RU2655279C1 - Способ определения геомеханических параметров горных пород - Google Patents

Способ определения геомеханических параметров горных пород Download PDF

Info

Publication number
RU2655279C1
RU2655279C1 RU2017121478A RU2017121478A RU2655279C1 RU 2655279 C1 RU2655279 C1 RU 2655279C1 RU 2017121478 A RU2017121478 A RU 2017121478A RU 2017121478 A RU2017121478 A RU 2017121478A RU 2655279 C1 RU2655279 C1 RU 2655279C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
interval
rhob
parameters
values
gamma
Prior art date
Application number
RU2017121478A
Other languages
English (en)
Inventor
Арслан Валерьевич Насыбуллин
Олег Вячеславович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2017121478A priority Critical patent/RU2655279C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2655279C1 publication Critical patent/RU2655279C1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
    • G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
    • G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
    • G01V5/14—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using a combination of several sources, e.g. a neutron and a gamma source
    • G—PHYSICS
    • G16—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
    • G16Z—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G16Z99/00—Subject matter not provided for in other main groups of this subclass

Abstract

Изобретение относится к исследованию скважин геофизическими методами и может найти применение при определении геомеханических параметров горных пород для выбора оптимальных участков при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП). Техническим результатом является повышение эффективности проведения ГРП, повышение качества определения геомеханических параметров. Способ включает определение геомеханических параметров. При этом по стволу скважины проводят комплекс геофизических исследований - ГИС - методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS, плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB, определяют интервалы продуктивных пластов и выделяют значения GK, IK, NGK, DS, RHOB в каждом интервале продуктивного пласта, далее выполняют коррекцию значения RHOB и, используя значения, полученные по результатам GK, IK и NGK, рассчитывают и усредняют значения интервального времени пробега продольной DTp и поперечной DTs волн, затем находят отношение времен пробега продольной и поперечной волн и, используя полученные значения DTp и DTs, а также скорректированное значение RHOB, вычисляют геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона в интервалах продуктивных пластов, по наименьшему значению этих параметров определяют целевой интервал продуктивного пласта для проведения гидравлического разрыва пласта.

