RU2713285C1 - Method for investigation of height and direction of formation fracturing - Google Patents

Method for investigation of height and direction of formation fracturing Download PDF

Info

Publication number
RU2713285C1
RU2713285C1 RU2019114505A RU2019114505A RU2713285C1 RU 2713285 C1 RU2713285 C1 RU 2713285C1 RU 2019114505 A RU2019114505 A RU 2019114505A RU 2019114505 A RU2019114505 A RU 2019114505A RU 2713285 C1 RU2713285 C1 RU 2713285C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hydraulic fracturing
density
fracture
interval
formation
Prior art date
Application number
RU2019114505A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильдар Ильясович Гирфанов
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 RU2019114505A priority Critical patent/RU2713285C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2713285C1 publication Critical patent/RU2713285C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • 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
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and can be used for determination of azimuthal direction and crack height after hydraulic fracturing (HFT) in rocks with weakly cemented bottom-hole formation zone. Method involves drilling a well with opening of a productive formation and a sump, fastening a well casing string by cementing a borehole space from the wellhead to the bottomhole, productive formation perforation and acoustic cementometry, background measurement in the productive formation interval by cross-dipole acoustic logging, performing hydraulic fracturing of the formation – HFT by lowering the tubing string with the packer to obtain a fracture break and fixing its proppant, performing main measurement in the interval of the productive formation by cross-dipole acoustic logging, determination of fracture crack height and its direction along azimuth by results of background and main measurements. At that, between performance of background measurement in interval of productive formation by method of cross-dipole acoustic logging and performing HFT additionally performing density logging in the HFT interval and determining formation rock density in the HFT interval, then multi-stage HFT is performed with installation of lower end of pipe string at distance of 5 m above formation roof, wherein in the final stages of the HFT fastening fracture crack is carried out by pumping crosslinked gel resin-coated lightweight fraction 20/40 mesh proppant with density of 1,570 kg/mwhen the rock density less than 1,650 kg/m, or weighted resin-coated fraction 16/30 mesh proppant with density of 1,800 kg/mwhen the rock density higher than 1,650 kg/m, before pumping the resin-coated proppant is heated at the wellhead to temperature of 55–60 °C.EFFECT: high reliability of results of investigation of height and direction of propagation of a fracture of the formation, high efficiency of the method, productivity of the well, folded from weakly cemented rocks, after putting it into operation.3 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения азимутального направления и высоты трещины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) в породах со слабосцементированной призабойной зоной пласта.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to determine the azimuthal direction and height of the fracture after hydraulic fracturing in formations with poorly cemented bottom-hole formation zone.

Известен способ заканчивания скважины (а.с. SU№1799997, МПК Е21В 33/13, 7/00, опубл. 07.03.1993 в бюл. №9), включающий бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и зумпфом глубиной больше 10 м, крепление обсадной колонны скважины цементированием заколонного пространства от устья до забоя скважины, перфорацию продуктивного пласта, а также оценку качества цементирования в зонах вскрытия, включая зоны выше и ниже 10 м от границ продуктивного пласта методом акустической цементометрии.A well-known method of well completion (AS SU No. 1799997, IPC ЕВВ 33/13, 7/00, published on March 7, 1993 in Bull. No. 9), including drilling a well with opening a reservoir and a sump with a depth of more than 10 m, fixing casing of the well by cementing the annulus from the wellhead to the bottom of the well, perforation of the reservoir, as well as evaluating the quality of cementing in the opening areas, including zones above and below 10 m from the boundaries of the reservoir by acoustic cementometry.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, низкая продуктивность законченной скважины после ввода ее в эксплуатацию путем проведения перфорации обсадной колонны за счет отсутствия операций по интенсификации добычи применением гидравлического разрыва пласта;- firstly, the low productivity of the completed well after putting it into operation by perforating the casing due to the lack of operations to intensify production using hydraulic fracturing;

- во-вторых, низкая эффективность способа за счет недостаточной полноты определяемых параметров проведением исследований методом акустической цементометрии;- secondly, the low efficiency of the method due to the lack of completeness of the determined parameters by conducting research using acoustic cementometry;

- в-третьих, низкая надежность реализации способа в слабосцементированных породах продуктивного пласта после их вскрытия без крепления призабойной зоны пласта.- thirdly, the low reliability of the implementation of the method in weakly cemented rocks of the reservoir after they are opened without fixing the bottom-hole zone of the formation.

Также известен способ применения многозондого кросс-дипольного акустического каротажа при сопровождении ГРП (НТВ «Каротажник», вып. 232, 10/2013, с. 98, абзац 2, 3 с. 100, выводы).Also known is the method of using multi-probe cross-dipole acoustic logging with hydraulic fracturing (NTV “Logger”, issue 232, 10/2013, p. 98, paragraph 2, 3 p. 100, conclusions).

