devised without departing from the spirit of the present invention or without departing from the scope of the appended claims. Although the present invention has been described in specific detail, it is not intended that such details be construed as limiting the scope of the present invention, except to the extent that they are included in the accompanying claims.

CLAIM

1. A method for evaluating artificial fractures in a wellbore, comprising: obtaining a first set of data in the wellbore using a downhole logging tool, the downhole logging tool comprising a pulsed neutron tool;

pumping the first proppant into the wellbore after the first set of data is recorded, the first proppant containing a first tracer that is not radioactive, the first tracer containing an element selected from the group consisting of gadolinium, boron, and samarium;

pumping the second proppant into the wellbore after the first proppant is pumped into the wellbore, the second proppant containing a second tracer that is not radioactive, the second tracer containing another element selected from the group consisting of gadolinium, boron and samarium, wherein the second isotope tracer is different from the first isotope tracer;

obtaining a second set of data in the wellbore using a downhole tool after the first and second proppants are pumped into the wellbore; and comparing the first and second data sets, wherein the comparison of the first and second data sets

- 12 042366 includes comparing changes in the count rate of the detector between the first and second data sets in the early time period after neutron pulses, and the early time period is from about 35 to about 150 μs; and further comprising determining, based on a comparison of detector count rate changes, that one of the first and second tracers contains boron and is present in the first formation fractures when the detector count rate decreases near the first plurality of perforations near the first formation fractures.

2. The method of claim 1, wherein the first data set, the second data set, the comparison of the first and second data sets, or a combination thereof, includes data on the well value of the effective capture cross section (Σ), data on the reservoir value Σ, data on the ratio changes in count rates at different time intervals after neutron pulses, data on the output of the elements of the first isotope tracer and/or the second isotope tracer, or a combination thereof.

3. The method of claim 1 further comprising determining, based on a comparison of the first and second sets of data, that the first proppant is present in formation fractures proximate the first plurality of perforations in the wellbore and the second proppant is present in formation fractures proximate the second. a plurality of perforations in the wellbore, when the output of the first tracer elements increases near the first plurality of perforations and/or the output of the second tracer elements increases near the second plurality of perforations.

4. The method of claim 1, further comprising determining, based on a comparison of detector count rate changes, that another of the first and second tracers contains gadolinium or samarium and is present in the second formation fractures when the detector count rate increases near the second plurality of perforations. holes near the second formation fractures.

5. The method of claim 1, wherein comparing the first and second data sets includes comparing detector count rate changes between the first and second data sets in a late time period after the neutron pulses, wherein the late time period is from about 200 to about 1000 μs. .

6. A method for evaluating artificial fractures in a wellbore, comprising: obtaining a first set of data in the wellbore using a downhole logging tool, the downhole logging tool comprising a pulsed neutron tool;

pumping a first proppant into the wellbore after the first set of data is recorded, the first proppant containing a first tracer that is not radioactive, the first tracer containing an element selected from the group consisting of gadolinium, boron, and samarium;

pumping the second proppant into the wellbore after the first proppant is pumped into the wellbore, the second proppant containing a second tracer that is not radioactive, the second tracer containing another element selected from the group consisting of gadolinium, boron and samarium, and wherein the second isotope tracer is different from the first isotope tracer;

obtaining a second set of data in the wellbore using a downhole tool after the first and second proppants are pumped into the wellbore; and comparing the first and second data sets, wherein the comparison of the first and second data sets includes calculating the ratio of the detector count rate change in the early time period after the neutron pulses and the detector count rate change in the late time period after the neutron pulses, wherein the early time period is from 35 to about 150 µs and the late time span is from about 200 to about 1000 µs; and further comprising determining, based on a comparison of detector count rate changes, that one of the first and second tracers contains boron and is present in the first formation fractures when the detector count rate decreases near the first plurality of perforations near the first formation fractures.

7. The method of claim 6 wherein the ratio is positive in the presence of boron and negative in the presence of gadolinium or samarium.

8. The method of claim 1 further comprising pumping a third proppant into the wellbore, the third proppant comprising a third tracer that is not radioactive, the third tracer comprising a third element selected from the group consisting of gadolinium, boron and samarium, and at the same time the third isotopic

-