Description

Изобретение относится к исследованию скважин геофизическими методами и может найти применение при определении геомеханических параметров горных пород для выбора оптимальных участков при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП).
Известен способ определения коэффициента Пуассона горных пород (патент №2447284, МПК E21C 39/00, опубл. 10.04.2012 г. в бюл. №10), включающий вдавливание в образец стальных встречно-направленных нагрузочных элементов и измерение его деформации. В образец вдавливают сферические встречно-направленные нагрузочные элементы (сферические инденторы) до его разрыва по плоскости, проходящей через ось нагружения. В образце измеряют площадь поверхностей разрыва и зон разрушенной породы в областях контакта с обоими сферическими инденторами, при этом коэффициент Пуассона μк рассчитывают по формуле:
Figure 00000001
где S - площадь поверхности разрыва;
F - площадь поверхности большей из зон разрушенной породы в областях контакта со сферическими инденторами.
Недостатки способа:
1) кроме определения коэффициента Пуассона горных пород, невозможно определение остальных геомеханических параметров горных пород, таких как модуль Юнга и модуль сдвига;
2) низкая достоверность данных, полученных расчетным путем, т.е. без применения промысловых геофизических данных;
3) коэффициент Пуассона горных пород получен только на определенном образце горной породы, т.е. образце, взятом в определенном интервале, а не по всему стволу скважины.
Наиболее близким по технической сущности является способ определения геомеханических параметров образца горной породы (заявка №2014145357, МПК G01N 3/42, решение о выдаче патента от 11.01.2017 г., опубл. 10.16.2016 г. в бюл. №16), включающий несколько этапов. Этап нанесения царапины, в ходе которого измеряют горизонтальные и вертикальные усилия, прикладываемые к резцу, перемещающемуся вдоль образца с постоянной скоростью и постоянной глубиной реза, чтобы разрушить постоянный объем на единицу длины на поверхности образца породы. Этап микровдавливания, в ходе которого определяют механические свойства образца породы. Этап определения геомеханических параметров образца, в ходе которого посредством результатов измерений, выполненных во время этапов нанесения царапин и микровдавливания, оценивают по меньшей мере один параметр из следующего списка: предел прочности при одноосном сжатии, угол трения, внутренняя когезия, твердость по Бринелю и модуль Юнга. В ходе этапа определения геомеханических параметров образца определяют предел прочности при одноосном сжатии, угол трения, внутреннюю когезию, твердость по Бринелю и модуль Юнга породы. Дополнительно включают этап измерения акустических параметров образца породы, причем в ходе этапа определения геомеханических параметров образца определяют Пуассоново отношение образца породы. Акустические параметры включают в себя скорости распространения волн сжатия и поперечных волн. Измерения при микровдавливании и/или измерения акустических параметров выполняют в канавке, полученной в ходе этапа нанесения царапины. Во время нанесения царапины и микровдавливания записывают микросейсмическую эмиссию. Образец породы имеет форму керна, и этапы измерения и определения геомеханических параметров образца повторяют по длине. Образец фотографируют в ходе этапов измерения. Способ осуществляют на компьютерном программном продукте.
Недостатки способа:
1) низкая эффективность проведения ГРП на основе исследования одного образца горной породы, полученного из целевого интервала, так как для осуществления ГРП требуется проведение дополнительных геофизических исследований скважины;
2) невозможность определения таких геомеханических параметров, как модуль сдвига и коэффициент Пуассона, которые в комплексе с модулем Юнга повышают качество исследования породы;
3) высокие затраты на реализацию способа, требующего отбор керна из скважины, доставку его на стенд, а также изготовление стенда и проведение испытаний по определению геомеханических параметров образца горной породы.
Техническими задачами изобретения являются повышение качества исследования горной породы за счет повышения достоверности и оперативности получаемых геомеханических параметров и эффективности проведения гидравлического разрыва пласта, а также снижение затрат на реализацию способа.
Поставленные технические задачи решаются способом определения геомеханических параметров горных пород, включающим определение геомеханических параметров.
Новым является то, что по стволу скважины проводят комплекс геофизических исследований - ГИС - методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS, плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB, определяют интервалы продуктивных пластов и выделяют значения GK, IK, NGK, DS, RHOB в каждом интервале продуктивного пласта, далее выполняют коррекцию значения RHOB и, используя значения, полученные по результатам GK, IK и NGK, рассчитывают и усредняют значения интервального времени пробега продольной DTp и поперечной DTs волн, затем находят отношение времен пробега продольной и поперечной волн и, используя полученные значения DTp и DTs, а также скорректированное значение RHOB, вычисляют геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона в интервалах продуктивных пластов, по наименьшему значению этих параметров определяют целевой интервал продуктивного пласта для проведения гидравлического разрыва пласта.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.
