RU2769492C1 - Method of determining dimensions and spatial location of hydraulic fracturing based on geological and field data - Google Patents
Method of determining dimensions and spatial location of hydraulic fracturing based on geological and field data Download PDFInfo
- Publication number
- RU2769492C1 RU2769492C1 RU2021102981A RU2021102981A RU2769492C1 RU 2769492 C1 RU2769492 C1 RU 2769492C1 RU 2021102981 A RU2021102981 A RU 2021102981A RU 2021102981 A RU2021102981 A RU 2021102981A RU 2769492 C1 RU2769492 C1 RU 2769492C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- fracture
- well
- hydraulic
- spatial location
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 36
- 238000010219 correlation analysis Methods 0.000 claims description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 51
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 50
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 7
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 5
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 4
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000031264 response to gamma radiation Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оценки параметров гидроразрыва пласта, в частности для определения размеров трещины гидравлического разрыва пласта (ГРП) и ее пространственного расположения.The invention relates to oil production and can be used to assess the parameters of hydraulic fracturing, in particular to determine the size of a hydraulic fracture (HF) and its spatial location.
В настоящее время существует достаточно много технологий и методик по определению образовавшихся трещин.Currently, there are quite a lot of technologies and methods for determining the formed cracks.
Наиболее распространенными являются способы пассивной сейсморазведки. Эти способы оценивают параметры трещины, опираясь, главным образом, на регистрацию и последующую локализацию микросейсмических событий, порождаемых непосредственно самим процессом трещинообразования.The most common methods are passive seismic surveys. These methods estimate the parameters of the fracture, based mainly on the registration and subsequent localization of microseismic events generated directly by the process of fracturing.
В силу неопределенности, являющейся следствием того, что невозможно достаточно точно локализовать ширину разрыва, измерения в таких способах и их последующая интерпретация носят оценочный характер. Кроме того, из-за низких амплитуд излучения или больших затуханий регистрируемый сигнал при измерениях может оказаться низким даже по сравнению с уровнем шума.Due to the uncertainty resulting from the fact that it is impossible to accurately localize the width of the gap, measurements in such methods and their subsequent interpretation are estimated. In addition, due to low radiation amplitudes or large attenuations, the recorded signal during measurements may turn out to be low even in comparison with the noise level.
Также серьезным ограничением на использование пассивной сейсморазведки является необходимость наличия второй скважины, в которой и осуществляется процедура ГРП, расположенной в непосредственной близости от первой.Also, a serious limitation on the use of passive seismic is the need for a second well, in which the hydraulic fracturing procedure is carried out, located in close proximity to the first one.
Известны сейсмические исследования ГРП при помощи активного сейсмического источника, обеспечивающие более высокую, по сравнению с методами пассивной сейсморазведки, амплитуду регистрируемого полезного сигнала.Known seismic studies of hydraulic fracturing using an active seismic source, providing a higher, compared with the methods of passive seismic, the amplitude of the recorded useful signal.
Так, известен способ определения геометрических характеристик трещины ГРП (Патент RU № 2461026, МПК Е21В 47/14), в соответствии с которым:Thus, a method for determining the geometric characteristics of a hydraulic fracture is known (Patent RU No. 2461026, IPC E21V 47/14), according to which:
- до осуществления ГРП проводят предварительные сейсмические изыскания, представляющие собой возбуждение сейсмического сигнала, по меньшей мере, одним сейсмоисточником и регистрацию отраженных и преломленных сейсмических сигналов по меньшей мере одним сейсмоприемником;- prior to hydraulic fracturing, preliminary seismic surveys are carried out, which are the excitation of a seismic signal by at least one seismic source and the registration of reflected and refracted seismic signals by at least one seismic receiver;
- создают скоростную модель путем комбинирования результатов предварительных сейсмических изысканий и дополнительной геологической информации;- create a velocity model by combining the results of preliminary seismic surveys and additional geological information;
- оценивают сейсмические характеристики исследуемой геологической области;- evaluate the seismic characteristics of the studied geological area;
- на основе скоростной модели выявляют, по меньшей мере, один мощный и плоский литологический отражатель, расположенный ниже планируемой трещины;- based on the velocity model, at least one powerful and flat lithological reflector located below the planned fracture is identified;
- создают численную модель распространения упругих волн в пласте с трещиной, обладающей заданными свойствами, - оптимизируют расположение сейсмических источников и приемников и их свойства на основе численной модели с учетом глубины выявленного литологического отражателя, геометрии и расположения планируемой трещины;- create a numerical model of the propagation of elastic waves in a reservoir with a crack with specified properties, - optimize the location of seismic sources and receivers and their properties based on the numerical model, taking into account the depth of the identified lithological reflector, the geometry and location of the planned crack;
- осуществляют ГРП;- carry out hydraulic fracturing;
- проводят сейсмические изыскания после формирования трещины ГРП, когда трещина поддерживается в открытом состоянии и находится под давлением, и определяют размеры и форму трещины ГРП на основе сравнения зарегистрированных до и после ГРП отраженных и преломленных сейсмических сигналов посредством решения обратной задачи с использованием созданной численной модели.- conduct seismic surveys after the formation of a hydraulic fracture, when the fracture is maintained in an open state and under pressure, and determine the size and shape of the hydraulic fracture based on a comparison of the reflected and refracted seismic signals recorded before and after hydraulic fracturing by solving an inverse problem using the created numerical model.
