RU2324810C2 - Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2324810C2 RU2324810C2 RU2006118852/03A RU2006118852A RU2324810C2 RU 2324810 C2 RU2324810 C2 RU 2324810C2 RU 2006118852/03 A RU2006118852/03 A RU 2006118852/03A RU 2006118852 A RU2006118852 A RU 2006118852A RU 2324810 C2 RU2324810 C2 RU 2324810C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fracture
- fluid
- crack
- fracturing fluid
- hydraulic
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 109
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 19
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 34
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 9
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 6
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 7
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000000155 isotopic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012067 mathematical method Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
- 238000007794 visualization technique Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам контроля параметров гидроразрыва пласта и, в частности, предназначено для определения размеров трещин, образующихся в результате гидроразрыва горных пород, и может найти применение на нефтяных и газовых месторождениях. Обеспечивает повышение эффективности определения параметров гидроразрыва пласта - размеров трещин. Сущность изобретения: способ включает процесс создания в околоскважинной зоне трещины гидроразрыва, при котором часть жидкости гидроразрыва проникает через поверхность трещины в пласт, образуя зону фильтрата вокруг трещины, и последующее определение длины и ширины трещины гидроразрыва на основе измерения жидкости гидроразрыва. Согласно изобретению предварительно обеспечивают численное моделирование вытеснения жидкости гидроразрыва из трещины и из зоны фильтрата пластовым флюидом для заданных параметров пласта, данных гидроразрыва и предполагаемых размеров трещины для расчета изменения содержания жидкости разрыва в общей добыче во время пуска скважины в эксплуатацию после гидроразрыва. Во время пуска скважины в течение всего периода выкачивания жидкости гидроразрыва производят периодический отбор образцов добываемого флюида из устья скважины. В отобранных образцах осуществляют измерение содержания жидкости гидроразрыва. Затем сравнивают результаты измерений с расчетами численного моделирования. Длину трещины определяют по наилучшему совпадению результатов измерений и модельных расчетов. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к способам контроля параметров гидроразрыва пласта и, в частности, предназначено для определения размеров трещин, образующихся в результате гидроразрыва горных пород, и может найти применение на нефтяных и газовых месторождениях.
Гидроразрыв пласта - это хорошо известный способ интенсификации добычи углеводородов из скважины путем увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта за счет образования трещин. В ходе операции по гидроразрыву пласта высоковязкая жидкость (называемая также жидкостью гидроразрыва), несущая расклинивающий наполнитель (пропант), закачивается в пласт с целью создания трещины в продуктивном интервале и заполнения трещины пропантом. Для эффективного использования трещина должна располагаться внутри продуктивного интервала и не выходить в прилегающие слои, а также иметь достаточные длину и ширину. Таким образом, определение размеров трещины является важным этапом обеспечения оптимизации процесса гидроразрыва.
В настоящее время геометрию образовавшихся трещин определяют, применяя различные технологии и методики. Наиболее широко известны способы (так называемая визуализация гидроразрыва), обеспечивающие оценку пространственной ориентации трещины и ее длины во время операций по гидроразрыву и опирающиеся главным образом на локализацию сейсмических явлений с использованием пассивной акустической эмиссии. Такая локализация обеспечивается "облаком" акустических явлений, указывающим на объем, в пределах которого можно позиционировать трещину. Эти акустические эмиссии представляют собой микросейсмы, обусловленные либо высокой концентрацией напряжений перед разрывом, либо снижением действующего напряжения вокруг трещины с последующим затеканием жидкости разрыва в породу. В лучших случаях эти явления анализируются в целях получения информации о механизме источника (энергия, поле смещений, падение напряжений, размеры источника и т.п.). По результатам анализа подобных явлений невозможно получить прямую количественную информацию относительно основной трещины. Другие способы основаны на измерении наклономерами незначительной деформации почвы либо с поверхности, либо из ствола скважины. Все эти способы достаточно дорогостоящи из-за необходимости надлежащего размещения датчиков в заданном месте с учетом соответствующей механической сцепки между пластом и измерительными приборами. Другие способы дают приблизительную оценку высоты трещины в скважине, основываясь либо на колебаниях температуры, либо на данных, полученных с помощью изотопных индикаторов (меченых атомов). Обзор вышеуказаннных способов визуализации представлен, например, в публикации Barree R.D., Fisher M.K. и Woodroof R.A. (2002) A practical Guide to Hydraulic Fracture Diagnostic Technologies, материал SPE paper 77442, представленный на Ежегодной технической конференции и выставке в Сан-Антонио, штат Техас, 29 сентября-2 октября 2002 г.