1. Проводят комплекс геофизических исследований - ГИС - методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS и плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB по стволу скважины. В стволе скважины определяют интервалы продуктивных пластов, потенциально предназначенных для проведения ГРП. Выделяют значения GK, IK, NGK, DS, RHOB в каждом интервале продуктивного пласта.
Производят коррекцию значения плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB по формуле:
Figure 00000002
где IF - оператор «если»;
RHOB - значение плотностного гамма-гамма-каротажа, г/см3;
DS - значение каверномера, мм;
2.78 - значение плотности матрицы горной породы;
0.23 - значение диаметра ствола скважины.
2. Используя значения, полученные по методам исследования GK, IK, NGK, рассчитывают интервальное время пробега продольной волны DTp и интервальное время пробега поперечной волны DTs по следующим формулам:
Figure 00000003
Figure 00000004
где DTp - интервальное время пробега продольной волны, мкс/м;
DTs - интервальное время пробега поперечной волны, мкс/м;
GK - значение гамма-каротажа, мкс/м.
Figure 00000005
Figure 00000006
где IK - значение индукционного каротажа, Омм.
Figure 00000007
Figure 00000008
где NGK - значение нейтронного гамма-каротажа, у.е.
3. Усредняют полученные по формулам (2), (4), (6) значение DTp и значение DTs по формулам (3), (5), (7).
4. Находят отношение времен пробега продольной и поперечной волн по формуле:
Figure 00000009
где R - отношение времен пробега;
DTS - интервальное время пробега поперечной волны, мкс/м;
DTp - интервальное время пробега продольной волны, мкс/м.
5. Используя скорректированное значение RHOB, а также полученные усредненные значения DTS и DTp, вычисляют геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона в интервалах продуктивных пластов.
Коэффициент Пуассона находят по формуле:
Figure 00000010
где PR - коэффициент Пуассона, м/м.
Модуль сдвига находят по формуле:
Figure 00000011
где G - модуль сдвига, МПа;
RHOB - скорректированная плотность гамма-гамма-каротажа, г/см3;
DTs - интервальное время пробега поперечной волны, мкс/м.
Модуль Юнга находят по формуле:
Figure 00000012
где E - модуль Юнга, МПа.
Далее по наименьшему значению показателей геомеханических параметров, определенных в интервалах продуктивных пластов в стволе скважины, определяют целевой интервал продуктивного пласта для проведения ГРП.
Предлагаемый способ позволяет повысить качество определения геомеханических параметров за счет повышения достоверности получаемых геомеханических параметров, так как способ основан на определении геомеханических параметров непосредственно в скважине в интервалах продуктивных пластов.
Кроме модуля Юнга, в предлагаемом способе также определяют такие параметры, как модуль сдвига и коэффициент Пуассона. Для этого проводят комплекс геофизических исследований методами GK, IK, NGK, DS, RHOB.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность проведения гидроразрыва пласта, так как целевой интервал подбирается на основе определения геомеханических параметров, что повышает достоверность полученных данных.
Снижаются затраты на реализацию способа, так как они включают в себя только затраты на проведение комплекса геофизических методов, а расчет геомеханических параметров производится с помощью компьютерного программного продукта.
Пример конкретного применения способа
1. По стволу скважины провели комплекс ГИС методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS и плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB и определили значения.
По стволу скважины имеется три интервала продуктивных пластов, потенциально предназначенных для проведения ГРП:
1) 1610-1616 м;
2) 1632-1639 м;
3) 1654-1660 м.
Выделили значения для каждого интервала продуктивного пласта.
Для первого интервала: глубина - 1613 м (выбрали значение внутри интервала); GK - 1,374 мкс/м; NGK - 3,236 у.е.; DS - 219 мм; RHOB - 2,618 г/см3; IK - 24,2 Омм.
Для второго интервала: глубина - 1635 м; GK - 1,655 мкс/м; NGK - 3,627 у.е.; DS - 219 мм; RHOB - 2,754 г/см3; IK - 27,3 Омм.
Для третьего интервала: глубина - 1657 м; GK - 1,015 мкс/м; NGK - 2,973 у.е.; DS - 219 мм; RHOB - 2,243 г/см3; IK - 21,6 Омм.
Используя программы для обработки LAS-файлов (например, программу «Геомеханика» от фирмы ООО «Литосфера» или программу CurveEditor), выполнили коррекцию RHOB по формуле (1):
Figure 00000013
Здесь диаметр скважины по долоту равен 0,22 м. Выбираем граничное значение диаметра, начиная с которого будет проводиться корректировка плотности, увеличенного на 1 см и равного 0,23 м.
Эта же формула, записанная в Excel:
Figure 00000014
Здесь в ячейке Е21 записано значение RHOB, а в ячейке Е22 - значение DS.
