WO2016159811A1 - Определение параметров трещины гидроразрыва с использованием магнитного каротажа - Google Patents

Определение параметров трещины гидроразрыва с использованием магнитного каротажа Download PDF

Info

Publication number
WO2016159811A1
WO2016159811A1 PCT/RU2015/000197 RU2015000197W WO2016159811A1 WO 2016159811 A1 WO2016159811 A1 WO 2016159811A1 RU 2015000197 W RU2015000197 W RU 2015000197W WO 2016159811 A1 WO2016159811 A1 WO 2016159811A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
fracture
fracturing
proppant
hydraulic
well
Prior art date
Application number
PCT/RU2015/000197
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Артём Валерьевич КАБАННИК
Сергей Александрович КАЛИНИН
Ольга Петровна АЛЕКСЕЕНКО
Дин М. ХОМАН
Original Assignee
Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн
Шлюмберже Канада Лимитед
Сервисес Петролиерс Шлюмберже
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
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 Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн, Шлюмберже Канада Лимитед, Сервисес Петролиерс Шлюмберже, Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн
Priority to RU2017133551A priority Critical patent/RU2668602C1/ru
Priority to PCT/RU2015/000197 priority patent/WO2016159811A1/ru
Priority to US15/562,949 priority patent/US20180112525A1/en
Publication of WO2016159811A1 publication Critical patent/WO2016159811A1/ru

Links

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
    • 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
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
    • G01V3/28—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device using induction coils
    • 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
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/08—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with magnetic or electric fields produced or modified by objects or geological structures or by detecting devices
    • G01V3/087—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with magnetic or electric fields produced or modified by objects or geological structures or by detecting devices the earth magnetic field being modified by the objects or geological structures