Наиболее близким аналогом заявленного способа является способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта, описанный в авторском свидетельстве СССР №1298376, 1987 и предусматривающий нагнетание в ствол скважины жидкости гидроразрыва под давлением, позволяющим упомянутой жидкости создавать трещины вблизи скважины и проникать в них и далее через поверхности трещин в зону фильтрации в пласте вокруг трещины, и последующее измерение параметров потока жидкости. Недостатком данного способа является необходимость использования дополнительного оборудования и сложность расчета.
Целью заявленного изобретения является создание способа определения размеров трещины, образовавшейся в результате операций по гидроразрыву пласта, основанного на анализе и моделировании выкачивания жидкости гидроразрыва после гидроразрыва пласта.
Указанная цель достигается тем, что создают численную модель вытеснения жидкости гидроразрыва из трещины и из зоны фильтрата вокруг трещины пластовым флюидом для заданных параметров пласта, данных гидроразрыва и предполагаемых размеров трещины с целью расчета изменения содержания жидкости гидроразрыва в общей добыче во время пуска скважины в эксплуатацию после гидроразрыва, также во время пуска скважины в течение всего периода выкачивания жидкости гидроразрыва производят периодический отбор образцов добываемого флюида из устья скважины, осуществляют измерение содержания жидкости гидроразрыва в отобранных образцах, а затем сравнивают результаты измерений с численным моделированием и определяют длину трещины на основе обеспечения наилучшего совпадения результатов измерений и модельных расчетов.
В качестве жидкости гидроразрыва может быть использована полимерная жидкость, в этом случае при создании численной модели рассчитывают также изменение концентрации полимера в извлекаемой жидкости гидроразрыва в зависимости от времени, в отобранных образцах дополнительно измеряют концентрацию полимера и путем сравнения результатов измерений с модельными расчетами определяют ширину трещины.
Жидкость гидроразрыва может также содержать индикатор, позволяющий отличать ее от пластовой воды в случае присутствия значительного количества пластовой воды в общей добыче после гидроразрыва.
Согласно настоящему изобретению оценка размеров трещины, а именно ее длины и ширины, основана на результатах измерения параметров извлечения жидкости гидроразрыва, анализируемых на основе моделирования очистки трещины от жидкости гидроразрыва. Очистка трещины представляет собой процесс вытеснения (удаления) жидкости гидроразрыва из трещины и из зоны фильтрата вокруг трещины пластовым флюидом. Анализ выкачиваемой жидкости гидроразрыва представляет собой измерение изменения со временем содержания жидкости гидроразрыва в общей добыче после гидроразрыва и, при использовании полимерной жидкости разрыва, концентрации полимера в извлеченной жидкости гидроразрыва.
В ходе операции по гидроразрыву пласта фильтрат жидкости гидроразрыва (или водная основа жидкости гидроразрыва в случае использования полимерной жидкости гидроразрыва) проникает в пласт. В то же время полимерная компонента жидкости гидроразрыва (в случае использования полимерной жидкости гидроразрыва) задерживается на поверхности пласта и остается внутри трещины. При освоении скважины после гидроразрыва жидкость гидроразрыва вытесняется из трещины и зоны фильтрата вокруг трещины пластовым флюидом. Таким образом, при вводе скважины в эксплуатацию после гидроразрыва вначале будет добываться жидкость гидроразрыва, закачанная в пласт в процессе гидроразрыва.
Характер изменения содержания жидкости гидроразрыва в общей добыче со временем напрямую определяется процессом очистки трещины и зоны фильтрата вокруг нее. Изменение соотношения извлекаемой жидкости гидроразрыва и пластового флюида в общей добыче зависит от скорости вытеснения фильтрата жидкости гидроразрыва из зоны фильтрата, и, следовательно, от скорости попадания пластового флюида через зону фильтрата в трещину и выхода на поверхность. Продолжительность вытеснения фильтрата жидкости гидроразрыва из зоны фильтрата зависит от глубины зоны фильтрата, которая в свою очередь зависит от длины трещины при заданном закачанном объеме жидкости гидроразрыва. Таким образом, изменение содержания жидкости гидроразрыва в общей добыче при заданном дебите скважины зависит от длины трещины. Так, при одинаковом общем объеме фильтрата жидкости гидроразрыва в зоне фильтрата, в начальный период добычи после гидроразрыва уменьшение содержания жидкости гидроразрыва происходит быстрее для более протяженной трещины.