Эта формула означает, что если на заданной глубине показания RHOB больше 2,78 г/см3, то принимают значение RHOB, равное 2,78 г/см3. Если плотность по каротажу RHOB меньше 2,78 г/см3, то проверяют значение диаметра скважины. Если показания DS больше 0,23 м, то принимают значение RHOB, равное 2,78 г/см3. Если RHOB не превышает 2,78 г/см3 и DS не превышает 0,23 м, принимают текущее показание. В данном примере на глубинах 1613 м, 1635 м, 1657 м показания RHOB равны 2,618 г/см3, 2,754 г/см3, 2,243 г/см3 соответственно. Поэтому их и принимают для дальнейшего расчета.
2. Используя значения, полученные методами каротажа, вычислили значения DTp и DTs по формулам (2-7):
Figure 00000015
Для первого интервала: DTp=9,21⋅1,374+168,5=181,1545 мкс/м.
Для второго интервала: DTp=9,21⋅1,655+168,5=183,7425 мкс/м.
Для третьего интервала: DTp=9,21⋅1,015+168,5=177,8481 мкс/м.
Figure 00000016
Для первого интервала: DTs=18,87⋅1,374+328,3=354,2273 мкс/м.
Для второго интервала: DTs=18,87⋅1,655+328,3=359,5298 мкс/м.
Для третьего интервала: DTs=18,87⋅1,015+328,3=348,1135 мкс/м.
Figure 00000017
Для первого интервала: DTp=0,38/24,2+164,6=164,6157 мкс/м.
Для второго интервала: DTp=0,38/27,3+164,6=164,6139 мкс/м.
Для третьего интервала: DTp=0,38/21,6+164,6=164,6176 мкс/м.
Figure 00000018
Для первого интервала: DTs=0,5/24,2+337,3=337,3206 мкс/м.
Для второго интервала: DTs=0,5/27,3+337,3=337,3183 мкс/м.
Для третьего интервала: DTs=0,5/21,6+337,3=337,3231 мкс/м.
Figure 00000019
Для первого интервала: DTp=-44,85⋅3,236+323,4=178,2654 мкс/м.
Для второго интервала: DTp=-44,85⋅3,627+323,4=160,7290 мкс/м.
Для третьего интервала: DTp=-44,85⋅2,973+323,4=190,0609 мкс/м.
Figure 00000020
Для первого интервала: DTs=-31,56⋅3,236+522,4=420,2718 мкс/м.
Для второго интервала: DTs=-31,56⋅3,627+522,4=407,9319 мкс/м.
Для третьего интервала: DTs=-31,56⋅2,973+522,4=428,5721 мкс/м.
3. Затем полученные значения DTp и DTs усреднили. Для этого из трех значений выбрали два наиболее близких, и между ними нашли среднее.
Для первого интервала:
Значения DTp, полученные по формулам (2), (4), (6):
(2)=181,1545 мкс/м; (4)=164,6157 мкс/м; (6)=178,2654 мкс/м.
Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (2) и (6). Берем их за основу и находим среднее значение: DTp=(181,1545 мкс/м+178,2654 мкс/м)/2=179,7099 мкс/м.
Значения DTs, полученные по формулам (3), (5), (7):
(3)=354,2273 мкс/м; (5)=337,3206 мкс/м; (7)=420,2718 мкс/м.
Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (3) и (5). Берем их за основу и находим среднее DTs=(354,2273 мкс/м+337,3206 мкс/м)/2=345,7739 мкс/м.
Для второго интервала:
Значения DTp, полученные по формулам (2), (4), (6):
(2)=183,7425 мкс/м; (4)=164,6139 мкс/м; (6)=160,7290 мкс/м.
Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (4) и (6). Берем их за основу и находим среднее значение: DTp=(164,6139 мкс/м+160,7290 мкс/м)/2=162,6714 мкс/м.
Значения DTs, полученные по формулам (3), (5), (7):
(3)=359,5298 мкс/м; (5)=337,3183 мкс/м; (7)=407,9319 мкс/м.
Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (3) и (5). Берем их за основу и находим среднее DTs=(359,5298 мкс/м+337,3183 мкс/м)/2=348,42405 мкс/м.
Для третьего интервала:
Значения DTp, полученные по формулам (2), (4), (6):
(2)=177,8481 мкс/м; (4)=164,6176 мкс/м; (6)=191,4064 мкс/м.
Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (2) и (6). Берем их за основу и находим среднее значение: DTp=(177,8481 мкс/м+191,4064 мкс/м)/2=184,6272 мкс/м.
Значения DTs, полученные по формулам (3), (5), (7):
(3)=348,1135 мкс/м; (5)=337,3231 мкс/м; (7)=428,5751 мкс/м.
Как видим, больше всего подходят значения, полученные по формулам (3) и (5). Берем их за основу и находим среднее DTs=(348,1135 мкс/м+337,3231 мкс/м)/2=342,7183 мкс/м.
4. Затем нашли отношение времен пробега продольной и поперечной волн по формуле (8):
Figure 00000021
Для первого интервала: R=345,7739 мкс/м / 179,7099 мкс/м=1,924 мкс/м.
Для второго интервала: R=348,42405 мкс/м / 162,6714 мкс/м=2,149 мкс/м.
Для третьего интервала: R=342,7183 мкс/м / 184,6272 мкс/м=1,856 мкс/м.
5. Используя полученные значения DTp и DTs, а также скорректированное значение RHOB, в интервалах продуктивных пластов вычислили геомеханические параметры.
Определили коэффициент Пуассона по формуле (9):
Figure 00000022
Для первого интервала: PR=(0,5⋅1,9242-1) / 1,9242-1=0,3148.
Для второго интервала: PR=(0,5⋅2,1492-1) / 2,1492-1=0,3618.
Для третьего интервала: PR=(0,5⋅1,8562-1) / 1.8562-1=0,2955.
Определили модуль сдвига по формуле (10):
Figure 00000023
Для первого интервала: G=(2,618 / (345,7739)2)⋅109=21897,0 МПа.
Для второго интервала: G=(2,754 / (348,42405)2)⋅109=22685,5 МПа.
Для третьего интервала: G=(2,243 / (342,7183)2)⋅109=19096,7 МПа.
Определили модуль Юнга по формуле (11):
Figure 00000024
Для первого интервала: Е=2⋅21897,0⋅(1+0,3148)=57580,35 МПа.
Для второго интервала: Е=2⋅22685,5⋅(1+0,3618)=61786,22 МПа.
Для третьего интервала: Е=2⋅19096,7⋅(1+0,3335)=50930,90 МПа.
Как видно из расчетов по формулам (6), (7), (8), наименьшими значениями геомеханических параметров: модуля Юнга, модуля сдвига и коэффициента Пуассона - обладает третий интервал. Поэтому его выбрали для проведения ГРП.
Предлагаемый способ определения геомеханических параметров горных пород позволяет:
- повысить эффективность проведения ГРП;
- повысить качество определения геомеханических параметров;
- снизить затраты на реализацию способа.