Недостатками данного способа являются невозможность получение информации о формировании трещины и ее геометрии непосредственно в процессе развития, т.е. в режиме реального времени при ГРП, а также невозможность получения информации о ширине раскрытия трещины. Кроме того, применение данного способа возможно не во всех типах геологических формаций (не работает в условиях сильно неоднородного акустического импеданса), и требует задействование соседних скважин на близком расстоянии от целевой скважины, или на дневной поверхности, что не всегда возможно.The disadvantages of this method are the impossibility of obtaining information about the formation of a crack and its geometry directly in the process of development, i.e. in real time during hydraulic fracturing, as well as the impossibility of obtaining information about the width of the fracture opening. In addition, the application of this method is not possible in all types of geological formations (does not work in conditions of highly inhomogeneous acoustic impedance), and requires the use of offset wells at a close distance from the target well, or on the day surface, which is not always possible.
Известен способ контроля развития трещины ГРП и ее геометрии (Патент RU № 2374438, МПК Е21В 43/26), включающий использование, по меньшей мере, одной скважины, нагнетание в ствол одной из скважин жидкости гидроразрыва под давлением, причем в качестве жидкости гидроразрыва используют жидкость с высокой проводимостью электрического тока в отношении к пласту как слабо проводящему электрический ток, приложение в процессе ГРП электрического напряжения к жидкости гидроразрыва посредством двух электродов, один из которых находится в контакте с жидкостью гидроразрыва, а другой - заземлен, и определение геометрии трещины по данным системы датчиков, причем к жидкости гидроразрыва прикладывают серию импульсов напряжения, и заземленный электрод установлен на расстоянии от электрода, находящегося в контакте с жидкостью гидроразрыва, достаточном, чтобы избежать электрической разрядки системы «жидкость гидроразрыва - заземленный электрод» в первые моменты времени после поступления импульса напряжения от скважины на стадии, соответствующей окончанию зарядки жидкости гидроразрыва, по меньшей мере, в одной скважине измеряют параметры электромагнитного поля и/или акустических сигналов, возникающих в результате приложения импульсов напряжения к жидкости гидроразрыва, и дополнительно определяют координаты наконечника трещины.A known method for controlling the development of a hydraulic fracture and its geometry (Patent RU No. 2374438, IPC E21B 43/26), including the use of at least one well, the injection of a hydraulic fracturing fluid under pressure into the wellbore of one of the wells, and the fluid is used as the hydraulic fracturing fluid with high conductivity of electric current in relation to the formation as a weakly conductive electric current, application of electric voltage to the hydraulic fracturing fluid during hydraulic fracturing by means of two electrodes, one of which is in contact with the hydraulic fracturing fluid, and the other is grounded, and determining the geometry of the fracture according to the system sensors, moreover, a series of voltage pulses is applied to the fracturing fluid, and the grounded electrode is installed at a distance from the electrode in contact with the fracturing fluid, sufficient to avoid electrical discharge of the "fracturing fluid - grounded electrode" system in the first moments of time after the voltage pulse arrives from the well at the stage corresponding to the end of the charging of the fracturing fluid, at least in one well, the parameters of the electromagnetic field and/or acoustic signals resulting from the application of voltage pulses to the fracturing fluid are measured, and the coordinates of the fracture tip are additionally determined.
Известный способ позволяет определять азимут и длину трещины в реальном времени без необходимости задействования соседних скважин, а его использование возможно на различных типах ландшафта местности.The known method makes it possible to determine the azimuth and length of a fracture in real time without the need to involve neighboring wells, and its use is possible on various types of terrain.
К недостаткам данного способа можно отнести невозможность определения ширины трещины, ограничения на тип геологической формации и тип жидкости, заполняющей скважину.The disadvantages of this method include the impossibility of determining the width of the fracture, restrictions on the type of geological formation and the type of fluid filling the well.
