WO2017116261A1 - Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине - Google Patents

Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине Download PDF

Info

Publication number
WO2017116261A1
WO2017116261A1 PCT/RU2015/000939 RU2015000939W WO2017116261A1 WO 2017116261 A1 WO2017116261 A1 WO 2017116261A1 RU 2015000939 W RU2015000939 W RU 2015000939W WO 2017116261 A1 WO2017116261 A1 WO 2017116261A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
fracture
parameters
hydraulic
determining
Prior art date
Application number
PCT/RU2015/000939
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Александр Юрьевич ЛОМУХИН
Виктор Николаевич ЕРЕМИН
Владимир Николаевич УЛЬЯНОВ
Константин Викторович ТОРОПЕЦКИЙ
Original Assignee
Акционерное Общество "Роспан Интернешнл"
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 Акционерное Общество "Роспан Интернешнл" filed Critical Акционерное Общество "Роспан Интернешнл"
Priority to PCT/RU2015/000939 priority Critical patent/WO2017116261A1/ru
Priority to EA201700545A priority patent/EA201700545A1/ru
Publication of WO2017116261A1 publication Critical patent/WO2017116261A1/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
    • 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

Definitions

  • the invention relates to geophysical studies of oil and gas wells, and can be used to determine hydraulic fracturing parameters (hereinafter in the description of hydraulic fracturing), in particular, to determine the geometric characteristics of hydraulic fractures (azimuth, length, average opening width, height (opening interval)) .
  • a serious limitation on the use of passive seismic is the need for a second wells, in which the hydraulic fracturing procedure is carried out, located in close proximity to the first.
  • preliminary seismic surveys are carried out, which are the excitation of a seismic signal by at least one seismic source and registration of reflected and refracted seismic signals by at least one seismic receiver,
  • the disadvantages of this method are the impossibility of obtaining information about the formation of a crack and its geometry directly during development, i.e. in real time during hydraulic fracturing, as well as the impossibility of obtaining information about the width of the crack opening.
  • the application of this method is not possible in all types of geological formations (does not work under conditions of strongly inhomogeneous acoustic impedance), and requires the use of neighboring wells at a close distance from the target well, or on the surface, which is not always possible.
  • a known method of monitoring the development of hydraulic fractures and their geometry including the use of at least one well, injection into the wellbore of one of the wells hydraulic fracturing fluid under pressure, moreover, as a hydraulic fracturing fluid, a fluid with a high conductivity of electric current is used in relation to the formation as weakly conducting electric current, the application of hydraulic voltage to the fracturing fluid through two electrodes during hydraulic fracturing, one of which is in contact with the fracturing fluid, and the other is grounded, and determining the geometry of the fracture according to the sensor system, and a series of voltage pulses are applied to the fracturing fluid, and The flushed electrode is installed at a distance from the electrode in contact with the hydraulic fracturing fluid, sufficient to avoid electrical discharge of the hydraulic fracturing fluid – grounded electrode system at the first moments of time after the voltage pulse from the well arrives at the stage corresponding to the end of
  • the known method allows you to determine the azimuth and length of the fracture in real time without the need to use neighboring wells, and its use is possible on various types of terrain.
  • the disadvantages of this method include the inability to determine the crack width, type restrictions geological formation and type of fluid filling the well.
  • a known method for determining the size of hydraulic fractures including the creation of hydraulic fracturing in the near-wellbore zone of the fracture, in which part of the fracturing fluid penetrates the formation through the surface of the fracture, forming a filtrate zone around the fracture, and the subsequent determination of the length and width of the fracturing fracture based on the measurement of fracturing fluid, and numerical simulation of the displacement of the fracturing fluid from the fracture and from the filtrate zone by reservoir fluid for a given parameter in the reservoir, hydraulic fracturing data and estimated fracture sizes for calculating the change in the fracture fluid content in the total production during the commissioning of the well after hydraulic fracturing, during the commissioning of the well throughout the entire period of pumping hydraulic fracturing fluid, periodic sampling of the production fluid from the wellhead, the fractured fluid is measured in the selected samples, and then the measurement results are compared with numerical simulation calculations and the crack length is determined by the nail learning