При использовании полимерной жидкости гидроразрыва в процессе очистки трещины также происходит смешивание фильтрата жидкости гидроразрыва с полимерной компонентой, находящейся внутри трещины, при вытекании фильтрата жидкости гидроразрыва из зоны фильтрата в трещину. Изменение концентрации полимера (например, гуара) внутри трещины и, в итоге, в извлеченной жидкости гидроразрыва зависит от объема поступления фильтрата жидкости гидроразрыва в трещину и от массы полимера в определенном месте внутри трещины. С одной стороны, объем фильтрата жидкости гидроразрыва, поступающего из зоны фильтрации, зависит от глубины зоны фильтрата и, следовательно, от длины трещины. С другой стороны, при одинаковой концентрации полимера по всему объему трещины распределение массы полимера вдоль длины трещины пропорционально ширине трещины. Поэтому изменение концентрации полимера в извлекаемой жидкости гидроразрыва в процессе очистки трещины зависит и от длины, и от ширины трещины.
Изобретение поясняется чертежами.
На фиг.1 показано изменение отношения скорости Qf извлечения жидкости гидроразрыва к суммарному дебиту Q скважины (т.е. по сути изменение обводненности) со временем (время t на оси Ох показано в часах) для типичной работы по гидроразрыву пласта в Западной Сибири. Сплошная линия соответствует расчету для трещины длиной 150 м и шириной 5 мм, пунктирная линия - для трещины длинной 150 м и шириной 2.5 мм, штрих-пунктирная линия - для трещины длинной 220 м и шириной 5 мм;
на фиг.2 представлены результаты расчета изменения концентрации С полимера (в г/л) в извлекаемой жидкости гидроразрыва для тех же размеров трещины, что и на фиг.1 (время t на оси Ох показано в часах);
на фиг.3 приведены результаты расчета и измерения изменения отношения скорости извлечения Qf жидкости гидроразрыва к суммарному дебиту Q скважины со временем (время t на оси Ох показано в часах);
на фиг.4 приведены результаты расчета и измерения изменения концентрации С полимера (в г/л) в извлеченной жидкости гидроразрыва (время t на оси Ох показано в часах).
Заявленный способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта осуществляется следующим образом. В ствол скважины нагнетают жидкость гидроразрыва, представляющую собой в общем случае высоковязкую жидкость на водной основе. Жидкость гидроразрыва нагнетают под давлением, достаточным для создания трещины в призабойной зоне. В процессе гидроразрыва происходит также проникновение фильтрата жидкости гидроразрыва через поверхность трещины в породу вокруг трещины. Жидкость гидроразрыва может также содержать индикатор, позволяющий отличить ее от пластовой воды в случае присутствия значительного количества пластовой воды в общей добыче после гидроразрыва, в качестве которого могут быть использованы нерадиоактивные химические индикаторы, широко применяемые для оценки перетоков (прорывов воды) между скважинами.
При использовании полимерной жидкости гидроразрыва принципиально то, что в процессе закачки в пласт утекает только водная основа жидкости гидроразрыва, а молекулы полимера из-за большого размера не могут проникать в породу и остаются внутри трещины. Таким образом, на момент начала добычи жидкости гидроразрыва обратно на поверхность весь ранее закаченный полимер находится внутри трещины, а сама трещина окружена водной основой жидкости гидроразрыва.
Пробы добываемого флюида отбираются в процессе ввода скважины в эксплуатацию после проведения работ по гидроразрыву пласта. Пробы отбираются у устья скважины способом, аналогичным тому, который обычно применяется для определения обводненности. Пробы отбираются периодически в течение всего периода откачки жидкости гидроразрыва. Например, для типовой скважины после гидроразрыва в Западной Сибири продолжительность периода извлечения жидкости гидроразыва обычно составляет 2-3 дня, в этот период образцы продукции предпочтительно должны отбираться через каждые 30 минут в течение первых 7-10 часов, затем каждый час в течение оставшегося времени. Затем образцы отправляются в лабораторию для измерения содержания извлеченной жидкости гидроразрыва в добываемой жидкости и концентрации полимера (для полимерных жидкостей гидроразрыва) в извлеченной жидкости гидроразрыва.