Известен способ определения размеров трещины ГРП (Патент RU № 2324810, МПК. Е21В 43/26), включающий создание в околоскважинной зоне трещины ГРП, при котором часть жидкости гидроразрыва проникает через поверхность трещины в пласт, образуя зону фильтрата вокруг трещины, и последующее определение длины и ширины трещины ГРП на основе измерения жидкости гидроразрыва, причем предварительно проводят 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 ГРП, 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.A known method for determining the size of a hydraulic fracture (Patent RU No. 2324810, IPC. E21V 43/26), including the creation of a hydraulic fracture in the near-wellbore zone, in which part of the hydraulic fracturing fluid penetrates through the surface of the fracture into the formation, forming a filtrate zone around the fracture, and subsequent determination of the length and hydraulic fracture width based on the measurement of the hydraulic fracturing fluid, and preliminary numerical simulation of the displacement of the hydraulic fracturing fluid from the fracture and from the filtrate zone by the reservoir fluid is carried out for the given reservoir parameters, hydraulic fracturing data and the expected fracture sizes to calculate the change in the content of the fracture fluid in the total production during the start-up of the well into operation after hydraulic fracturing, during the start-up of the well during the entire period of pumping out the hydraulic fracturing fluid, periodic sampling of the produced fluid from the wellhead is carried out, the content of the hydraulic fracturing fluid is measured in the selected samples, and then the measurement results are compared with the calculations of the numerical simulation and the length of the crack are determined by the best agreement between the results of measurements and model calculations.
Преимуществами способа являются определение длины трещины без необходимости задействования соседних скважин, отсутствие ограничений на тип геологической формации, ландшафт местности или тип жидкости, заполняющей скважину.The advantages of the method are the determination of the fracture length without the need to involve adjacent wells, the absence of restrictions on the type of geological formation, the terrain or the type of fluid filling the well.
К недостаткам данного способа можно отнести невозможность определения азимута, глубины, высоты (интервал раскрытия) и ширины раскрытия трещины. Кроме того, данный способ не позволяет наблюдать за развитием трещины в реальном времени.The disadvantages of this method include the impossibility of determining the azimuth, depth, height (opening interval) and the width of the crack opening. In addition, this method does not allow real-time monitoring of crack development.
Известен способ определения геометрии трещины подземного пласта (варианты) (Патент RU № 2483210, МПК Е21В 43/26), включающий измерение гамма-излучения, испускаемого трещиной, вычитание фонового излучения из измеренного гамма-излучения для получения измерения пиковой энергии, сравнение упомянутого измерения пиковой энергии с моделью транспортного-спектрометрического отклика на гамма-излучение, и определяют геометрию упомянутой трещины пласта в соответствии со значениями, связанными с упомянутой моделью отклика, а именно - высоту (интервал раскрытия) и ширину раскрытия трещины.A known method for determining the geometry of a fracture in an underground formation (options) (Patent RU No. 2483210, IPC E21V 43/26), including measuring the gamma radiation emitted by the crack, subtracting the background radiation from the measured gamma radiation to obtain a measurement of peak energy, comparing the mentioned measurement of peak energy with the model of the transport-spectrometric response to gamma radiation, and determine the geometry of said formation fracture in accordance with the values associated with the mentioned response model, namely, the height (opening interval) and the width of the crack opening.
Преимуществами способа являются определение высоты (интервала раскрытия) и ширины раскрытия трещины в реальном времени без необходимости задействования соседних скважин, отсутствие ограничений на ландшафт местности.The advantages of the method are the determination of the height (opening interval) and the width of the crack opening in real time without the need to use neighboring wells, and the absence of restrictions on the terrain.
К недостаткам данного способа можно отнести невозможность определения азимута трещины, и ограничения на тип геологической формации или тип жидкости, заполняющей скважину.The disadvantages of this method include the impossibility of determining the azimuth of the fracture, and restrictions on the type of geological formation or the type of fluid filling the well.
Известен способ контроля геометрии трещины ГРП «наземная наклонометрия» (Патент US JY°4353244, МПК Е21В 49/00, Е21В 43/26), включающий расстановку наклономеров на небольших глубинах на фиксированных расстояниях вокруг нагнетательной скважины, причем расстояние установки зависит от глубины обработки и ожидаемых размеров трещины, далее массив поверхностных наклономеров измеряет градиент смещения и предоставляет карту деформации земной поверхности над трещиной, и после анализ данных деформаций обеспечивает определение азимута, глубины и общего объема трещины.There is a known method for controlling the geometry of a hydraulic fracturing fracture "ground tiltmetry" (Patent US JY ° 4353244, IPC E21B 49/00, E21B 43/26), including the placement of tiltmeters at shallow depths at fixed distances around the injection well, and the installation distance depends on the depth of treatment and expected fracture dimensions, then an array of surface tiltmeters measures the displacement gradient and provides a deformation map of the earth's surface above the fracture, and after analysis of these deformations provides a determination of the azimuth, depth and total volume of the fracture.
Преимуществами способа являются возможность определения азимута, глубины и полного объема трещины в реальном времени, без необходимости задействования соседних скважин, не накладывает ограничения на тип геологической формации или тип жидкости, заполняющей скважину.The advantages of the method are the ability to determine the azimuth, depth and full volume of the fracture in real time, without the need to involve offset wells, does not impose restrictions on the type of geological formation or the type of fluid filling the well.