Definitions

  • the present invention relates to the field of intensification of hydrocarbon production using hydraulic fracturing.
  • hydraulic fracturing fluid hydraulic fracturing
  • proppant and proppant into the well to form a hydraulic fracturing fracture
  • a known solution may also include the use of an electrically conductive casing so that the sounding agent emits an electromagnetic field, measuring this electromagnetic field and determining the position of the crack based on the measured electromagnetic field.
  • US Pat. No. 5,151,658 A discloses a three-dimensional system for detecting cracks and distributing them in the earth’s crust using an artificial magnetic field, which includes: a tracer consisting of magnetic particles embedded in cracks in the earth’s crust, having a high magnetic permeability and a specific gravity of approximately equal to the specific gravity of the fluid in the fracture, as well as magnetic field detection devices suspended inside wells drilled in the earth's crust and including movers and receivers operating at a specific frequency.
  • a crack penetration method comprising: placing an electrically active (EA) proppant in a crack, charging this proppant with an electric signal, detecting the electric signal with one or more antennas, and acquiring an image of the crack using a registered signal, wherein proppant includes EA particles, EA fracturing fluid, or combinations thereof.
  • EA electrically active
  • a method for determining the parameters of the bottom-hole portion of a hydraulic fracture which provides a cased well with a cemented column and perforation clusters within a given hydraulic fracturing zone or an open-hole well. Then, electromagnetic logging is carried out before hydraulic fracturing within the specified zone of the reservoir to record the response from the medium without a fracture, and both the predicted fracture size of the hydraulic fracturing and the volume of fluid and proppant required for injection are determined.
  • the stage of pumping a fracturing fluid without proppant into the well is carried out using both the predicted sizes of the fracture and the volumes of fluid and proppant required for injection to form a fracture in the reservoir and the step of pumping the fracturing fluid into the well is carried out, containing a non-conductive proppant, using both the predicted fracture size of the fracture and the volumes of fluid and proppant needed Dima for download.
  • a fracturing medium containing an electrically conductive proppant depends on a given depth of measurement of electromagnetic logging and the predicted height and width of a fracture of a fracture in its bottomhole portion, so that the length of the bottomhole portion of a fracture of a reservoir filled with an electrically conductive proppant is less than the depth of measurement of electromagnetic logging. Then provide reverse flow fluid fracturing and cleaning of the crack.
  • electromagnetic logging is carried out within a predetermined hydraulic fracturing zone to record the measured responses from the bottom-hole portion of the hydraulic fracture containing the electrically conductive proppant and the parameters of the bottom-hole fracture of the hydraulic fracturing are determined.
  • Figure 1 is a schematic illustration of an embodiment of the invention.
  • Hydraulic fracturing is called the intensification of hydrocarbon production from the well by creating a zone with high permeability, filled with a proppant (proppant).
  • the hydraulic fracturing efficiency, ultimately, determined by the increase in production depends on the size of the fracture filled with a proppant (the so-called contact area with the formation).
  • the present invention also uses a conductive proppant and electromagnetic measurements.
  • the purpose of the present invention is to evaluate the efficiency of stimulation in the bottomhole zone by determining the width of the crack filled with proppant for the diagnosis of unwanted reselling which may have a negative effect on debit.
  • the use of induction logging using triaxial coils can provide very valuable information about the azimuth and inclination of the fracture near the well.
  • the effectiveness of stimulation in the near-wellbore zone is qualitatively assessed using the injection of radioactive isotopes (tracers), followed by radioactive logging.
  • the measured radiation intensity is proportional to the width of the crack in the bottomhole zone.
  • the present invention uses a similar approach, but giving not a qualitative, but a quantitative result. In addition, it does not require the use of hazardous radioactive materials.
  • the present invention does not affect the manufacture of electrically conductive proppants.
  • a mixture of proppant with electrically conductive strips, protected by US6,725,930 or proppant particles coated with metal can serve as good examples of such materials and can be used in this invention.
  • Figure 1 presents a schematic illustration of the claimed method.
  • This invention relates to a method for determining the parameters of the bottomhole parts (104) of hydraulic fractures (105) of hydraulic fracturing (at distances up to 10 meters from the wellbore (100)), such as its width, length, dip angle and azimuth.
  • the bottom of the fracture is filled with a small volume (-5% of the total volume of the proppant injected) of an electrically conductive proppant with an electrical conductivity> 10 S / m, which is pumped at the very last stage of the hydraulic fracturing.
  • the parameters of the near-wellbore part of the fracture are determined using electromagnetic measurements made by induction logging tool (101) in the well before and after hydraulic fracturing within the specified zone (103) of hydraulic fracturing.
  • An induction logging tool includes a generator and several receiving coils, consisting of combined triaxial antennas, which are magnetic dipoles and operating at frequencies from 0 to 1 kHz.
  • the distance between the generator and the group of receiving coils can be from 3 to 100 meters.
  • An embodiment of an induction logging tool is presented in US Pat. No. 6,690,170 B2.
  • a well logging tool (102) is lowered into a well (100) planned for hydraulic fracturing, for example, a cased well with a cemented column and perforation clusters within a given hydraulic fracturing zone (103) or an open hole well.
  • a well (100) planned for hydraulic fracturing for example, a cased well with a cemented column and perforation clusters within a given hydraulic fracturing zone (103) or an open hole well.
  • electromagnetic logging before hydraulic fracturing within a given zone of the reservoir to record the response from the medium without a crack.
  • the required volumes of proppant and hydraulic fracturing fluid they are determined as predicted sizes hydraulic fractures and volumes of fluid and proppant needed for injection using the following methods.
  • flat fracture fracture models are used, such as PKN, KGD and P3D (J. Adachi, E.
  • operations are carried out to conduct hydraulic fracturing, such as pumping a hydraulic fracturing fluid that does not contain a proppant (buffers) into the well using both the predicted fracture size of the hydraulic fracturing and the volumes of fluid and proppant needed for injection to form a crack (105) in the reservoir. And then a fracturing fluid containing a non-conductive proppant is pumped into the well using both the predicted fracture size of the fracture and the volumes of fluid and proppant needed for injection.
  • hydraulic fracturing such as pumping a hydraulic fracturing fluid that does not contain a proppant (buffers) into the well using both the predicted fracture size of the hydraulic fracturing and the volumes of fluid and proppant needed for injection to form a crack (105) in the reservoir.
  • a fracturing fluid containing a non-conductive proppant is pumped into the well using both the predicted fracture size of the fracture and the volumes of fluid and proppant needed for injection.
  • the step of pumping a hydraulic fracturing fluid containing an electrically conductive proppant into the well is carried out, and the volume of hydraulic fracturing fluid containing an electrically conductive proppant depends on a predetermined depth (102) of the measurement of electromagnetic logging and the predicted height and width of the fracture fracturing of the formation in its bottomhole portion, so that the length of the bottomhole portion of the fracture of the reservoir filled with an electrically conductive proppant is less than the depth of measurement of electromagnetic logging.
  • the electrical conductivity of the electrically conductive proppant is higher than the conductivity of both the non-conductive proppant and the conductivity of the enclosing medium.
  • the fractures After injection into the well of a fracturing fluid containing an electrically conductive proppant, the fractures provide a reverse flow of the fracturing fluid and the fracture is cleaned, for example, by opening a shutter at the wellhead.
  • electromagnetic logging is carried out within the specified hydraulic fracturing zone to record the measured responses from the bottomhole portion of the hydraulic fracture containing an electrically conductive proppant.
  • the response is corrected for the casing by using a smaller antenna located adjacent to the main antennas.
  • Vij / Iij tensor transfer impedance
  • the measured tensor response will be inverted to obtain the values of Rh, Ry, the angle of incidence and the azimuth of the layers in the host medium.
  • Large removal of the "generator-receiver" are used to determine the width of the crack, the angle of incidence, azimuth and its length. As well as any other processes, depending on the properties of the enclosing medium, casing and cracks.
  • the results of the inversion of the measured responses from the bottom of the fracture containing the electrically conductive proppant are compared with the results of the inversion of the responses measured from the medium without the fracture before the fracturing.
  • the inversion of the measured responses is carried out by comparing the measured responses with the results of solving the direct problem, and the inversion result is such a model of the environment within a given hydraulic fracturing zone for which the differences between the results of solving the direct problem and the measured responses do not exceed a predetermined threshold value.
  • the solution of the direct problem is defined as a numerical simulation of the response of electromagnetic logging for a model of a medium within a given hydraulic fracturing zone using the finite element method.
  • the solution of the direct problem is determined by numerically modeling the electromagnetic field in a medium with thin conducting objects by the vector finite element method on a tetrahedral partition on a complete hierarchical basis of a complete second order using a modified variational formulation.
  • HTR 0.5, 1, 2 m
  • FIG. 2 shows an analysis of the sensitivity of the response in an electromagnetic tool to the length and width of an electrically conductive fracture when logging in a vertical cased well.
  • the graphs in FIG. 3 a) - FIG. 3c) show the relative responses of Efrac / Ebg from the vertical fracture measured in the receiving coil along the logging interval in the vertical cased well, where Efrac and Ebg are the electromotive force (EMF) values calculated for models with and without fracture, respectively.
  • the graphs are plotted as logs, where the vertical axis corresponds to the depth and the horizontal axis to the value of the relative response.
  • Two horizontal lines A and B in the graphs indicate the upper and lower boundaries of the crack.
  • the relative response curves from cracks with half lengths of 2 and 5 meters illustrate the resolution of the method in the near-bottom part of the crack, while a crack with a half length of 95 meters gives an idea of the response in the far zone.
  • Figure 4 shows a horizontal cased well, a logging tool, and a vertical fracture perpendicular to the wellbore.
  • Figures 5 a) - 5 c) plot the relative Efrac / Ebg responses for a horizontal well, and line A illustrates the position of the fracture.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Заявленное изобретение относится к скважинным системам для добычи различных текучих сред, в частности для добычи текучей среды из углеводородо-содержащего пласта с использованием гидроразрыва. В соответствии с заявленным изобретением раскрыт способ определения параметров призабойной части трещины гидроразрыва пласта, в котором обеспечивают обсаженную скважину с зацементированной колонной и с перфорационными кластерами в пределах заданной зоны гидроразрыва пласта или скважину с открытым стволом. Затем осуществляют электромагнитный каротаж до гидроразрыва пласта. Осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент и осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей неэлектропроводящий расклинивающий агент. После этого осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей электропроводящий расклинивающий агент. После чего обеспечивают обратный ток текучей среды гидроразрыва пласта и очистку трещины и осуществляют электромагнитный каротаж в пределах заданной зоны гидроразрыва пласта для записи измеренных откликов от призабойной части трещины гидроразрыва пласта, и определяют параметры призабойной части трещины гидроразрыва пласта.