Недостатком способа является низкое качество исследования, т.е. достоверность определения результатов высоты и направления распространения трещины разрыва, полученных с помощью кросс-дипольного акустического каротажа - фонового и основного замеров в призабойной зоне слабосцементированных горных пород, ниже 50%.The disadvantage of this method is the low quality of the study, i.e. the reliability of determining the results of the height and direction of propagation of a fracture crack obtained using cross-dipole acoustic logging — background and main measurements in the near-well zone of weakly cemented rocks is below 50%.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ исследования высоты и направления трещины разрыва пласта (патент RU №2652394, МПК Е21В 47/00, 43/26, G01V 1/44, опубл. 26.04.2018 в бюл. №12), включающий бурение скважины с вскрытием продуктивного пласта и зумпфом, крепление обсадной колонны скважины цементированием заколонного пространства от устья до забоя скважины, перфорацию продуктивного пласта и проведение акустической цементометрии, выполнение фонового замера в интервале продуктивного пласта методом кросс-дипольного акустического каротажа, проведение ГРП спуском колонны НКТ с пакером с получением трещины разрыва и креплением ее песком (проппантом), выполнение основного замера в интервале продуктивного пласта методом кросс-дипольного акустического каротажа, определение высоты трещины разрыва и ее направление по азимуту по результатам фонового и основного замеров.The closest in technical essence and the achieved result is a method of studying the height and direction of a fracture fracture (patent RU No. 2652394, IPC E21B 47/00, 43/26, G01V 1/44, publ. 04/26/2018 in bull. No. 12), including drilling a well with opening a reservoir and a sump, fixing the casing of the well by cementing the annulus from the wellhead to the bottom of the well, perforating the reservoir and performing acoustic cementometry, performing background measurement in the interval of the reservoir using the cross-dipole method acoustic logging, hydraulic fracturing by running a tubing string with a packer to produce a fracture crack and fastening it with sand (proppant), performing the main measurement in the interval of the reservoir using the cross-dipole acoustic logging method, determining the fracture height and its direction in azimuth according to the background and main measurements.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, низкая достоверность результатов исследования высоты и направления распространения трещины разрыва пласта, полученных с помощью кросс-дипольного акустического каротажа - фонового и основного замеров, за счет снижения качества показателей на 50% при исследовании призабойной зоны слабосцементированных горных пород и без учета плотности горной породы и трещины, заполненной проппантом;- firstly, the low reliability of the results of studying the height and direction of the propagation of a fracture of a fracture, obtained using cross-dipole acoustic logging - background and main measurements, by reducing the quality of indicators by 50% when studying the bottom-hole zone of weakly cemented rocks and without taking into account the density rock and fractures filled with proppant;

- во-вторых, низкая эффективность способа и, как следствие, низкая продуктивность скважины после ввода ее в эксплуатацию, обусловленная выносом текучей среды, интенсифицирующей приток, в полость скважины, поэтому искажаются показатели исследования и эффект (повышение нефтеотдачи пласта) от проведения ГРП оказывается непродолжительным (до 1 месяца);- secondly, the low efficiency of the method and, as a consequence, the low productivity of the well after putting it into operation, due to the removal of the fluid that enhances the inflow into the well cavity, therefore, the study indicators are distorted and the effect (enhanced oil recovery) from hydraulic fracturing is short (up to 1 month);

- в-третьих, низкая надежность реализации способа в слабосцементированных породах продуктивного пласта, обусловленная низким качеством крепления проппантом в призабойной зоне скважины. Это происходит вследствие того, что не учитывается плотность горных пород в призабойной зоне скважины в интервале проведения ГРП, поэтому закачанный в процессе ГРП проппант постепенно выносится из призабойной зоны скважины при последующем освоении или эксплуатации скважины.- thirdly, the low reliability of the implementation of the method in poorly cemented rocks of the reservoir, due to the low quality of the proppant fastening in the bottomhole zone of the well. This is due to the fact that the density of rocks in the bottomhole zone of the well in the interval of hydraulic fracturing is not taken into account, therefore, proppant pumped during hydraulic fracturing is gradually removed from the bottomhole zone of the well during subsequent development or operation of the well.

Техническими задачами изобретения являются повышение достоверности результатов исследования высоты и направления распространения трещины разрыва пласта, повышение эффективности способа, продуктивности скважины, сложенной из слабоцементированных горных пород, после ввода ее в эксплуатацию.The technical objectives of the invention are to increase the reliability of the results of the study of the height and direction of propagation of a fracture fracture, to increase the efficiency of the method, the productivity of the well, composed of weakly cemented rocks, after putting it into operation.

Поставленные технические задачи решаются способом исследования высоты и направления трещины разрыва пласта, включающим бурение скважины с вскрытием продуктивного пласта и зумпфом, крепление обсадной колонны скважины цементированием заколонного пространства от устья до забоя скважины, перфорацию продуктивного пласта и проведение акустической цементометрии, выполнение фонового замера в интервале продуктивного пласта методом кросс-дипольного акустического каротажа, проведение гидравлического разрыва пласта - ГРП спуском колонны насосно-компрессорных труб с пакером с получением трещины разрыва и креплением ее проппантом, выполнение основного замера в интервале продуктивного пласта методом кросс-дипольного акустического каротажа, определение высоты трещины разрыва и ее направление по азимуту по результатам фонового и основного замеров.The stated technical problems are solved by a method of studying the height and direction of a fracture, including drilling a well with opening a productive formation and a sump, fixing the casing of the well by cementing the annulus from the wellhead to the bottom of the well, perforating the producing formation and performing acoustic cementometry, performing background measurement in the interval of the productive the method of cross-dipole acoustic logging, hydraulic fracturing - hydraulic fracturing by lowering the column to pine-compressor pipes with a packer to produce a fracture crack and fix it with proppant, perform basic measurements in the interval of the reservoir using the method of cross-dipole acoustic logging, determine the height of the fracture of the fracture and its direction in azimuth according to the results of background and main measurements.