К недостаткам данного способа можно отнести большую неопределенность в полученных параметрах трещины, невозможность определения высоты (интервал раскрытия) и ширину раскрытия трещины, а также накладывает ограничения на ландшафт местности.The disadvantages of this method include a large uncertainty in the obtained crack parameters, the impossibility of determining the height (opening interval) and the width of the crack opening, and also imposes restrictions on the terrain.
Известен способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва (а.с. № 1629521, МПК Е21В 47/10), включающий возбуждение вблизи устья скважины поперечной сейсмической волны, после проведения гидроразрыва измерение расположенными на поверхности земли приемниками амплитуд волнового поля, по которым определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва. Дополнительно возбуждают поперечную волну до проведения гидроразрыва, ориентируют приемники вдоль линии поляризации возбуждаемой волны и измеряют амплитуду волнового поля. Изменяют направление поляризации на угол α, повторяют возбуждение волны и измерение амплитуды волнового поля n раз до момента n⋅α>180°, а пространственную ориентацию трещины гидроразрыва определяют по величине разности амплитуд, измеренных при одинаковом направлении поляризации волны, возбужденной до и после гидроразрыва. Данный способ принят за прототип.A known method for determining the spatial orientation of a hydraulic fracture (AS No. 1629521, IPC E21V 47/10), including excitation near the wellhead of a transverse seismic wave, after hydraulic fracturing, measurement of wave field amplitudes located on the earth's surface by receivers, which determine the spatial orientation of the crack fracturing. Additionally, a transverse wave is excited prior to hydraulic fracturing, receivers are oriented along the polarization line of the excited wave, and the amplitude of the wave field is measured. The polarization direction is changed by the angle α, the wave excitation and the wave field amplitude measurement are repeated n times until the moment n⋅α>180°, and the spatial orientation of the hydraulic fracture is determined by the magnitude of the amplitude difference measured at the same polarization direction of the wave excited before and after the hydraulic fracturing. This method is taken as a prototype.
Недостатки известного способа принятого за прототип:The disadvantages of the known method taken as a prototype:
- во-первых, сложность реализации способа, связанная с возбуждением вблизи устья скважины поперечной сейсмической волны, а также дополнительной одновременно с регистрацией колебаний в соседней скважине регистрацией колебаний в точках приема, расположенных в приповерхностной зоне;- firstly, the complexity of the implementation of the method associated with the excitation of a transverse seismic wave near the wellhead, as well as additional registration of oscillations simultaneously with the registration of oscillations in an adjacent well at reception points located in the near-surface zone;
- во-вторых, низкая надежность определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва, так как приемники амплитуд волнового поля, по которым определяют пространственную ориентацию трещины, расположены на поверхности земли и могут иметь нечеткий сигнал, особенно в скважинах с глубиной до 2000 м, в связи с чем определить направление ориентации трещины будет невозможно;- secondly, the low reliability of determining the spatial orientation of the hydraulic fracture, since the receivers of the wave field amplitudes, which determine the spatial orientation of the fracture, are located on the earth's surface and may have a fuzzy signal, especially in wells with a depth of up to 2000 m, and therefore it will be impossible to determine the direction of crack orientation;
- в-третьих, низкая точность и эффективность способа, обусловленная тем, что направление пространственной ориентации трещины гидроразрыва определяют расчетным путем по величине разности амплитуд, измеренных при одинаковом направлении поляризации волны, возбужденной до и после гидроразрыва, причем ошибка в расчете может указать иное направление пространственной ориентации трещины гидроразрыва, чем то направление, в котором она сориентирована в действительности;- thirdly, the low accuracy and efficiency of the method, due to the fact that the direction of the spatial orientation of the hydraulic fracture is determined by calculation by the magnitude of the difference in the amplitudes measured at the same polarization direction of the wave excited before and after the hydraulic fracturing, and an error in the calculation may indicate a different direction of the spatial fracture orientation than the direction in which it is actually oriented;
- в-четвертых, продолжительность технологического процесса, связанная с многократными повторениями возбуждения волны и измерения амплитуды волнового поля n раз до момента n⋅α>180°, что увеличивает трудозатраты на реализацию способа.- fourthly, the duration of the technological process associated with multiple repetitions of wave excitation and measurement of the wave field amplitude n times up to the moment n⋅α>180°, which increases the labor costs for the implementation of the method.
Задачей настоящего изобретения является повышение точности и достоверности определения геометрических параметров трещины и ее пространственного расположения на основе комплексной обработки геолого-промысловых данных.The objective of the present invention is to improve the accuracy and reliability of determining the geometric parameters of the fracture and its spatial location based on the integrated processing of geological and field data.
Техническим результатом изобретения является возможность определения пространственного расположения трещины ГРП и ее геометрических параметров по геолого-промысловым данным, без привлечения дорогостоящих микросейсмических исследований.The technical result of the invention is the ability to determine the spatial location of the hydraulic fracture and its geometric parameters from geological and field data, without involving expensive microseismic studies.
Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в известном способе определения размеров и пространственного расположения трещины гидравлического разрыва пласта по геолого-промысловым данным, согласно изобретению определяют размеры трещины гидравлического разрыва пласта по данным интерпретации материалов гидродинамических исследований скважин при неустановившихся режимах методом восстановления давления, а пространственное расположение трещины путем сравнительного для периодов до и после гидравлического разрыва пласта корреляционного анализа между среднемесячными дебитами жидкости скважин в пределах элемента системы разработки, в котором расположена скважина - объект гидроразрыва.The specified technical result in the implementation of the invention is achieved by the fact that in a known method for determining the size and spatial location of a hydraulic fracturing crack according to geological and field data, according to the invention, the dimensions of a hydraulic fracturing crack are determined according to the interpretation of materials from hydrodynamic studies of wells under unsteady conditions by the method of pressure recovery, and the spatial location of the fracture by comparing the periods before and after hydraulic fracturing of the correlation analysis between the average monthly well fluid flow rates within the development system element in which the well is located - the hydraulic fracturing object.
Гидродинамические исследования скважин методом восстановления давления позволяют получать большой объем информации о фильтрационных параметрах пластовой системы в зоне дренирования исследуемой скважины. Применение при обработке кривой восстановления давления программного продукта KAPPA Workstation (модуль Saphir), либо программ - аналогов, в которых реализованы подобные алгоритмы, позволит:Hydrodynamic studies of wells by the method of pressure recovery make it possible to obtain a large amount of information about the filtration parameters of the reservoir system in the drainage zone of the studied well. The use of the KAPPA Workstation software product (Saphir module) or analogue programs in which such algorithms are implemented when processing the pressure recovery curve will allow:
• диагностировать наличие в зоне дренирования пласта трещины (трещин) гидроразрыва;• to diagnose the presence of a hydraulic fracture (fractures) in the drainage zone of the formation;
• вычислять их геометрические размеры: полудлину и раскрытость.• calculate their geometric dimensions: half-length and opening.
Очевидно, данный подход может быть реализован только в том случае, если на скважине после гидроразрыва, в период действующего эффекта, проведены гидродинамические исследования при неустановившихся режимах (методом восстановления давления).Obviously, this approach can be implemented only if the well after hydraulic fracturing, during the period of the active effect, has undergone hydrodynamic studies under unsteady conditions (by the method of pressure recovery).
Направление трещины ГРП предлагается оценивать при анализе изменения в поведении элемента системы разработки, в котором расположена скважина - объект гидроразрыва, исходя из следующих предположений. По сути, трещина является весьма высокопроводящим каналом фильтрации, и ее образование, очевидно, должно привести к значительному увеличению проницаемости коллектора в зоне трещинообразования. Увеличение проницаемости, в свою очередь, должно привести к повышению взаимного влияния между скважиной - объектом ГРП и скважиной, расположенной в зоне пласта, соответствующей направлению трещинообразования. Таким образом, сопоставление параметров, характеризующих взаимодействие между скважинами до и после проведения гидроразрыва пласта, приводит к определению вероятного направления образовавшейся трещины.It is proposed to evaluate the direction of the hydraulic fracture when analyzing changes in the behavior of the development system element in which the well is located - the hydraulic fracturing object, based on the following assumptions. In fact, a fracture is a very highly conductive filtration channel, and its formation, obviously, should lead to a significant increase in the reservoir permeability in the zone of fracture formation. An increase in permeability, in turn, should lead to an increase in the mutual influence between the well - the hydraulic fracturing object and the well located in the formation zone corresponding to the direction of fracturing. Thus, a comparison of the parameters characterizing the interaction between wells before and after hydraulic fracturing leads to the determination of the probable direction of the formed fracture.
Явление взаимодействия между скважинами, или интерференция, проявляется в изменении показателей эксплуатации одной скважины в результате изменения режима работы другой. Основным показателем эксплуатации скважины, который на практике регистрируется с достаточной частотой и качеством, является дебит жидкости. В этой связи одним из распространенных способов оценки взаимодействия между скважинами является корреляция их дебитов.The phenomenon of interaction between wells, or interference, is manifested in a change in the performance of one well as a result of a change in the operating mode of another. The main indicator of well operation, which in practice is recorded with sufficient frequency and quality, is the fluid flow rate. In this regard, one of the common ways to assess the interaction between wells is the correlation of their production rates.
При вычислении коэффициента корреляции между дебитами скважин важно учитывать так называемое время отклика - временной интервал, в течение которого одна скважина отреагирует на изменение режима другой. Данный параметр предлагается оценивать по известной в подземной гидромеханике формуле:When calculating the correlation coefficient between well flow rates, it is important to take into account the so-called response time - the time interval during which one well will respond to a change in the regime of another. This parameter is proposed to be estimated according to the formula known in underground hydromechanics:
где R - расстояние между скважинами, м; α - межскважинная пьезопроводность, м2/с.where R - distance between wells, m; α - interwell piezoconductivity, m 2 / s.