Description

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТРЕЩИНЫ ГИДРОРАЗРЫВА С
ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МАГНИТНОГО КАРОТАЖА
Настоящее изобретение относится к области интенсификации добычи углеводородов с использованием гидравлического разрыва пласта.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В известном из уровня техники решении WO 2014004815 А1 описана закачка жидкости гидроразрыва пласта (ГРП), расклинивающего агента (проппанта) и добавки для зондирования в скважину для формирования трещины гидроразрыва пласта. Известное решение может также включать использование электропроводящей обсадной колонны таким образом, чтобы зондирующая добавка излучала электромагнитное поле, измерение этого электромагнитного поля и определение положения трещины на основе измеренного электромагнитного поля.
В известном из уровня техники решении US 5151658 А представлена трехмерная система детектирования трещин и их распределения в земной коре с использованием искусственного магнитного поля, которая включает: трассировщик, состоящий из магнитных частиц внедренный в трещины в земной коре, имеющий высокую магнитную проницаемость и удельный вес приблизительно равный удельному весу жидкости, находящейся в трещине, а также устройств для детектирования магнитного поля, подвешенных внутри скважин, пробуренных в земной коре и включающих в себя передатчики и приемники, работающие на определенной частоте.
В решении US 20140184228, А1 предложен способ обработки земных недр через скважину, включающий в себя закачку электропроводящих или электромагнитных волокон в земные недра в течение гидроразрыва пласта. Описаны подходящие металлические материалы, органические полимеры, а также органические полимеры, покрытые или содержащие электропроводящие или электромагнитные материалы. За обработкой следует измерение удельного сопротивления и/или электромагнитных свойств, в частности с помощью межскважинного электромагнитного просвечивания.
В решении US20100147512, А1 предложен способ просвечивания трещины включающий: помещение электрически активного (ЭА) расклинивающего агента в трещину, зарядки этого расклинивающего агента с помощью электрического сигнала, детектирования электрического сигнала с помощью одной или нескольких антенн и получения изображения трещины с использованием зарегистрированного сигнала, причем расклинивающий агент включает в себя ЭА частички, ЭА жидкость гидроразрыва пласта или их комбинации.
В решениях, известных из уровня техники, не рассматривалось определение параметров трещины в ее призабойной части с закачиванием электропроводящего расклинивающего агента и применением электромагнитного каротажа из одной скважины.
Соответственно в уровне техники имеется необходимость в создании методики определение параметров трещины в ее призабойной части с закачиванием электропроводящего расклинивающего агента и применением 0197
3 электромагнитного каротажа из одной скважины.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В настоящем описании раскрыт новый подход к определению параметров призабойной части трещины гидроразрыва пласта, таких как ширина, высота, угол падения и азимут трещины, а также длину призабойной части трещины.
В соответствии с заявленным изобретением раскрыт способ определения параметров призабойной части трещины гидроразрыва пласта, в котором обеспечивают обсаженную скважину с зацементированной колонной и с перфорационными кластерами в пределах заданной зоны гидроразрыва пласта или скважину с открытым стволом. Затем осуществляют электромагнитный каротаж до проведения гидроразрыва пласта в пределах заданной зоны продуктивного пласта для записи отклика от среды без трещины и определяют как спрогнозированные размеры трещины гидроразрыва пласта, так и объемы текучей среды и расклинивающего агента, необходимые для закачки. Осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, используя как спрогнозированные размеры трещины гидроразрыва пласта, так и объемы текучей среды и расклинивающего агента, необходимые для закачки, с образованием трещины в пласте и осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей неэлектропроводящий расклинивающий агент, используя как спрогнозированные размеры трещины гидроразрыва пласта, так и объемы текучей среды и расклинивающего агента, необходимые для закачки. После этого осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей электропроводящий расклинивающий агент, причем объем текучей среды гидроразрыва, содержащей электропроводящий расклинивающий агент, зависит от заданной глубинности измерения электромагнитного каротажа и спрогнозированных высоты и ширины трещины гидроразрыва пласта в ее призабойной части, таким образом, чтобы длина призабойной части трещины гидроразрыва пласта, заполненной электропроводящим проппантом оказалась меньше чем глубинность измерения электромагнитного каротажа. После чего обеспечивают обратный ток текучей среды гидроразрыва пласта и очистку трещины. Затем осуществляют электромагнитный каротаж в пределах заданной зоны гидроразрыва пласта для записи измеренных откликов от призабойной части трещины гидроразрыва пласта, содержащей электропроводящий расклинивающий агент и определяют параметры призабойной части трещины гидроразрыва пласта.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Далее варианты осуществления заявленного изобретения описываются более подробно, посредством чертежей, на которых показано:
Фиг.1 - схематическая иллюстрация осуществления изобретения.
Фиг.2 - каротаж в вертикальной обсаженной скважине
Фиг.З а), б), в) - отклики от электропроводящих трещин в вертикальной обсаженной скважине для различных удалений источник-приемник HTR: а) 0.5 м, б) 1 м, в) 2м
Фиг.4 - каротаж в горизонтальной обсаженной скважине
Фиг.5 а), б), в) - отклики от электропроводящих трещин в горизонтальной обсаженной скважине для различных удалений источник-приемник HTR: а) 0.5 м, б) 1 м, в) 2м ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Гидравлическим разрывом пласта (ГРП) называется интенсификация добычи углеводородов из скважины путем создания зоны с высокой проницаемостью, заполненной расклинивающим агентом (проппантом). Эффективность ГРП, в конечном счете, определяемая приростом добычи зависит от размеров трещины, заполненной расклинивающим агентом (так называемой, площади контакта с пластом).