В лаборатории образцы подвергаются обработке в центрифуге для отделения жидкости гидроразрыва от нефти, аналогично методике стандартного измерения обводненности. Это позволяет определить изменение содержания жидкости гидроразрыва в общей добыче в течение исследуемого периода отбора. Если использовалась полимерная жидкость гидроразрыва, то отделенная от нефти жидкости гидроразрыва анализируется для определения концентрации полимера. При использовании гуарового полимера методика основана на известном методе с использованием фенола и серной кислоты. В результате получают зависимость изменения концентрации полимера в извлекаемой жидкости гидроразрыва со временем. Для оценки размеров трещины используется численная модель вытеснения жидкости гидроразрыва из трещины и из зоны фильтрата пластовым флюидом (см., например, Ентов В.М., Турецкая Ф.Д., Максименко А.А, Скобелева А.А. «Моделирование процесса очистки трещины гидроразрыва», тезисы докладов 6-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина, 26-27 января 2005 г, секция 6 «Автоматизация, моделирование и энергообеспечение технологических процессов нефтегазового комплекса», стр.12-13).
Модель рассчитывает изменение содержания жидкости гидроразрыва в добываемой жидкости, и, в случае использования полимерной жидкости гидроразрыва, изменение концентрации полимера в извлеченной жидкости гидроразрыва. Входные параметры для модели выглядят следующим образом:
1. Проницаемость и пористость пласта, пластовое давление, высота продуктивного интервала, вязкость пластовой нефти.
2. Дебит скважины или давление на забое скважины в процессе периода откачки жидкости гидроразрыва.
3. Общий объем жидкости гидроразрыва, масса полимера и масса расклинивающего наполнителя, закачанных в процессе гидроразрыва в пласт, проницаемость и пористость расклинивающего наполнителя, вязкость жидкости гидроразрыва.
4. Относительные фазовые проницаемости в пласте и в спрессованном расклинивающем наполнителе в трещине.
5. Предполагаемая длина и, в случае использования полимерной жидкости гидроразрыва, предполагаемая ширина трещины.
Параметры, перечисленные в пунктах 1-4, должны быть известны из свойств пласта, плана работ по гидроразрыву и данных по производительности скважины после проведения работ по гидроразрыву. Длина и ширина трещины определяются путем сравнения результатов численного моделирования и лабораторных измерений образцов продукции скважины посредством построения графиков, таблиц или компьютерных расчетов.
Длина и ширина трещины должны выбираться по результатам наилучшего приближения двух различных наборов данных:
1) изменение содержания жидкости гидроразрыва в общей добыче, полученное в результате численных расчетов и измеренное в лаборатории,
2) изменение концентрации гуарового полимера, полученное в результате численных расчетов и измеренное в лаборатории.
При несопадении результатов производят коррекцию предполагаемых размеров трещины таким образом, чтобы получить наилучшее приближение результатов модельных расчетов и измерений, используя, например, метод наименьших квадратов или любой другой математический метод количественной оценки степени приближения.
В качестве иллюстрации предлагаемого способа ниже представлен пример сравнения результатов анализа извлекаемой жидкости гидроразрыва и модельных расчетов очистки трещины после типового гидроразрыва пласта в Западной Сибири. В анализ извлеченной жидкости гидроразрыва, проведенный в лабораторных условиях, включены измерения соотношения скорости извлечения жидкости гидроразрыва и суммарного дебита (т.е. обводненность), показанного на фиг.3 сплошной линией, и концентрации гуара (в г/л) в извлеченной жидкости гидроразрыва, показанного на фиг.4 сплошной линией. Результаты модельных расчетов очистки трещины от жидкости гидроразрыва для случая, когда предполагаемая геометрия трещины взята из дизайна работы по гидроразрыву, полученному с помощью типового инженерного программного обеспечения, используемого для расчетов роста трещины при проведении работ по гидроразрыву, показаны на фиг.3 и 4 пунктирной линией. Как видно из фиг.3-4 (различие между сплошной и пунктирной линиями), замеренные данные и результаты моделирования недостаточно хорошо совпадают. Для получения лучшего совпадения результатов измерения с модельными расчетами (см. фиг.3-4 штрих-пунктирная линия) необходимо провести коррекцию геометрии трещины следующим образом: длина трещины должна быть увеличена примерно на 40%, а ширина уменьшена на 30%. Такая коррекция согласуется с постоянством массы расклинивающего наполнителя внутри трещины, т.е. общий объем трещины остается неизменным. Результаты прогноза с использованием модели могут быть улучшены путем применения индикаторов, позволяющих отличать пластовую воду от фильтрата жидкости гидроразрыва в случае присутствия значительного количества пластовой воды в общей добыче после гидроразрыва.