Таким образом, для оценки вероятного направления развития трещины предлагается выполнять сравнительный для периодов до и после ГРП корреляционный анализ между среднемесячными дебитами жидкости скважин в пределах элемента системы разработки, в котором расположена скважина - объект воздействия.Thus, in order to assess the likely direction of fracture development, it is proposed to perform a comparative analysis for the periods before and after hydraulic fracturing between the average monthly well fluid flow rates within the development system element in which the well is located - the target.
Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1-7.The proposed method is illustrated in the drawings shown in Fig. 1-7.
На фиг. 1 - схема элемента системы разработки Шершневского месторождения, в котором размещена скважина 221.In FIG. 1 is a diagram of an element of the Shershnevskoye field development system, in which well 221 is located.
На фиг. 2 - результаты интерпретации данных гидродинамических исследований в программе KAPPA Workstation.In FIG. 2 - results of hydrodynamic studies data interpretation in the KAPPA Workstation program.
На фиг. 3 - схема распределения коэффициентов корреляции в пределах выделенного элемента системы разработки.In FIG. 3 is a diagram of the distribution of correlation coefficients within the selected element of the development system.
На фиг. 4 - взаимосвязь между дебитами жидкости после проведения ГРП.In FIG. 4 - the relationship between fluid flow rates after hydraulic fracturing.
На фиг. 5 - схема среднегодовых дебитов жидкости до проведения ГРП.In FIG. 5 is a diagram of the average annual fluid flow rates before hydraulic fracturing.
На фиг.6 - схема среднегодовых дебитов жидкости после проведения ГРП.Figure 6 is a diagram of the average annual fluid flow rates after hydraulic fracturing.
На фиг.7 - результаты микросейсмического мониторинга.Figure 7 - the results of microseismic monitoring.
Пример реализации предлагаемого способаAn example of the implementation of the proposed method
Практическое применение разработанного способа рассмотрено на примере скважины 221 Шершневского месторождения. При этом для оценки достоверности способа использованы материалы микросейсмического мониторинга, которым сопровождался гидроразрыв.The practical application of the developed method is considered on the example of well 221 of the Shershnevskoye field. At the same time, to assess the reliability of the method, materials of microseismic monitoring were used, which accompanied hydraulic fracturing.
На фиг. 1 представлена схема элемента системы разработки Шершневского месторождения, в котором размещена скважина 221.In FIG. 1 shows a diagram of an element of the Shershnevskoye field development system, in which well 221 is located.
В период действия эффекта на скважине проведены гидродинамические исследования, полученная при этом кривая восстановления давления обработана в программе KAPPA Workstation (модуль Saphir), в результате чего установлена длина трещины, равная 342 м.During the period of the effect, hydrodynamic studies were carried out on the well, the resulting pressure recovery curve was processed in the KAPPA Workstation program (Saphir module), as a result of which the fracture length was determined to be 342 m.
На фиг. 2 представлены результаты интерпретации данных гидродинамических исследований в программе KAPPA Workstation.In FIG. Figure 2 presents the results of interpretation of hydrodynamic data in the KAPPA Workstation program.
По скважинам выделенного элемента системы разработки привлечены материалы промысловых исследований по замерам дебитов за 12 месяцев до и 12 - после проведения ГРП. Корреляционный анализ между дебитами скважины 221 и соседних скважин до и после проведения ГРП в ряде случаев показал наличие значимых статистических связей, которые графически отражены на схеме распределения коэффициентов корреляции в пределах выделенного элемента системы разработки (фиг. 3).For the wells of the selected element of the development system, field research materials were used to measure flow rates 12 months before and 12 months after hydraulic fracturing. Correlation analysis between the flow rates of well 221 and adjacent wells before and after hydraulic fracturing in some cases showed the presence of significant statistical relationships, which are graphically reflected in the distribution diagram of correlation coefficients within the selected element of the development system (Fig. 3).