В настоящее время не существует коммерчески доступного способа по определению положения трещины, заполненной расклинивающим агентом. Даже наиболее широко используемый микросейсмический мониторинг, используемый для определения геометрии и размеров трещины ГРП, не дает представления о расположении расклинивающего агента внутри трещины. Таким образом, метод определения положения расклинивающего агента будет в высшей степени востребованным для оценки эффективности ГРП и, таким образом, для оптимизации как расписания закачки так и стратегии заканчивания скважины.
Идея придания расклинивающему агенту магнитных или электропроводящих свойств для определения его положения во всей трещине с помощью электромагнитных методов с высокой глубинностью исследования, широко представлена в анализе предшествующего уровня техники, приведенном выше. Основными трудностями, связанными с определением геометрии всей трещины являются: необходимость применения затратного электромагнитного метода с высокой глубинностью исследования, который может потребовать наличия дополнительной (мониторинговой) скважины и высокая стоимость производства больших объемов электропроводящего расклинивающего агента, б необходимого для заполнения всей трещины целиком.
В настоящем изобретении также используется электропроводящий расклинивающий агент и электромагнитные измерения. При этом, в отличие от предшествующего уровня техники целью настоящего изобретения является оценка эффективности интенсификации в призабойной зоне путем определения ширины трещины, заполненной проппантом для диагностики нежелательной перепродавки которая может оказывать негативное влияние влияние на дебет. Кроме того, использование индукционного каротажа с использованием трехосных катушек может дать очень ценную информацию об азимуте и наклоне трещины вблизи скважины.
Обычно, эффективность стимуляции в призабойной зоне качественно оценивается с помощью закачки радиоактивных изотопов (трейсеров), с последующим проведением радиоактивного каротажа. При этом измеряемая интенсивность радиоактивного излучения пропорциональна ширине трещины в призабойной зоне. В данном изобретении используется схожий подход, но дающий не качественный, а количественный результат. Кроме того, он не требует использования опасных радиоактивных материалов.
Настоящее изобретение не затрагивает производство электропроводящих расклинивающих агентов. Смесь расклинивающего агента с электропроводящими полосками, защищенная патентом US6,725,930 или частички расклинивающего агента, покрытые металлом могут послужить хорошими примерами таких материалов, и быть использованы в данном изобретении.
На Фиг.1 представлена схематическая иллюстрация заявленного способа. Данное изобретение относится к методу определения параметров призабойной части (104) трещины (105) ГРП (на расстояниях до 10 метров от ствола (100) скважины), таких как ее ширина, протяженность, угол падения и азимут. Призабойная часть трещины заполняется небольшим объемом (-5% от полного объема закачанного расклинивающего агента) электропроводящего расклинивающего агента с электропроводностью > 10 См/м, который закачивается на самой последней стадии ГРП. Параметры призабойной части трещины определяются с помощью электромагнитных измерений, выполненных индукционным каротажным прибором (101) в скважине до и после ГРП в пределах заданной зоны (103) гидроразрыва пласта. Индукционный каротажный прибор включает в себя генераторную и несколько приемных катушек, состоящих из совмещенных трехосных антенн, представляющих собой магнитные диполи и работающих на частотах от 0 до 1 кГц. Удаление между генераторной и группой из приемных катушек может составлять от 3 до 100 метров. Вариант осуществления индукционного каротажного прибора представлен в патенте US 6,690,170 В2.
В соответствии с заявленным изобретением в скважину (100), планируемую для выполнения работ по гидроразрыву пласта, например обсаженную скважину с зацементированной колонной и с перфорационными кластерами в пределах заданной зоны (103) гидроразрыва пласта или скважину с открытым стволом, опускают каротажный прибор (102), например, указанный выше, и осуществляют электромагнитный каротаж до гидроразрыва пласта в пределах заданной зоны продуктивного пласта для записи отклика от среды без трещины. Затем для расчета необходимых объемов расклинивающего агента и текучей среды гидроразрыва определяют как спрогнозированные размеры трещины гидроразрыва пласта, так и объемы текучей среды и расклинивающего агента, необходимые для закачки используя следующие методики. Для традиционных месторождений используются модели плоской трещины гидроразрыва, такие как: PKN, KGD и P3D (J. Adachi, Е. Siebrits, A. Peirce, and J. Desroches, "Computer simulation of hydraulic fractures," Int. J. of Rock Mech. & Mining Sci., no. 44, pp. 739-357, 2007). Для моделирования сложной сети трещин гидроразрыва, образующихся при проведении гидроразрыва пласта в газовых песчанниках и сланцевых залежах можно воспользоваться моделью UFM (X. Weng, О. Kresse, С. Cohen, R. Wu, and Н. Gu, "Modeling of Hydraulic Fracture Network Propagation in a Naturally Fractured Formation," SPE 140253, 201 1).
После этого осуществляют операции по проведению гидроразрыва пласта, такие как закачивание в скважину текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент (буфера), используя как спрогнозированные размеры трещины гидроразрыва пласта, так и объемы текучей среды и расклинивающего агента, необходимые для закачки, с образованием трещины (105) в пласте. И затем закачивают в скважину текучую среду гидроразрыва, содержащую неэлектропроводящий расклинивающий агент, используя как спрогнозированные размеры трещины гидроразрыва пласта, так и объемы текучей среды и расклинивающего агента, необходимые для закачки.
Затем осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей электропроводящий расклинивающий агент, причем объем текучей среды гидроразрыва, содержащей электропроводящий расклинивающий агент, зависит от заданной глубинности (102) измерения электромагнитного каротажа и спрогнозированных высоты и ширины трещины гидроразрыва пласта в ее призабойной части, таким образом, чтобы длина призабойной части трещины гидроразрыва пласта, заполненной электропроводящим проппантом оказалась меньше чем глубинность измерения электромагнитного каротажа. При этом электропроводность электропроводящего расклинивающего агента является выше, чем электропроводность как непроводящего расклинивающего агента, так и чем электропроводность вмещающей среды.