Claims (3)
1. Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта, включающий процесс создания в околоскважинной зоне трещины гидроразрыва, при котором часть жидкости гидроразрыва проникает через поверхность трещины в пласт, образуя зону фильтрата вокруг трещины, и последующее определение длины и ширины трещины гидроразрыва на основе измерения жидкости гидроразрыва, отличающийся тем, что предварительно обеспечивают численное моделирование вытеснения жидкости гидроразрыва из трещины и из зоны фильтрата пластовым флюидом для заданных параметров пласта, данных гидроразрыва и предполагаемых размеров трещины для расчета изменения содержания жидкости разрыва в общей добыче во время пуска скважины в эксплуатацию после гидроразрыва, во время пуска скважины в течение всего периода выкачивания жидкости гидроразрыва производят периодический отбор образцов добываемого флюида из устья скважины, в отобранных образцах осуществляют измерение содержания жидкости гидроразрыва, а затем сравнивают результаты измерений с расчетами численного моделирования и длину трещины определяют по наилучшему совпадению результатов измерений и модельных расчетов.
2. Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта по п.1, отличающийся тем, что в качестве жидкости гидроразрыва используют жидкость на основе полимера, при численном моделировании рассчитывают также изменение концентрации полимера в извлекаемой жидкости гидроразрыва в зависимости от времени, в отобранных образцах дополнительно измеряют концентрацию полимера и путем сравнения результатов измерений с расчетами численного моделирования по наилучшему совпадению результатов измерений и модельных расчетов определяют ширину трещины, при этом наилучшее совпадение результатов обеспечивают тем, что длину и ширину трещины при численном моделировании корректируют из условия постоянства объема трещины.
3. Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта по п.1 или 2, отличающийся тем, что жидкость гидроразрыва содержит индикатор, позволяющий отличить жидкость гидроразрыва от пластовой воды при наличии пластовой воды в общей добыче после гидроразрыва.
Priority Applications (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006118852/03A RU2324810C2 (ru) | 2006-05-31 | 2006-05-31 | Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта |
| MX2008015192A MX2008015192A (es) | 2006-05-31 | 2007-05-29 | Metodo para determinar dimensiones de una fractura hidraulica de formacion. |
| PCT/RU2007/000272 WO2007139448A1 (fr) | 2006-05-31 | 2007-05-29 | Procédé pour déterminer la taille des fissures se formant suite à une fracture hydraulique d'une formation |
| CA2653968A CA2653968C (en) | 2006-05-31 | 2007-05-29 | Method of formation fracture dimensions |
| US12/302,399 US8141632B2 (en) | 2006-05-31 | 2007-05-29 | Method for hydraulic fracture dimensions determination |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006118852/03A RU2324810C2 (ru) | 2006-05-31 | 2006-05-31 | Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006118852A RU2006118852A (ru) | 2007-12-20 |
| RU2324810C2 true RU2324810C2 (ru) | 2008-05-20 |
Family
ID=38778869
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006118852/03A RU2324810C2 (ru) | 2006-05-31 | 2006-05-31 | Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8141632B2 (ru) |
| CA (1) | CA2653968C (ru) |
| MX (1) | MX2008015192A (ru) |
| RU (1) | RU2324810C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007139448A1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2585296C1 (ru) * | 2015-03-27 | 2016-05-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ определения дренируемой ширины трещины гидроразрыва и степени оседания проппанта в ней |
| RU2607667C2 (ru) * | 2011-09-14 | 2017-01-10 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ определения расстояний между трещинами и образование трещин в скважине с использованием способа |
| RU2649195C1 (ru) * | 2017-01-23 | 2018-03-30 | Владимир Николаевич Ульянов | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта |
| RU2668602C1 (ru) * | 2015-03-30 | 2018-10-02 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Определение параметров призабойной части трещины гидроразрыва пласта с использованием электромагнитного каротажа призабойной части трещины, заполненной электропроводящим расклинивающим агентом |