Новым является то, что между выполнением фонового замера в интервале продуктивного пласта методом кросс-дипольного акустического каротажа и проведением ГРП дополнительно выполняют плотностной каротаж в интервале проведения ГРП и определяют плотность горной породы пластов в интервале проведения ГРП, затем проводят многостадийный ГРП с установкой нижнего конца колонны труб на расстоянии 5 м выше кровли пласта, при этом в последней стадии проведения ГРП крепление трещины разрыва осуществляют закачкой сшитого геля с облегченным смолопокрытым проппантом фракции 20/40 меш с плотностью 1570 кг/м3 при плотности горной породы менее 1650 кг/м3, или утяжеленным смолопокрытым проппантом фракции 16/30 меш с плотностью 1800 кг/м3 при плотности горной породы больше 1650 кг/м3, причем перед закачкой смолопокрытый проппант нагревают на устье скважины до температуры 55-60°С.New is that between the background measurement in the interval of the reservoir by the method of cross-dipole acoustic logging and hydraulic fracturing, density logging is additionally performed in the interval of hydraulic fracturing and the rock density is determined in the interval of hydraulic fracturing, then multi-stage hydraulic fracturing is performed with the lower end of the column pipes at a distance of 5 m above the top of the reservoir, while in the last stage of hydraulic fracturing, the fracture is fastened by pumping a cross-linked gel with lightweight resin rytym fraction 20/40 mesh proppant with a density of 1570 kg / m 3 when the rock density less than 1650 kg / m 3, or weighted smolopokrytym fraction 16/30 mesh proppant with a density of 1800 kg / m 3 when the rock density higher than 1650 kg / m 3 , and before injection the resin coated proppant is heated at the wellhead to a temperature of 55-60 ° C.

Также новым является то, что скважину бурят с вскрытием продуктивного пласта и зумпфом глубиной больше 10 м.It is also new that the well is drilled with the opening of the reservoir and a sump with a depth of more than 10 m.

Также новым является то, что акустическую цементометрию проводят на 10 м выше кровли продуктивного пласта и на 10 м ниже подошвы продуктивного пласта.Also new is the fact that acoustic cementometry is carried out 10 m above the top of the reservoir and 10 m below the bottom of the reservoir.

На фиг. 1 и 2 схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа.In FIG. 1 and 2 schematically depict the process of implementing the proposed method.

На фиг. 3 изображен график сопоставления данных до и после проведения ГРП по результатам исследований методом кросс-дипольного акустического каротажа.In FIG. Figure 3 shows a graph comparing the data before and after hydraulic fracturing according to the results of cross-dipole acoustic logging.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.

Скважину 1 бурят с зенитным углом α от 5 до 40° с вскрытием продуктивного пласта 2 и зумпфом 3 глубиной L=10 м, необходимым для размещения аппаратуры в интервале продуктивного пласта 2.Well 1 is drilled with an zenith angle α from 5 to 40 ° with opening of reservoir 2 and sump 3 with a depth of L = 10 m, which is necessary to place the equipment in the interval of reservoir 2.

Производят крепление скважины 1 обсадной колонной 4 с минимальным проходным диаметром D=124 мм цементированием заколонного пространства 5 от устья до забоя скважины 1.Mount the well 1 by casing 4 with a minimum bore diameter D = 124 mm by cementing the annulus 5 from the wellhead to the bottom of the well 1.

Перфорируют продуктивный пласт 2 с образованием перфорационных отверстий 6, сообщающих призабойную зону продуктивного пласта 2 с полостью скважины 1.Perforated productive formation 2 with the formation of perforation holes 6, communicating the bottomhole zone of the productive formation 2 with the cavity of the well 1.

Для перфорации используют, например кумулятивный перфоратор марки ПК-105.For perforation use, for example, a cumulative perforator brand PK-105.

После чего проводят акустическую цементометрию (АКЦ) в интервале продуктивного пласта 2, а также АКЦ проводят на 10 м (на фиг. 1-3 не показано) выше кровли и ниже подошвы продуктивного пласта 2.After that, acoustic cementometry (ACC) is carried out in the interval of reservoir 2, and ACC is carried out 10 m (not shown in Fig. 1-3) above the roof and below the bottom of the reservoir 2.

АКЦ проводят с целью исключения нарушения крепления (цементного камня в заколонном пространстве) в интервале продуктивного пласта 2 и на 10 м выше и ниже соответственно кровли и подошвы продуктивного пласта 2, чтобы не принять нарушенное цементное кольцо при последующих геофизических исследованиях за трещину ГРП.ACC is carried out with the aim of eliminating the failure of fastening (cement stone in the annulus) in the interval of the productive formation 2 and 10 m above and below the roof and sole of the productive formation 2, so as not to take the damaged cement ring during subsequent geophysical studies as a hydraulic fracture.

Затем на устье скважины размещают геофизический подъемник. Оснащают нижний конец геофизического кабеля (на фиг. 1-3 не показан) через наконечник аппаратурой для проведения кросс-дипольного акустического каротажа, например марки MPAL. Спускают аппаратуру в скважину в интервал продуктивного пласта 2 и методом кросс-дипольного акустического каротажа выполняют фоновый замер до проведения ГРП (фиг. 3).Then, a geophysical elevator is placed at the wellhead. They equip the lower end of the geophysical cable (not shown in Fig. 1-3) through the tip with equipment for conducting cross-dipole acoustic logging, for example, MPAL brand. The equipment is lowered into the well in the interval of the reservoir 2 and the background measurement is performed by cross-dipole acoustic logging before hydraulic fracturing (Fig. 3).