После закачки в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей электропроводящий расклинивающий агент трещины обеспечивают обратный ток текучей среды гидроразрыва пласта и очистку трещины, например посредством открытия заслонки на устье скважины.
После очистки скважины осуществляют электромагнитный каротаж в пределах заданной зоны гидроразрыва пласта для записи измеренных откликов от призабойной части трещины гидроразрыва пласта, содержащей электропроводящий расклинивающий агент.
В одном из вариантов осуществления в отклик вносится поправка за обсадную колонну путем использования меньшей антенны, расположенной рядом с основными антеннами.
Так как прибор будет использоваться как в вертикальных так и в наклонных скважинах, для того, чтобы определить структурные параметры, понадобится тензорный передаточный импеданс (Vij/Iij), полученный как отношение комплекснозначного напряжения в приемнике к комплекснозначному току в источнике для всех комбинаций трехосных антенн.
Для малых удалений «генератор-приемник» измеренный тензорный отклик будет инвертирован для получения значений Rh, Ry, угла падения и азимута слоев во вмещающей среде. Большие удаления «генератор-приемник» используются для определения ширины трещины, утла падения, азимута и ее длины. А также любые другие процессы, в зависимости от свойств вмещающей среды, обсадной колонны и трещины.
Для определения параметров трещины, заполненной расклинивающим агентом в призабойной части, сопоставляют результаты инверсии измеренных откликов от призабойной части трещины гидроразрыва пласта, содержащей электропроводящий расклинивающий агент с результатами инверсии откликов, измеренных от среды без трещины до проведения гидроразрыва пласта.
При этом инверсию измеренных откликов проводят посредством сравнения измеренных откликов с результатами решения прямой задачи, а результатом инверсии принимают такую модель среды в пределах заданной зоны гидроразрыва пласта, для которой различия между результатами решения прямой задачи и измеренными откликами не превышают заданного порогового значения.
Решение прямой задачи определяют как численное моделирование отклика электромагнитного каротажа для модели среды в пределах заданной зоны гидроразрыва пласта, с помощью метода конечных элементов. В качестве варианта осуществления, решение прямой задачи определяют с помощью численного моделирования электромагнитного поля в среде с тонкими проводящими объектами векторным методом конечных элементов на тетраэдральном разбиении на полном иерархическом базисе полного второго порядка с использованием модифицированной вариационной постановки.
Вышеуказанное численное моделирование выполняют с помощью одной из методик, раскрытых, например, в Garry Rodrigue, Daniel White. «A vector finite element time-domain method for solving Maxwell's equations on unstructured hexahedral grids» SIAM J. Sci. Comput. 2001. v. 35, p.315-341 ; Нечаев O.B., Шурина Э.П. «Многосеточный алгоритм решения векторным методом конечных элементов трехмерного уравнения Гельмгольца»// Математическое моделирование. 2005. Т.-17, N°~6. стр.92- 102; Webb J.P. «Edge elements and what they can do for you» /IEEE Transaction on magnetic, 1993, N° 2, p.1460- 1465; Nedelec J.C. Mixed Finite Elements in R3. - In: Numer. Math., J4«3 ,1980, p. 315 - 341 ; Hiptmair R. «Multigrid methods for Maxwell's equations)) // SIAM J. Nymer. Anal., 1998, p. 204-225; Lars S. Andersen, John L. hierarchical Tangential Vector Finite Elements for Tetrahedra». - IEEE Microwave and guide wave Letters, 1998, N°3. p. 8.; Nechaev O., Shurina E., Botchev M. ((Multilevel iterative solvers for the edge finite element solution of the 3D Maxwell equation)), Computers and Mathematics with Applications. -4° 10 - 2008, p. 2346-2362; Эпов М.И., Шурина Э.П., Архипов Д.А. «Параллельные конечноэлементные вычислительные схемы в задачах геоэлектрики», Вычислительные технологии. - 2013. Т.18. - N°2. - стр. 94- 112.
Примеры численного моделирования, приведенные ниже, иллюстрируют принципиальную возможность определить размеры трещины, заполненной расклинивающим агентом с помощью данной методики. Отклик прибора был смоделирован для каротажа, как в вертикальной, так и в горизонтальной обсаженной скважинах со следующими входными параметрами:
Удельная проводимость трещины of: 1000 См/м
Проводимость вмещающей породы ab: 0.2 См/м Полудлина трещины L: 2, 5, 95 м
Высота трещины Hfrac: 50 м
Ширина трещины Wfrac: 2.5, 5 мм
Удаление между генератором и приемником: HTR: 0.5, 1 , 2 м
Ток в генераторной катушке: 20 А
Частота сигнала: 100 Гц
Вертикальная обсаженная скважина, каротажный прибор и вертикальная трещина, прилегающая к стволу скважины, показаны на Фиг.2, где представлен анализ чувствительности отклика в электромагнитном приборе к длине и ширине электропроводящей трещины, при проведении каротажа в вертикальной обсаженной скважине.
Графики на Фиг. 3 а) - Фиг. 3 в) показывают относительные отклики Efrac/Ebg от вертикальной трещины, измеренные в приемной катушке вдоль интервала каротажа в вертикальной обсаженной скважине, где Efrac и Ebg - значения электродвижущей силы (ЭДС) рассчитанных для моделей с трещиной и без трещины, соответственно. Графики построены в виде каротажных кривых, где вертикальная ось соответствует глубине, а горизонтальная ось - значению относительного отклика. Две горизонтальные линии А и В на графиках обозначают верхнюю и нижнюю границы трещины. Кривые относительных откликов от трещин с полудлинами в 2 и 5 метров иллюстрируют разрешающую способность метода в призабойной части трещины, тогда как трещина с полудлиной в 95 метров дает представление об отклике в дальней зоне.
На графиках видно, что как полудлина, так и ширина трещины могут быть легко различимы для малых удалений источник-приемник HTR, равных 0.5 и 1 метру показанных на Фиг.З а) и б) даже в ближней зоне. Для удаления источник- приемник HTR=2 м относительный отклик становится менее чувствительный к полудлине для тонкой трещины, однако более чувствительный к ширине трещины, как это показано на Фиг.З в).