Claims (1)

  1. Способ определения геомеханических параметров горных пород, включающий определение геомеханических параметров, отличающийся тем, что по стволу скважины проводят комплекс геофизических исследований - ГИС - методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS, плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB, определяют интервалы продуктивных пластов и выделяют значения GK, IK, NGK, DS, RHOB в каждом интервале продуктивного пласта, далее выполняют коррекцию значения RHOB и, используя значения, полученные по результатам GK, IK и NGK, рассчитывают и усредняют значения интервального времени пробега продольной DTp и поперечной DTs волн, затем находят отношение времен пробега продольной и поперечной волн и, используя полученные значения DTp и DTs, а также скорректированное значение RHOB, вычисляют геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона в интервалах продуктивных пластов, по наименьшему значению этих параметров определяют целевой интервал продуктивного пласта для проведения гидравлического разрыва пласта.
RU2017121478A 2017-06-19 2017-06-19 Способ определения геомеханических параметров горных пород RU2655279C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017121478A RU2655279C1 (ru) 2017-06-19 2017-06-19 Способ определения геомеханических параметров горных пород

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017121478A RU2655279C1 (ru) 2017-06-19 2017-06-19 Способ определения геомеханических параметров горных пород

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2655279C1 true RU2655279C1 (ru) 2018-05-24

Family

ID=62202341

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017121478A RU2655279C1 (ru) 2017-06-19 2017-06-19 Способ определения геомеханических параметров горных пород