Далее извлекают геофизический кабель с аппаратурой из скважины 1, отсоединяют наконечник геофизического кабеля от аппаратуры марки MPAL, а затем к наконечнику геофизического кабеля присоединяют прибор плотностного гамма-гамма каротажа, например 2ГГКП-К-84 (на фиг. 1-3 не показан). Затем спускают прибор плотностного гамма-гамма каротажа в интервал продуктивного пласта 2 скважины. Выполняют плотностной каротаж в интервале проведения ГРП. После чего извлекают из скважины геофизический кабель с прибором плотностного гамма-гамма каротажа.Next, the geophysical cable with the equipment is removed from well 1, the tip of the geophysical cable is disconnected from the MPAL equipment, and then a density gamma-ray logging device, for example 2GGKP-K-84, is attached to the tip of the geophysical cable (not shown in Fig. 1-3). Then, the density gamma-gamma-ray logging tool is lowered into the interval of the productive formation 2 of the well. Perform density logging in the interval of hydraulic fracturing. Then a geophysical cable with a density gamma-gamma-ray logging tool is removed from the well.

Сущность плотностного каротажа заключается в определении плотности горной породы пласта в интервале выполнения ГРП с целью повышения эффекта от проведения ГРП и исключения искажения показателей исследования. Выполнение плотностного каротажа повышает достоверность результатов исследования высоты и направления распространения трещины разрыва, полученных с помощью кросс-дипольного акустического каротажа - фонового и основного замеров.The essence of density logging is to determine the density of the formation rock in the interval of hydraulic fracturing in order to increase the effect of hydraulic fracturing and to avoid distortion of research indicators. Performing density logging increases the reliability of the results of studies of the height and direction of propagation of the fracture cracks obtained using cross-dipole acoustic logging - background and main measurements.

По результатам проведения плотностного каротажа при плотности горной породы менее 1650 кг/м3 подбирают облегченный смолопокрытый проппант фракции 20/40 меш с плотностью 1570 кг/м3, если плотность горной породы больше 1650 кг/м3, то подбирают утяжеленный смолопокрытый проппант фракции 16/30 меш с плотностью 1800 кг/м3.Based on the results of density logging at a rock density of less than 1650 kg / m 3, a lightweight resin-coated proppant of a fraction of 20/40 mesh with a density of 1570 kg / m 3 is selected, if the density of the rock is more than 1650 kg / m 3 , then a weighted resin-coated proppant of fraction 16 is selected / 30 mesh with a density of 1800 kg / m 3 .

Это доказано опытном путем и объясняется равномерным распределением соответствующего проппанта по всей высоте трещины в пласте в зависимости от плотности горной породы, где производят ГРП.This is proved experimentally and is explained by the uniform distribution of the corresponding proppant over the entire height of the fracture in the formation, depending on the density of the rock where hydraulic fracturing is performed.

Например, если по результатам плотностного каротажа плотность породы пласта р=1500 кг/м3, тогда подбирают облегченный смолопокрытый проппант фракции 20/40 меш с плотностью 1570 кг/м3.For example, if according to the results of density logging, the density of the formation rock is p = 1500 kg / m 3 , then a lightweight resin coated proppant of a 20/40 mesh fraction with a density of 1570 kg / m 3 is selected.

А если по результатам плотностного каротажа плотность породы пласта р=1750 кг/м3, тогда подбирают утяжеленный смолопокрытый проппант фракции 16/30 меш с плотностью 1800 кг/м3.And if according to the results of density logging, the density of the formation rock is p = 1750 kg / m 3 , then a weighted resin coated proppant of a 16/30 mesh fraction with a density of 1800 kg / m 3 is selected.

Далее проводят многостадийный ГРП любым известным способом, при этом в качестве интенсифицирующей приток жидкости производят закачку сшитого геля с проппантом, а в последней стадии проведения ГРП крепление трещины разрыва осуществляют закачкой сшитого геля с проппантом в зависимости от плотности породы пласта.Next, a multistage hydraulic fracturing is carried out in any known manner, while a crosslinked gel with proppant is injected as an intensifying fluid flow, and in the last stage of hydraulic fracturing, a fracture is fixed by pumping a crosslinked gel with proppant depending on the density of the formation rock.

Для проведения многостадийного ГРП в скважину 1 спускают технологическую колонну труб 7, например колонну НКТ диаметром 89 мм с пакером 8. Сажают пакер выше кровли продуктивного пласта 2, например на 10 м, при этом нижний конец колонны НКТ размещают на расстоянии 5 м выше кровли продуктивного пласта 2. Пакер 8 предназначен для защиты обсадной колонны 4 от воздействия высоких давлений, возникающих в процессе проведения ГРП.To carry out a multi-stage hydraulic fracturing, a technological string of pipes 7 is lowered into a well 1, for example, a tubing string with a diameter of 89 mm and a packer 8. A packer is placed above the roof of the producing formation 2, for example, 10 m, while the lower end of the tubing string is placed at a distance of 5 m above the roof of the productive formation 2. Packer 8 is designed to protect the casing 4 from the effects of high pressures arising during hydraulic fracturing.