На Фиг.4 показаны горизонтальная обсаженная скважина, каротажный прибор и вертикальная трещина перпендикулярная стволу скважины.
Подобно результатам из предыдущего примера, на Фиг.5 а) - 5 в) построены относительные отклики Efrac/Ebg для горизонтальной скважины, а линия А иллюстрирует положение трещины.
Из приведенных результатов видно, что отклик от трещины, перпендикулярной стволу скважины на два порядка выше, чем для случая, когда трещина прилегает к стволу скважины, благодаря эффекту электромагнитного взаимодействия с генераторной катушкой. Также можно заметить, что отклик более чувствителен к полудлине трещины, чем к ее ширине.
Заявленное изобретение имеет следующие преимущества:
• Закачка небольшого объема электропроводящего проппанта позволяет сделать обработку скважины дешевле
• Исследование призабойной части трещины позволяет обойтись недорогими методами с малой глубинностью, которые, к тому же, не требуют наличия дополнительной скважины
• Исследование призабойной зоны не требует большого контраста в электропроводности между проппантной пачкой и вмещающей породой, что также уменьшает затраты на производство электропроводящего проппанта
• И, наконец, сведения о ширине трещины, ее азимуте и наклоне в призабойной зоне могут оказаться рещающими при исследовании ее продуктивности, а потому, очень востребованными.
Очевидно, что описанные выше варианты осуществления не должны рассматриваться в качестве ограничения объема патентных притязаний изобретения. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше методику и, без отхода от принципов изобретения, заявленного в формуле изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ определения параметров призабойной части трещины гидроразрыва пласта, содержащий этапы на которых:
обеспечивают обсаженную скважину с зацементированной колонной и с перфорационными кластерами в пределах заданной зоны гидроразрыва пласта или скважину с открытым стволом;
осуществляют электромагнитный каротаж до проведения гидроразрыва пласта в пределах заданной зоны продуктивного пласта для записи отклика от среды без трещины;
определяют как спрогнозированные размеры трещины гидроразрыва пласта, так и объемы текучей среды и расклинивающего агента, необходимые для закачки;
осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, используя как спрогнозированные размеры трещины гидроразрыва пласта, так и объемы текучей среды и расклинивающего агента, необходимые для закачки, с образованием трещины в пласте;
осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей неэлектропроводящий расклинивающий агент, используя как спрогнозированные размеры трещины гидроразрыва пласта, так и объемы текучей среды и расклинивающего агента, необходимые для закачки;
осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей электропроводящий расклинивающий агент, причем объем текучей среды гидроразрыва, содержащей электропроводящий расклинивающий агент, зависит от заданной глубинности измерения электромагнитного каротажа и спрогнозированных высоты и ширины трещины гидроразрыва пласта в ее призабойной части, таким образом, чтобы длина призабойной части трещины гидроразрыва пласта, заполненной электропроводящим проппантом оказалась меньше чем глубинность измерения электромагнитного каротажа;
обеспечивают обратный ток текучей среды гидроразрыва пласта и очистку трещины;
осуществляют электромагнитный каротаж в пределах заданной зоны гидроразрыва пласта для записи измеренных откликов от призабойной части трещины гидроразрыва пласта, содержащей электропроводящий расклинивающий агент;
определяют параметры призабойной части трещины гидроразрыва пласта.
2. Способ по п.1, в котором, параметры призабойной части трещины гидроразрыва пласта представляют собой ширину, высоту, угол падения и азимут трещины, а также длину призабойной части трещины.
3. Способ по п.1, в котором параметры призабойной части трещины гидроразрыва пласта определяют посредством сопоставления результатов инверсии измеренных откликов от призабойной части трещины гидроразрыва пласта, содержащей электропроводящий расклинивающий агент с результатами инверсии откликов, измеренных от среды без трещины до проведения гидроразрыва пласта.
4. Способ по п.З, в котором инверсия измеренных откликов проводится путем сравнения измеренных откликов с результатами решения прямой задачи, при этом результатом инверсии считается такая модель среды в пределах заданной зоны гидроразрыва пласта, для которой различия между результатами решения прямой задачи и измеренными откликами не превышают заданного порогового значения.
5. Способ по п.4, в котором решение прямой задачи определяют как численное моделирование отклика электромагнитного каротажа для модели среды в пределах заданной зоны гидроразрыва пласта, с помощью метода конечных элементов.
6. Способ по п.1, в котором, электропроводность электропроводящего расклинивающего агента является выше, чем электропроводность, как непроводящего расклинивающего агента, так и чем электропроводность вмещающей среды.
7. Способ по п. 1, в котором электромагнитный каротаж осуществляют с помощью индукционного каротажного прибора.
8. Способ по п. 7, в котором индукционный каротажный прибор включает в себя генераторную и группой приемных катушек, состоящих из одноосных, наклонных или совмещенных трехосных антенн, представляющих собой магнитные диполи и работающие на частотах от 0 до 1кГц.
9. Способ по п. 8, в котором удаление между генераторной и группой приемных катушек составляет от 3 до 100 метров.
PCT/RU2015/000197 2015-03-30 2015-03-30 Определение параметров трещины гидроразрыва с использованием магнитного каротажа WO2016159811A1 (ru)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017133551A RU2668602C1 (ru) 2015-03-30 2015-03-30 Определение параметров призабойной части трещины гидроразрыва пласта с использованием электромагнитного каротажа призабойной части трещины, заполненной электропроводящим расклинивающим агентом
PCT/RU2015/000197 WO2016159811A1 (ru) 2015-03-30 2015-03-30 Определение параметров трещины гидроразрыва с использованием магнитного каротажа
US15/562,949 US20180112525A1 (en) 2015-03-30 2015-03-30 Method of Determination of Parameters of the Fracture Near Wellbore Zone Filled with Electrically Conductive Proppant Using Electromagnetic Logging