| RU2786303C1 (ru) * | 2022-07-01 | 2022-12-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Технологические партнерства" (ООО "Газпромнефть-Технологические партнерства") | Способ определения геометрии трещин ГРП с учетом разделения и взаимодействия потоков жидкости ГРП между трещинами |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2261459A1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-12-15 | BP Exploration Operating Company Limited | Method and system for configuring crude oil displacement system |
| US8157011B2 (en) * | 2010-01-20 | 2012-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing a fracture operation on a subterranean formation |
| CN103376469B (zh) * | 2012-04-26 | 2017-09-26 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种基于超声成像测井的裂缝定量评价方法 |
| CN105019875B (zh) * | 2014-04-15 | 2018-05-01 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 人工隔层隔离剂评价方法 |
| CN105019876A (zh) * | 2014-04-24 | 2015-11-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 分段压裂水平井注水开发裂缝间距及井距确定方法 |
| CA2964863C (en) * | 2014-11-19 | 2019-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reducing microseismic monitoring uncertainty |
| CA2964862C (en) | 2014-11-19 | 2019-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filtering microseismic events for updating and calibrating a fracture model |
| US10338247B2 (en) | 2014-12-23 | 2019-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microseismic monitoring sensor uncertainty reduction |
| CN104564006B (zh) * | 2015-02-04 | 2017-06-13 | 中国海洋石油总公司 | 一种低渗气井压裂产水能力判断方法 |
| CN105986798A (zh) * | 2015-02-27 | 2016-10-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种电弧脉冲压裂技术适用性评价方法 |
| CN107524437B (zh) * | 2016-06-21 | 2020-07-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 确定储层裂缝开度的方法及系统 |
| CN107165619B (zh) * | 2017-07-10 | 2019-11-19 | 中国地质大学（北京） | 一种考虑动态毛管力的数值模拟方法 |
| CN110318742B (zh) * | 2018-03-30 | 2022-07-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于压裂井生产数据确定裂缝闭合长度的方法和系统 |
| CN108875148B (zh) * | 2018-05-28 | 2021-01-19 | 中国石油大学(北京) | 缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图的建立方法及模型和应用 |
| CN109886550B (zh) * | 2019-01-23 | 2023-05-12 | 太原理工大学 | 煤矿地面压裂坚硬顶板控制强矿压效果综合评价方法 |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU662891A1 (ru) * | 1976-05-25 | 1979-05-15 | Barsegyan Levon Kh | Способ контрол площади зоны гидрорасчленени угольного пласта |
| SU1298376A1 (ru) | 1985-07-18 | 1987-03-23 | Институт Горного Дела Со Ан Ссср | Способ контрол размеров трещины гидроразрыва горных пород |
| US4836280A (en) * | 1987-09-29 | 1989-06-06 | Halliburton Company | Method of evaluating subsurface fracturing operations |
| US5005643A (en) * | 1990-05-11 | 1991-04-09 | Halliburton Company | Method of determining fracture parameters for heterogenous formations |
| US5305211A (en) * | 1990-09-20 | 1994-04-19 | Halliburton Company | Method for determining fluid-loss coefficient and spurt-loss |
| RU2081315C1 (ru) * | 1995-02-23 | 1997-06-10 | Институт горного дела СО РАН | Способ контроля размеров трещины в образце горных пород |
| US6076046A (en) * | 1998-07-24 | 2000-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Post-closure analysis in hydraulic fracturing |
| CA2448435C (en) * | 2001-05-23 | 2009-10-06 | Core Laboratories L.P. | Method of determining the extent of recovery of materials injected into oil wells |
| US6828280B2 (en) * | 2001-08-14 | 2004-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for stimulating hydrocarbon production |
| RU2004126426A (ru) * | 2002-02-01 | 2006-01-27 | Риджентс Оф Дзе Юниверсити Оф Миннесота (Us) | Интерпретация и проектирование операций по гидравлическому разрыву пласта |
| US6691780B2 (en) * | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| US6691037B1 (en) * | 2002-12-12 | 2004-02-10 | Schlumberger Technology Corporation | Log permeability model calibration using reservoir fluid flow measurements |
| US20040177965A1 (en) * | 2003-01-28 | 2004-09-16 | Harris Phillip C. | Methods of fracturing subterranean zones to produce maximum productivity |
| US7114567B2 (en) * | 2003-01-28 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Propped fracture with high effective surface area |
| RU2327154C2 (ru) * | 2004-04-23 | 2008-06-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В | Способ и система для мониторинга заполненных жидкостью областей в среде на основе граничных волн, распространяющихся по их поверхностям |