Выполняют многостадийный (многоциклический) ГРП с получением трещины разрыва 9. Крепление трещины разрыва осуществляют закачкой сшитого геля с проппантом 10, например фракции 12/20 меш (см. фиг. 1). ГРП выполняют любым известным способом, например, описанным в патентах RU №2522366 или №2473798.A multistage (multicyclic) hydraulic fracturing is performed to produce a fracture crack 9. The fracture crack is fixed by pumping a crosslinked gel with proppant 10, for example, a 12/20 mesh fraction (see Fig. 1). Hydraulic fracturing is carried out in any known manner, for example, described in patents RU No. 2522366 or No. 2473798.

В последней стадии проведения ГРП крепление трещины разрыва осуществляют закачкой сшитого геля со смолопокрытым проппантом 11 с плотностью и фракцией, соответствующей определенной плотности горной породы пласта, как указано выше, при этом перед закачкой смолопокрытый проппант нагревают на устье скважины до температуры 55-60°С.In the last stage of hydraulic fracturing, the fracture is fixed by injection of a crosslinked gel with resin coated proppant 11 with a density and fraction corresponding to a specific rock density of the formation, as described above, while before injection the resin coated proppant is heated at the wellhead to a temperature of 55-60 ° C.

Например, в последней стадии (цикле) проведения ГРП в сшитом геле объемом 4 м3 закачивают утяжеленный смолопокрытый проппант фракции 16/30 меш плотностью 1800 кг/м3 (весом 3000 кг), нагретый на устье скважины до температуры 55-60°С.For example, in the last stage (cycle) of hydraulic fracturing, a heavily resin-coated proppant of a 16/30 mesh fraction with a density of 1800 kg / m 3 (weighing 3000 kg), heated at the wellhead to a temperature of 55-60 ° C, is pumped into a crosslinked gel of 4 m 3 volume.

Готовят гелированную жидкость разрыва - сшитый гель в объеме 5 м3 с добавлением в линейный гель, например, боратного сшивателя или используют любой известный сшитый гель (например, см. главу 3 монографии С.А. Рябоконя «Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин (ОАО НПО «Бурение», 2006. С. 153).A gelled fracturing fluid is prepared — a crosslinked gel in a volume of 5 m 3 with the addition of, for example, a borate crosslinker in a linear gel or any known crosslinked gel is used (for example, see chapter 3 of the monograph by S. A. Ryabokonya “Process fluids for completion and repair of wells ( OJSC NPO Burenie, 2006. P. 153).

Плотность проппанта в трещине ГРП в призабойной зоне, отличающаяся от плотности горной породы пласта, позволяет достичь большего акустического контраста при проведении основного замера кросс-дипольного акустического каротажа, выполняемого после проведения ГРП.The proppant density in the hydraulic fracture in the near-wellbore zone, which differs from the rock density of the formation, allows to achieve greater acoustic contrast during the main measurement of cross-dipole acoustic logging performed after hydraulic fracturing.

Проплаты применяют по ГОСТ Р 51761-2013 Проппанты алюмосиликатные. Технические условия (с Поправкой).Payments are used in accordance with GOST R 51761-2013 Proppants aluminosilicate. Specifications (as amended).

После чего на устье скважины 1 вновь размещают геофизический подъемник. Оснащают нижний конец геофизического кабеля через наконечник аппаратурой для проведения кросс-дипольного акустического каротажа, например марки MPAL. Спускают аппаратуру в скважину в интервал продуктивного пласта 2 и методом кросс-дипольного акустического каротажа производят основной замер после ГРП (фиг. 3).Then at the wellhead 1 again place a geophysical elevator. Equip the lower end of the geophysical cable through the tip with equipment for conducting cross-dipole acoustic logging, for example, MPAL. The equipment is lowered into the well in the interval of the reservoir 2 and the main measurement after hydraulic fracturing is carried out using the cross-dipole acoustic logging method (Fig. 3).

Геофизические исследования с проведением акустического каротажа в скважине 1 до и после проведения ГРП позволяют установить такие параметры, как пористость и проницаемость, трещиноватость пород, и проследить в динамике эффективность ГРП.Geophysical studies with acoustic logging in well 1 before and after hydraulic fracturing can establish parameters such as porosity and permeability, fracturing of rocks, and to monitor the dynamics of hydraulic fracturing performance.

Сопоставлением коэффициента анизотропии (фиг. 3) до и после проведения ГРП определяют высоту Н трещины разрыва 9 (фиг. 1 и 3).By comparing the anisotropy coefficient (Fig. 3) before and after hydraulic fracturing, the height H of the fracture crack 9 is determined (Figs. 1 and 3).

Применение многозондовой аппаратуры кросс-дипольного акустического каротажа MPAL позволяет помимо определения кинематических и динамических параметров основных типов волн по данным кросс-диполей аппаратуры MPAL оценивать величину анизотропии и определять ее направления, что позволяет определить направление максимального напряженного состояния и направление 12 (фиг. 2 и 3) развития трещины разрыва 9 (фиг. 2 и 3).The use of multi-probe MPAL cross-dipole acoustic logging equipment allows, in addition to determining the kinematic and dynamic parameters of the main wave types, using the MPAL cross-dipole data to evaluate the anisotropy and determine its direction, which allows you to determine the direction of the maximum stress state and direction 12 (Fig. 2 and 3 ) the development of a fracture gap 9 (Fig. 2 and 3).