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2015/000197 WO2016159811A1 (ru) 2015-03-30 2015-03-30 Определение параметров трещины гидроразрыва с использованием магнитного каротажа

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016159811A1 true WO2016159811A1 (ru) 2016-10-06

Family

ID=57006179

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2015/000197 WO2016159811A1 (ru) 2015-03-30 2015-03-30 Определение параметров трещины гидроразрыва с использованием магнитного каротажа

Country Status (3)

Country Link
US (1) US20180112525A1 (ru)
RU (1) RU2668602C1 (ru)
WO (1) WO2016159811A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20170226411A1 (en) * 2013-01-04 2017-08-10 Carbo Ceramics Inc. Electrically conductive proppant and methods for energizing and detecting same in a single wellbore
CN114236624A (zh) * 2021-12-17 2022-03-25 中国地质调查局水文地质环境地质调查中心 基于电磁法估算压裂改造空间体积的方法和系统

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2018132180A1 (en) * 2017-01-13 2018-07-19 Board Of Regents, University Of Texas System Modular electrode tool for improved hydraulic fracture diagnostics
CN111058841A (zh) * 2020-01-02 2020-04-24 中国石油大学(华东) 基于磁性支撑剂的水力压裂裂缝参数反演系统及方法
US11661813B2 (en) 2020-05-19 2023-05-30 Schlumberger Technology Corporation Isolation plugs for enhanced geothermal systems
CN112343572A (zh) * 2020-10-27 2021-02-09 长江大学 一种碳酸盐岩储层酸化压裂改造的生产模拟采集装置
RU2757386C1 (ru) * 2020-11-16 2021-10-14 Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") Способ проведения электромагнитного мониторинга ГРП
CN114718540A (zh) * 2021-01-04 2022-07-08 中国石油化工股份有限公司 一种强化页岩气高效开发的系统及方法
CN115436263B (zh) * 2022-11-07 2023-04-07 中国石油大学(华东) 一种基于低频电磁感应的裂缝监测实验室验证方法及系统