Из рисунка (фиг. 3) видно, что до проведения ГРП имеются сильные корреляционные связи (r ≥0,84) между дебитами жидкости в скв. 221 и в скв. 228, 229, 222 и 215, что свидетельствует о хорошей гидродинамической связи между этими скважинами. В то же время коэффициенты корреляции между дебитами жидкости в скв. 221 и в скв.214 и 64 низкие, менее 0,07, статистически не значимые. Следовательно, добыча жидкости этими скважинах не связана между собой.From the figure (Fig. 3) it can be seen that before hydraulic fracturing there are strong correlations (r ≥0.84) between fluid flow rates in the well. 221 and in well 228, 229, 222 and 215, which indicates a good hydrodynamic connection between these wells. At the same time, the correlation coefficients between fluid flow rates in
После проведения ГРП взаимосвязь между дебитами жидкости в корне изменилась (фиг. 4). Дебит в скв.221 стал коррелироваться с дебитами в скв.64 (r=0,96) и в скв.2 14 (r=0,87). В то же время появилась отрицательная связь (r ≤ -0,65) со скважинами 215 и 222. Это свидетельствует о том, что после проведения ГРП появилась хорошая гидродинамическая связь скв. 221 со скв.64 и 214, и эту зону следует считать направлением развития трещины.After hydraulic fracturing, the relationship between fluid flow rates changed radically (Fig. 4). The flow rate in well 221 began to correlate with the flow rate in well 64 (r=0.96) and in well 2 14 (r=0.87). At the same time, a negative relationship (r ≤ -0.65) appeared with
На фиг. 5 представлена схема среднегодовых дебитов жидкости. Как видно из рисунка (фиг. 5), минимальный дебит жидкости наблюдался в скв. 221 (13,2 т/сут.), а в скважинах 64, 222 и 229 он был максимальным и превышал 44 т/сут.In FIG. 5 shows a diagram of the average annual fluid flow rates. As can be seen from the figure (Fig. 5), the minimum fluid flow rate was observed in the well. 221 (13.2 t/day), and in
После проведения ГРП максимальный прирост дебита жидкости, равный 15,1 т/сут, наблюдается в скв.221 (фиг. 6). В скважинах 222, 228 и 229 дебит увеличился, но не так существенно, как в скв.221. В скв. 64 наблюдается максимальное снижение дебита на 6,6 т/сут. В скважинах 214 и 215 также дебит снизился, но не так сильно, в среднем на 2,5 т/сут. Таким образом, проведение ГРП в скв. 221 привело к перераспределению отборов из пласта. Часть пласта, дренируемая ранее скважинами 64 и 214, вовлеклась в зону отбора скв. 221, то есть скв. 221 стала отбирать из той части пласта, которая ранее эксплуатировалась скважинами 64 и 214, что также подтверждает выдвинутое предположение о направлении развития трещины.After hydraulic fracturing, the maximum increase in fluid flow rate, equal to 15.1 tons/day, is observed in well 221 (Fig. 6). In
Процедура ГРП на скважине сопровождалась микросейсмическим мониторингом. По результатам проведенного микросейсмического мониторинга установлено, что область закрепленной трещиноватости имеет следующую конфигурацию: основной ~200 м канал западного простирания, второстепенные ортогональные ответвления северного простирания - ~65 м на удалении ~150 м от скважины, ~50 м и ~30 м на удалениях ~50 м и ~30 м соответственно, а также первые ~30 м южного ответвления на удалении ~150 м от скважины. Суммарные линейные размеры области закрепленной трещиноватости составили 375 м (фиг. 7).The hydraulic fracturing procedure at the well was accompanied by microseismic monitoring. Based on the results of the microseismic monitoring, it was found that the area of fixed fracturing has the following configuration: the main ~200 m west-trending channel, the secondary north-trending orthogonal branches - ~65 m at a distance of ~150 m from the well, ~50 m and ~30 m at offsets 50 m and ~30 m, respectively, as well as the first ~30 m of the southern branch at a distance of ~150 m from the well. The total linear dimensions of the area of fixed fracturing amounted to 375 m (Fig. 7).
Сопоставление материалов микросейсмического мониторинга и результатов предложенного способа демонстрирует одинаковое представление о параметрах трещины, образовавшейся в пласте при проведении ГРП в скважине 221 Шершневского месторождения. То есть микросейсмический мониторинг подтверждает достоверность способа оценки параметров трещины ГРП по данным комплексного анализа промысловых и гидродинамических исследований.Comparison of microseismic monitoring materials and the results of the proposed method demonstrates the same understanding of the parameters of the fracture formed in the formation during hydraulic fracturing in well 221 of the Shershnevskoye field. That is, microseismic monitoring confirms the reliability of the method for assessing the parameters of a hydraulic fracture based on the data of a comprehensive analysis of field and hydrodynamic studies.