Основным критерием анизотропии служит расщепление поперечной волны на высоко- и низкоскоростные компоненты. Компонента с более высокой скоростью несет основную часть энергии волны и поляризована параллельно направлению преобладающей трещиноватости породы.The main criterion for anisotropy is the splitting of the transverse wave into high- and low-speed components. A component with a higher velocity carries the bulk of the wave energy and is polarized parallel to the direction of the prevailing fracture of the rock.

Медленная и менее интенсивная компонента поляризована перпендикулярно трещиноватости. Масштаб и направление азимутальной анизотропии по поперечным волнам определяют по 4-компонентным кросс-дипольным замерам.The slower and less intense component is polarized perpendicular to the fracture. The scale and direction of azimuthal anisotropy in transverse waves is determined by 4-component cross-dipole measurements.

Азимутальную анизотропию определяют по разнице скоростей поперечных волн, приходящих во взаимно перпендикулярных направлениях.Azimuthal anisotropy is determined by the difference in the velocities of the transverse waves arriving in mutually perpendicular directions.

На фиг. 3 приведены данные двух замеров кросс-дипольной акустикой: фонового - до проведения ГРП и основного замера - после проведения ГРП. По расхождению акустических параметров достоверно фиксируют высоту Н трещины разрыва 9, образовавшейся после ГРП.In FIG. Figure 3 shows the data of two measurements by cross-dipole acoustics: background - before hydraulic fracturing and main measurement - after hydraulic fracturing. The difference in acoustic parameters reliably fix the height H of the fracture gap 9, formed after hydraulic fracturing.

По результатам сопоставления графиков до и после проведения ГРП видно, что в интервале исследований определены упруго-деформационные свойства пластов. В интервале проведения ГРП 1481-1493 м высота трещины разрыва 9 по данным MPAL составила 22,8 м, простирание - север-юг (фиг. 1-3).According to the results of comparing the graphs before and after hydraulic fracturing, it is evident that in the study interval, the elastic-deformation properties of the layers are determined. In the interval of hydraulic fracturing of 1481-1493 m, fracture height 9 of fracture 9 according to MPAL was 22.8 m, and strike-north-south (Figs. 1-3).

Благодаря реализации способа в 3-5 раз увеличивается дебит скважины после ввода ее в эксплуатацию. Это обусловлено тем, что закачанный в процессе ГРП в последней стадии многостадийного ГРП подогретый смолопокрытый проппант с фракцией и плотностью, соответствующими определенным плотностям горной породы, образует прочные связи между зернами проппанта и не выносится из призабойной зоны скважины при последующем освоении или эксплуатации скважины, что исключает осыпание и разрушение породы продуктивного пласта после проведения ГРП. При этом повышается длительность эффекта стабильной нефтеотдачи, т.е. дебит скважин остается стабильным на протяжении не менее 6 месяцев после освоения и ввода скважины в эксплуатацию.Due to the implementation of the method, the well production rate is increased 3-5 times after putting it into operation. This is due to the fact that the heated resin coated proppant pumped during the hydraulic fracturing process in the last stage of multistage hydraulic fracturing with a fraction and density corresponding to specific rock densities forms strong bonds between the proppant grains and is not removed from the bottom hole zone during subsequent development or operation of the well, which excludes shedding and rock destruction of the reservoir after hydraulic fracturing. This increases the duration of the effect of stable oil recovery, i.e. well flow rate remains stable for at least 6 months after development and commissioning of the well.

Повышается надежность реализации способа в слабосцементированных породах продуктивного пласта, связанная с качественным креплением призабойной зоны пласта, обусловленная тем, что крепящий трещину ГРП смолопокрытый проппант (плотность и фракция), закачиваемый на сшитом геле, подбирают исходя из плотности горной породы в интервале проведения ГРП, как указано выше. Смолопокрытые проплаты - это проппанты, покрытые полимерной смолой, которые после проведения гидроразрыва полимеризуются. Проппанты, слипаясь, создают монолитный каркас с сохранением около 40% по объему сквозных каналов, сквозь которые нефть поступает в скважину и выдавливается на поверхность без захвата проппанта.The reliability of the implementation of the method in poorly cemented rocks of the productive formation increases, associated with high-quality fastening of the bottomhole formation zone, due to the fact that the tar-coated proppant (density and fraction) injected on a cross-linked gel is selected based on rock density in the interval of hydraulic fracturing, indicated above. Resin-coated proplants are proppants coated with polymer resin that polymerize after fracturing. The proppants, sticking together, create a monolithic skeleton with a conservation of about 40% by volume of the through channels through which oil enters the well and is squeezed to the surface without trapping proppant.

Повышается качество показателей исследования высоты и направления распространения трещины разрыва, полученных с помощью кросс-дипольного акустического каротажа - фонового и основного замеров в призабойной зоне слабосцементированных горных пород, при этом достоверность результатов исследований достигает 90-95%. Выполнение геофизических исследований методом кросс-дипольного акустического каротажа: (фонового - до проведения ГРП и основного замеров - после проведения ГРП по направлению азимутальной анизотропии и изменению коэффициента анизотропии соответственно) позволяет определить, как направление закрепленной трещины относительно оси скважины, так и высоту закрепленной трещины в продуктивном пласте, вследствие чего процесс проведения ГРП является более информативным.The quality of indicators for investigating the height and direction of propagation of a fracture crack obtained using cross-dipole acoustic logging — background and main measurements in the near-well zone of weakly cemented rocks — improves, while the reliability of the research results reaches 90-95%. Performing geophysical studies using the cross-dipole acoustic logging method: (background - before hydraulic fracturing and main measurements - after hydraulic fracturing in the direction of azimuthal anisotropy and a change in the anisotropy coefficient, respectively) allows us to determine both the direction of the fixed crack relative to the axis of the well and the height of the fixed crack in productive formation, as a result of which the process of hydraulic fracturing is more informative.