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060102345A1 (en) * 2004-10-04 2006-05-18 Mccarthy Scott M Method of estimating fracture geometry, compositions and articles used for the same
RU2324813C2 (ru) * 2003-07-25 2008-05-20 Институт проблем механики Российской Академии наук Способ и устройство для определения формы трещин в горных породах
US20080136419A1 (en) * 2004-07-14 2008-06-12 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and system for well placement and reservoir characterization
US20110309835A1 (en) * 2010-06-17 2011-12-22 Barber Thomas D Method for determining spatial distribution of fluid injected into subsurface rock formations
US20110309834A1 (en) * 2010-06-16 2011-12-22 Dean Homan Determination of conductive formation orientation by making wellbore sonde error correction

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6394184B2 (en) * 2000-02-15 2002-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
RU2324810C2 (ru) * 2006-05-31 2008-05-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта
US8729903B2 (en) * 2009-11-09 2014-05-20 Exxonmobil Upstream Research Company Method for remote identification and characterization of hydrocarbon source rocks using seismic and electromagnetic geophysical data
EP2941532A4 (en) * 2013-01-04 2017-04-19 Carbo Ceramics Inc. Electrically conductive proppant and methods for detecting, locating and characterizing the electrically conductive proppant
US9856726B2 (en) * 2014-12-23 2018-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Higher order simulation of hydrocarbon flows of hydraulic fracture treatments

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2324813C2 (ru) * 2003-07-25 2008-05-20 Институт проблем механики Российской Академии наук Способ и устройство для определения формы трещин в горных породах
US20080136419A1 (en) * 2004-07-14 2008-06-12 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and system for well placement and reservoir characterization
US20060102345A1 (en) * 2004-10-04 2006-05-18 Mccarthy Scott M Method of estimating fracture geometry, compositions and articles used for the same
US20110309834A1 (en) * 2010-06-16 2011-12-22 Dean Homan Determination of conductive formation orientation by making wellbore sonde error correction
US20110309835A1 (en) * 2010-06-17 2011-12-22 Barber Thomas D Method for determining spatial distribution of fluid injected into subsurface rock formations

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20170226411A1 (en) * 2013-01-04 2017-08-10 Carbo Ceramics Inc. Electrically conductive proppant and methods for energizing and detecting same in a single wellbore
US10870793B2 (en) * 2013-01-04 2020-12-22 Carbo Ceramics, Inc. Electrically conductive proppant and methods for energizing and detecting same in a single wellbore
CN114236624A (zh) * 2021-12-17 2022-03-25 中国地质调查局水文地质环境地质调查中心 基于电磁法估算压裂改造空间体积的方法和系统

Also Published As

Publication number Publication date
RU2668602C1 (ru) 2018-10-02
US20180112525A1 (en) 2018-04-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2668602C1 (ru) Определение параметров призабойной части трещины гидроразрыва пласта с использованием электромагнитного каротажа призабойной части трещины, заполненной электропроводящим расклинивающим агентом
US20200141215A1 (en) Evaluating far field fracture complexity and optimizing fracture design in multi-well pad development
US11035972B2 (en) Systems and methods for electromagnetic waterfront surveillance in a vicinity of an oil well
Yin et al. Developmental characteristics, influencing factors and prediction of fractures for a tight gas sandstone in a gentle structural area of the Ordos Basin, China
US8773132B2 (en) Fracture detection via self-potential methods with an electrically reactive proppant
US20140374091A1 (en) Electromagnetic Imaging Of Proppant In Induced Fractures
AU2014385193A1 (en) Systems and methods for locating and imaging proppant in an induced fracture
US8841914B2 (en) Electrolocation apparatus and methods for providing information about one or more subterranean feature
US20160282502A1 (en) Fracture diagnosis using electromagnetic methods
WO2018208579A1 (en) Evaluating far field fracture complexity and optimizing fracture design in multi-well pad development
RU2757386C1 (ru) Способ проведения электромагнитного мониторинга ГРП
Zhang et al. Numerical study of an electrode-based resistivity tool for fracture diagnostics in steel-cased wellbores
AU2015218886B2 (en) Electromagnetic fields using a conductive casing
Epov et al. Electromagnetic tool for high-resolution logging: theoretical and experimental studies
US9932809B2 (en) Method and apparatus for hydraulic fracture geometry evaluation
Zhang et al. Fracture diagnostics using a low-frequency electromagnetic induction method
Hoversten et al. Monitoring hydraulic fracture volume using borehole to surface electromagnetic and conductive proppant
Hoversten et al. Monitoring hydraulic-fracture volume using surface-to-borehole EM and conductive proppant
US10767465B1 (en) Simulating current flow through a well casing and an induced fracture
RU2736446C2 (ru) Способ электрического мониторинга характеристик пласт-коллектора при разработке залежей нефти с использованием закачки пара
Zhu et al. Hydraulic fracture propagation in Denver-Julesburg basin constrained by cross-well distributed strain measurements
Hoversten et al. Hydro-frac monitoring using ground time-domain EM
Yang et al. Detection and quantification of 3D hydraulic fractures with multi-component low-frequency borehole resistivity measurements
Zhang et al. Modeling of low-frequency downhole electrical measurements for mapping proppant distribution in hydraulic fractures in casedhole wells
Zhang et al. Mapping Proppant Distribution in Hydraulic Fractures in Cased Wellbores Using Low Frequency Downhole Electrical Measurements

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 15887909

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15562949

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2017133551

Country of ref document: RU

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15887909

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1