Применение заявляемого способа позволяет повысить точность и достоверность определения геометрических параметров трещины и ее пространственного расположения на основе комплексной обработки геолого-промысловых данных без привлечения дорогостоящих микросейсмических исследований.The application of the proposed method allows to increase the accuracy and reliability of determining the geometric parameters of the fracture and its spatial location on the basis of complex processing of geological and field data without involving expensive microseismic studies.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021102981A RU2769492C1 (en) | 2021-02-08 | 2021-02-08 | Method of determining dimensions and spatial location of hydraulic fracturing based on geological and field data |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021102981A RU2769492C1 (en) | 2021-02-08 | 2021-02-08 | Method of determining dimensions and spatial location of hydraulic fracturing based on geological and field data |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2769492C1 true RU2769492C1 (en) | 2022-04-01 |
Family
ID=81076208
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021102981A RU2769492C1 (en) | 2021-02-08 | 2021-02-08 | Method of determining dimensions and spatial location of hydraulic fracturing based on geological and field data |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2769492C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4353244A (en) * | 1979-07-09 | 1982-10-12 | Fracture Technology, Inc. | Method of determining the azimuth and length of a deep vertical fracture in the earth |
| SU1629521A1 (en) * | 1988-10-19 | 1991-02-23 | Центральная Геофизическая Экспедиция Министерства Нефтяной Промышленности Ссср | Method of determining spatial orientation of hydraulic fracturing fissure |
| RU2455665C2 (en) * | 2010-05-21 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of diagnostics of formation hydraulic fracturing processes on-line using combination of tube waves and microseismic monitoring |
| WO2014200510A1 (en) * | 2013-06-14 | 2014-12-18 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for optimizing existing wells and designing new wells based on the distribution of average effective fracture lengths |
| RU2599914C1 (en) * | 2012-10-05 | 2016-10-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Analysis of stratigraphic investigation of joints |
-
2021
- 2021-02-08 RU RU2021102981A patent/RU2769492C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4353244A (en) * | 1979-07-09 | 1982-10-12 | Fracture Technology, Inc. | Method of determining the azimuth and length of a deep vertical fracture in the earth |
| SU1629521A1 (en) * | 1988-10-19 | 1991-02-23 | Центральная Геофизическая Экспедиция Министерства Нефтяной Промышленности Ссср | Method of determining spatial orientation of hydraulic fracturing fissure |
| RU2455665C2 (en) * | 2010-05-21 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of diagnostics of formation hydraulic fracturing processes on-line using combination of tube waves and microseismic monitoring |
| RU2599914C1 (en) * | 2012-10-05 | 2016-10-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Analysis of stratigraphic investigation of joints |
| WO2014200510A1 (en) * | 2013-06-14 | 2014-12-18 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for optimizing existing wells and designing new wells based on the distribution of average effective fracture lengths |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11299980B2 (en) | Method for fracture activity monitoring and pressure wave resonance analyses for estimating geophysical parameters of hydraulic fractures using fracture waves | |
| US20200141215A1 (en) | Evaluating far field fracture complexity and optimizing fracture design in multi-well pad development | |
| US9658357B2 (en) | Method of real time diagnostic of fracture operations with combination of tube waves and microseismic monitoring | |
| CN108646306B (en) | Real-time monitoring method and system for four-dimensional geometric characteristics of oil-gas fracturing fracture | |
| US20090166030A1 (en) | Method to monitor reservoir fracture development and its geometry | |
| CN108983298B (en) | Oil-gas fracturing four-dimensional real-time electromagnetic monitoring method and system | |
| Elkarmoty et al. | In-situ GPR test for three-dimensional mapping of the dielectric constant in a rock mass | |
| CN102866417A (en) | Device and method for seismic cross hole computed tomography (CT) detection and tomography of underground cave | |
| BR112018070330A2 (en) | TRAINING MEASUREMENTS USING WELL BACKGROUND SOURCES | |
| RU2649195C1 (en) | Method of determining hydraulic fracture parameters | |
| PL218030B1 (en) | Method and system for detecting geometry of underground slots | |
| CN105116453A (en) | Transient electromagnetic exploration method and device for natural gas hydrate in permafrost zone | |
| US11913330B2 (en) | Method of measuring reservoir and fracture strains, crosswell fracture proximity and crosswell interactions | |
| CN112835124B (en) | Crack effectiveness evaluation method based on imaging logging and array acoustic logging data | |
| WO2018208579A1 (en) | Evaluating far field fracture complexity and optimizing fracture design in multi-well pad development | |
| CN108873081B (en) | Four-dimensional electromagnetic real-time monitoring method and system for main seam and mesh seam of oil-gas fracturing | |
| Maity | Microseismicity analysis for HFTS pad and correlation with completion parameters | |
| RU2769492C1 (en) | Method of determining dimensions and spatial location of hydraulic fracturing based on geological and field data | |
| CN113703058A (en) | Method for detecting underground obstacle by utilizing apparent conductivity and relative dielectric constant | |
| RU2771648C1 (en) | Method for predicting the spatial orientation of hydraulic fracturing cracks | |
| RU2374438C2 (en) | Method to controll crack development hydraulic fracturing and it's geometry | |
| CN113075748B (en) | Crack effectiveness evaluation method based on imaging logging and acoustic wave remote detection logging data | |
| GB2607120A (en) | Through tubing acoustic measurements | |
| RU2736446C2 (en) | Method for electrical monitoring of reservoir-collector characteristics during development of oil deposits using steam pumping | |
| Ekine et al. | Delineation of hydrocarbon bearing reservoirs from surface seismic and well log data (Nembe Creek) in Niger Delta oil field |