Владение информацией о высоте и направлении распространения трещины разрыва, полученной в процессе ГРП на данной скважине, позволяет учитывать это при строительстве других скважин, что в целом повышает эффективность разработки продуктивного пласта.Possession of information about the height and direction of propagation of a fracture fracture obtained during hydraulic fracturing in a given well allows this to be taken into account during the construction of other wells, which generally increases the efficiency of development of a productive formation.

Выполнение плотностного каротажа с закачкой подобранного в соответствии с плотностью горной породы проппанта в последней стадии ГРП в 2-3 раза увеличивает расхождение акустических параметров фонового и основного замеров, получаемых методом кросс-дипольного акустического каротажа, при этом достоверно фиксируется высота Н трещины разрыва 9, образовавшейся после ГРП, и ее направление, что в целом позволяет увеличить эффективность применения технологии ГРП, что позволяет повысить качество исследования и достоверность результатов исследования, т.е. основного замера кросс-дипольного акустического каротажа, выполняемого после проведения ГРП. Предлагаемый способ позволяет:Performing density logging with injection of proppant selected in accordance with the rock density in the last stage of hydraulic fracturing increases the difference between the acoustic parameters of the background and main measurements obtained by the cross-dipole acoustic logging method 2-3 times, and the height H of the fracture crack 9, which is formed after hydraulic fracturing, and its direction, which in general allows increasing the efficiency of hydraulic fracturing technology, which improves the quality of research and the reliability of research results vania, i.e. main measurement of cross-dipole acoustic logging performed after hydraulic fracturing. The proposed method allows you to:

- повысить достоверность результатов исследования высоты и направления распространения трещины разрыва пласта;- increase the reliability of the results of studies of the height and direction of propagation of a fracture fracture;

- повысить эффективность способа;- increase the efficiency of the method;

- повысить продуктивность скважины, сложенной из слабоцементированных горных пород после ввода ее в эксплуатацию.- increase the productivity of the well, composed of poorly cemented rocks after putting it into operation.

Claims (3)

1. Способ исследования высоты и направления трещины разрыва пласта, включающий бурение скважины с вскрытием продуктивного пласта и зумпфом, крепление обсадной колонны скважины цементированием заколонного пространства от устья до забоя скважины, перфорацию продуктивного пласта и проведение акустической цементометрии, выполнение фонового замера в интервале продуктивного пласта методом кросс-дипольного акустического каротажа, проведение гидравлического разрыва пласта – ГРП спуском колонны насосно-компрессорных труб с пакером с получением трещины разрыва и креплением её проппантом, выполнение основного замера в интервале продуктивного пласта методом кросс-дипольного акустического каротажа, определение высоты трещины разрыва и её направление по азимуту по результатам фонового и основного замеров, отличающийся тем, что между выполнением фонового замера в интервале продуктивного пласта методом кросс-дипольного акустического каротажа и проведением ГРП дополнительно выполняют плотностной каротаж в интервале проведения ГРП и определяют плотность горной породы пластов в интервале проведения ГРП, затем проводят многостадийный ГРП с установкой нижнего конца колонны труб на расстоянии 5 м выше кровли пласта, при этом в последней стадии проведения ГРП крепление трещины разрыва осуществляют закачкой сшитого геля с облегчённым смолопокрытым проппантом фракции 20/40 меш с плотностью 1570 кг/м3 при плотности горной породы менее 1650 кг/м3, или утяжелённым смолопокрытым проппантом фракции 16/30 меш с плотностью 1800 кг/м3 при плотности горной породы больше 1650 кг/м3, причём перед закачкой смолопокрытый проппант нагревают на устье скважины до температуры 55–60°С.1. A method for investigating the height and direction of a fracture, including drilling a well with opening the reservoir and a sump, attaching the casing of the well by cementing the annulus from the wellhead to the bottom of the well, perforating the reservoir and performing acoustic cementometry, performing background measurement in the interval of the reservoir using the method cross-dipole acoustic logging, hydraulic fracturing - hydraulic fracturing by lowering the tubing string with a packer from the floor HAND crack fracture proppant and its fastening, performing the basic measurement interval in the producing formation by the cross-dipole acoustic logging, the determination of fracture height and fracture azimuth its direction by the results of the background and the main measurement, wherein that between the background measurement in the interval of the reservoir using the method of cross-dipole acoustic logging and hydraulic fracturing, density logging is additionally performed in the interval of hydraulic fracturing and the rock density is determined in the interval of hydraulic fracturing, then multi-stage hydraulic fracturing is carried out with the lower end of the pipe string being installed at a distance of 5 m above the top of the formation, while in the last stage of hydraulic fracturing, the fracture is fixed by pumping a cross-linked gel with a lightweight resin coated proppant TRAC 20/40 mesh density of 1570 kg / m3 with a rock density of less than 1650 kg / m3, or weighted resin coated proppant fraction 16/30 mesh with a density of 1800 kg / m3 with a rock density of more than 1650 kg / m3moreover, before injection the resin coated proppant is heated at the wellhead to a temperature of 55-60 ° C. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что скважину бурят с вскрытием продуктивного пласта и зумпфом глубиной больше 10 м.2. The method according to p. 1, characterized in that that a well is being drilled with an opening of the reservoir and a sump with a depth of more than 10 m. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что акустическую цементометрию проводят на 10 м выше кровли продуктивного пласта и на 10 м ниже подошвы продуктивного пласта.3. The method according to p. 1, characterized in that acoustic cementometry is carried out 10 m above the top of the reservoir and 10 m below the bottom of the reservoir.
RU2019114505A 2019-05-14 2019-05-14 Method for investigation of height and direction of formation fracturing RU2713285C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019114505A RU2713285C1 (en) 2019-05-14 2019-05-14 Method for investigation of height and direction of formation fracturing