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2655279C1 (ru)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7032661B2 (en) * 2001-07-20 2006-04-25 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for combined NMR and formation testing for assessing relative permeability with formation testing and nuclear magnetic resonance testing
EA007372B1 (ru) * 2001-12-13 2006-10-27 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ применения электрических и акустических измерений анизотропии для выявления трещин
EA007587B1 (ru) * 2003-05-22 2006-12-29 Шлюмбергер Текнолоджи Бв Устройство и способ определения удельного сопротивления с помощью направленной электромагнитной волны
RU2366985C2 (ru) * 2003-03-31 2009-09-10 Шлюмбергер Текнолоджи Бв Генерация и отображение виртуального керна и виртуального образца керна, связанного с выбранной частью виртуального керна
RU2457326C2 (ru) * 2008-04-15 2012-07-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Инструмент и способ определения параметра пласта
RU2014145357A (ru) * 2012-04-12 2016-06-10 Тоталь Са Способ определения геомеханических параметров образца породы

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7032661B2 (en) * 2001-07-20 2006-04-25 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for combined NMR and formation testing for assessing relative permeability with formation testing and nuclear magnetic resonance testing
EA007372B1 (ru) * 2001-12-13 2006-10-27 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ применения электрических и акустических измерений анизотропии для выявления трещин
RU2366985C2 (ru) * 2003-03-31 2009-09-10 Шлюмбергер Текнолоджи Бв Генерация и отображение виртуального керна и виртуального образца керна, связанного с выбранной частью виртуального керна
EA007587B1 (ru) * 2003-05-22 2006-12-29 Шлюмбергер Текнолоджи Бв Устройство и способ определения удельного сопротивления с помощью направленной электромагнитной волны
RU2457326C2 (ru) * 2008-04-15 2012-07-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Инструмент и способ определения параметра пласта
RU2014145357A (ru) * 2012-04-12 2016-06-10 Тоталь Са Способ определения геомеханических параметров образца породы

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9606036B2 (en) Method for determining geomechanical parameters of a rock sample
Yuan et al. An improved fracability-evaluation method for shale reservoirs based on new fracture toughness-prediction models
CN105156103B (zh) 一种岩屑-岩心-井眼-储层多尺度的页岩储层三维可压裂性评价方法
Jin et al. Determination of rock fracture toughness K IIC and its relationship with tensile strength
JP6821219B2 (ja) 目標支え圧に基づく圧力放出穿孔の間隔の確定方法
Moghadam et al. Brittleness in the devonian horn river shale, British Columbia, Canada
Frash et al. EGS collab experiment 1 geomechanical and hydrological properties by triaxial direct shear
Sheshde et al. New method for estimating unconfined compressive strength (UCS) using small rock samples
JP2013542412A (ja) シェール・ガス貯留層内のスイート・ゾーン識別のためのシステム及び方法
Mahmoud et al. Functional neural networks-based model for prediction of the static Young's modulus for sandstone formations
Wang et al. A new method to evaluate the brittleness for brittle rock using crack initiation stress level from uniaxial stress–strain curves
Alemdag et al. Determination of rock quality designation (RQD) in metamorphic rocks: a case study (Bayburt-Kırklartepe Dam)
Yang et al. Investigation into energy conversion and distribution during brittle failure of hard rock
CN105370270B (zh) 由偶极声波纵、横波时差确定页岩气储层含气饱和度的方法
Su et al. A comprehensive methodology of evaluation of the fracability of a shale gas play
US9885797B2 (en) Monitoring matrix acidizing operations
RU2655279C1 (ru) Способ определения геомеханических параметров горных пород
Cedola et al. Evaluating multiple methods to determine porosity from drilling data
Khaksar et al. Enhanced Rock Strength Modelling, Combining Triaxial Compressive Tests, Non-Destructive Index Testing and Well Logs
Al-Malikee et al. Indirect prediction of rock elasticity and compressibility strength using well log data at selected sites within Rumaila Oilfield, Southern Iraq
Alsaif et al. Mineralogy and geomechanical analysis for hydraulic fracturing: An integrated approach to assess rock fracability in sandstone reservoirs
Varela et al. Integrated Geomechanical Characterization for Vaca Muerta Fm.: Shale Oil Well Integration from Logs, Core, and Pressures for Fracture Optimization
US11035966B2 (en) Method for estimating reservoir formation quality using seismic velocities
Li et al. Static and dynamic mechanical properties of organic-rich gas shale
Tao et al. Application of multipole array sonic logging to acid hydralic fracturing