| US20070272407A1 (en) * | 2006-05-25 | 2007-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for development of naturally fractured formations |
| US7472748B2 (en) * | 2006-12-01 | 2009-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for estimating properties of a subterranean formation and/or a fracture therein |
-
2006
- 2006-05-31 RU RU2006118852/03A patent/RU2324810C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-05-29 US US12/302,399 patent/US8141632B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-05-29 WO PCT/RU2007/000272 patent/WO2007139448A1/ru active Application Filing
- 2007-05-29 MX MX2008015192A patent/MX2008015192A/es active IP Right Grant
- 2007-05-29 CA CA2653968A patent/CA2653968C/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2607667C2 (ru) * | 2011-09-14 | 2017-01-10 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ определения расстояний между трещинами и образование трещин в скважине с использованием способа |
| RU2585296C1 (ru) * | 2015-03-27 | 2016-05-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ определения дренируемой ширины трещины гидроразрыва и степени оседания проппанта в ней |
| RU2668602C1 (ru) * | 2015-03-30 | 2018-10-02 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Определение параметров призабойной части трещины гидроразрыва пласта с использованием электромагнитного каротажа призабойной части трещины, заполненной электропроводящим расклинивающим агентом |
| RU2649195C1 (ru) * | 2017-01-23 | 2018-03-30 | Владимир Николаевич Ульянов | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта |
| RU2786303C1 (ru) * | 2022-07-01 | 2022-12-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Технологические партнерства" (ООО "Газпромнефть-Технологические партнерства") | Способ определения геометрии трещин ГРП с учетом разделения и взаимодействия потоков жидкости ГРП между трещинами |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006118852A (ru) | 2007-12-20 |
| WO2007139448A1 (fr) | 2007-12-06 |
| US8141632B2 (en) | 2012-03-27 |
| CA2653968C (en) | 2012-02-07 |
| MX2008015192A (es) | 2008-12-09 |
| CA2653968A1 (en) | 2007-12-06 |
| US20090166029A1 (en) | 2009-07-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2324810C2 (ru) | Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта | |
| US11725500B2 (en) | Method for determining hydraulic fracture orientation and dimension | |
| US11352878B2 (en) | Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry | |
| RU2577568C1 (ru) | Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки | |
| US20140352949A1 (en) | Integrating rock ductility with fracture propagation mechanics for hydraulic fracture design | |
| CN107923239A (zh) | 页岩压裂之前进行的经烃填充的裂缝形成测试 | |
| Jiawei et al. | Experimental investigation on the characteristics of acid-etched fractures in acid fracturing by an improved true tri-axial equipment | |
| US9267371B2 (en) | Oil and gas fracture liquid tracing with oligonucleotides | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| US20190112898A1 (en) | Method for determining filtration parameters in multi-well system via pulse-code observation well testing method | |
| EP4194663A2 (en) | Surveillance using particulate tracers | |
| RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
| RU2476670C1 (ru) | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) | |
| NO338122B1 (no) | Gassbrønninnstrømningsdetekteringsmetode | |
| Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
| RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
| RU2009143585A (ru) | Способ разработки неоднородного массивного или многопластового газонефтяного или нефтегазоконденсатного месторождения | |
| RU2539445C1 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
| RU2604247C1 (ru) | Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины | |
| RU2243372C1 (ru) | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин | |
| RU2540718C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2768341C1 (ru) | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород | |
| RU2751305C1 (ru) | Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта | |
| Arnold | Analytics-Driven Method for Injectivity Analysis in Tight and Heterogeneous Waterflooded Reservoir | |
| GB2539001A (en) | Improvements in or relating to hydrocarbon production from shale |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140601 |