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019114505A RU2713285C1 (en) 2019-05-14 2019-05-14 Method for investigation of height and direction of formation fracturing

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2713285C1 true RU2713285C1 (en) 2020-02-04

Family

ID=69625235

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019114505A RU2713285C1 (en) 2019-05-14 2019-05-14 Method for investigation of height and direction of formation fracturing

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2713285C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2000042449A1 (en) * 1999-01-15 2000-07-20 Baker Hughes Incorporated Formation stress identification and estimation using borehole monopole and cross-dipole acoustic measurements
US20110125471A1 (en) * 2009-11-25 2011-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Probabilistic Earth Model for Subterranean Fracture Simulation
RU2483210C2 (en) * 2008-11-11 2013-05-27 Моументив Спешелти Кемикалс Инк. Method for determining geometry of underground formation fracture (versions), and simulation method of geometrical parameters of underground formation fracture
RU2575947C2 (en) * 2011-11-04 2016-02-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Simulation of interaction between frac job fractures in system of complex fractures
RU2651719C1 (en) * 2014-06-05 2018-04-23 Геоквест Системз Б.В. Method of improved planning of the height of a hydraulic fracturing crack in a layered rock of underground formation
RU2652394C2 (en) * 2013-06-24 2018-04-26 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Fracture evaluation through cased boreholes

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2000042449A1 (en) * 1999-01-15 2000-07-20 Baker Hughes Incorporated Formation stress identification and estimation using borehole monopole and cross-dipole acoustic measurements
RU2483210C2 (en) * 2008-11-11 2013-05-27 Моументив Спешелти Кемикалс Инк. Method for determining geometry of underground formation fracture (versions), and simulation method of geometrical parameters of underground formation fracture
US20110125471A1 (en) * 2009-11-25 2011-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Probabilistic Earth Model for Subterranean Fracture Simulation
RU2575947C2 (en) * 2011-11-04 2016-02-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Simulation of interaction between frac job fractures in system of complex fractures
RU2652394C2 (en) * 2013-06-24 2018-04-26 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Fracture evaluation through cased boreholes
RU2651719C1 (en) * 2014-06-05 2018-04-23 Геоквест Системз Б.В. Method of improved planning of the height of a hydraulic fracturing crack in a layered rock of underground formation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8838427B2 (en) Method for determining the closure pressure of a hydraulic fracture
RU2291955C1 (en) Method for extraction of oil deposit
Archer et al. A log based analysis to estimate mechanical properties and in-situ stresses in a shale gas well in North Perth Basin
CN109359376B (en) Method for judging and identifying expansion of hydraulic fracturing fracture on natural fracture interface of shale reservoir
CN108518218B (en) Unconventional oil and gas reservoir multi-section fracturing horizontal well single well dynamic reserve determination method
US10677047B2 (en) Advanced perforation modeling
US11725507B2 (en) Generating tube waves within a wellbore using an electrohydraulic discharge source
Cipolla et al. Practical application of in-situ stress profiles
RU2515651C1 (en) Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
Zheng et al. Practice of high-intensity volume fracturing in the Shaximiao Formation tight sandstone gas reservoirs of the Qiulin Block, central Sichuan Basin
RU2357073C2 (en) Method of development of mineral deposits extracted through wells
Al-Nakhli et al. Novel methodology to reduce the strength of high stress-tight gas reservoirs using thermochemical
Liu et al. Predicting sand production rate in high-pressure, high-temperature wells in the Tarim Basin
US11560792B2 (en) Assessing wellbore characteristics using high frequency tube waves
Mohammadian et al. Application of underbalanced tubing conveyed perforation in horizontal wells: a case study of perforation optimization in a giant oil field in Southwest Iran
US5492175A (en) Method for determining closure of a hydraulically induced in-situ fracture
US11753919B2 (en) Method to improve hydraulic fracturing in the near wellbore region
Lietard et al. Hydraulic Fracturing of Horizontal Wells: An Update of Design and Execution Guidelines
RU2713285C1 (en) Method for investigation of height and direction of formation fracturing
US20140262239A1 (en) Preparing a Wellbore for Improved Recovery
CN115951422A (en) Method for constructing natural fracture leakage pressure model
RU2627345C1 (en) Development method of high-viscosity oil or bitumen deposit with application of hydraulic fracture
Tiancheng et al. Laboratory study of hydraulic fracturing in cyclic injection
Khan et al. Geomechanical Implications on Unconventional Reservoir Fracturing in Saudi Arabia
CN114647913A (en) Maximum level principal ground stress acquisition method based on Mohr-Coulomb criterion