  • the advantages of the method are the determination of the length of the fracture without the need to use neighboring wells, the absence of restrictions on the type of geological formation, landscape landscape or the type of fluid filling the well.
  • the disadvantages of this method include the impossibility of determining the azimuth, depth, height (opening interval) and crack opening width.
  • this method does not allow monitoring the development of a crack in real time.
  • a known method for determining the geometry of a fracture of an underground reservoir including measuring gamma radiation emitted by a crack, subtracting background radiation from the measured gamma radiation for obtaining a measurement of peak energy, comparing said measurement of peak energy with a model of transport spectrometric response to gamma radiation, and determine the geometry of said formation fracture in accordance with the values associated with said response model, and namely, height (opening interval) and crack opening width.
  • 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, the absence of restrictions on the terrain.
  • the disadvantages of this method include the impossibility of determining the azimuth of the fracture, and restrictions on the type of geological formation or type of fluid filling the well.
  • the advantages of the method are the ability to determine the azimuth, depth and total volume of the fracture in real time, without the need to use neighboring wells, does not impose restrictions on the type of geological formation or the type of fluid filling the well.
  • 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.
  • the disadvantages of this method include the impossibility of determining the azimuth of the fracture in real time from the beginning of formation, as well as the insufficient accuracy of determining the geometric parameters of the hydraulic fracture.
  • the objective of the present invention is to improve the accuracy of determining the geometric parameters of the cracks in the on-line mode.
  • the technical result of the invention is the ability to determine with high accuracy a greater number of geometrical parameters of the fracture, namely the azimuth, length, average width of the opening, height (opening interval) directly in the hydraulic fracturing process.
  • the technical result is achieved by the fact that in the method for determining the parameters of a hydraulic fracture in a well, including measuring the distributed temperature and pressure in the well and calculating the geometric parameters of the well from them, the mechanical deformations of the well casing are additionally measured, while The parameters of mechanical deformations are measured using strain gauges placed on the outer surface of the well casing in a predetermined order within the perforation interval.
  • strain gauges their azimuthal distribution is possible with a given step of transverse microdeformations in several consecutive sections within the perforation interval.
  • strain gauges their azimuthal distribution with a given step of longitudinal microstrains in several consecutive sections within the perforation interval is possible.
  • strain gauges their azimuthal distribution is possible with a given step of the main radii of surface curvature in several successive sections within the perforation interval.
  • strain gauges their azimuthal distribution is possible with a predetermined distance distance from the casing string for the borehole walls in several consecutive sections within the perforation interval.
  • FIG. 1 is a schematic diagram of a borehole monitoring system for hydraulic fracture parameters by which the inventive method can be implemented
  • FIG. 2 is a diagram of a possible arrangement of sensors in such a system.
  • the downhole monitoring system includes a well 1, a casing 2 installed in it, couplings 3 with strain gauges 4, an ADC 5, data transmission units 6 and power units 7, an annular cement screed 8, perforation 9 of the barrel, temperature sensors 10, placed on it and pressure.
  • Determination of the parameters of hydraulic fracturing in the well is carried out in the following order.
  • a casing string 2 is lowered into a drilled well 1 with temperature and pressure sensors 10 located in it, as well as with couplings 3 with tensors 4, ADC 5, blocks 6 pre-installed on its outer surface in the specified order and 7 data and autonomous power transmissions, respectively.
  • the space between the rock and the casing 2 is poured with cement with the formation of a screed 8. Perforate 9 of the barrel of the casing 2 through (through the casing and cement stone).
  • the proposed borehole monitoring system for hydraulic fracture parameters suggests the development of a special device made in the form of a sub pipe placed in the upper part of the liner during its assembly and lowering into the well.
  • Important functions of the device are the collection, processing and storage of information from a system of sensors located on the surface of the shank along its entire length, providing an autonomous power supply for the entire system.
  • Information is transmitted to the surface using a communication channel based on modulation of the length of the grounding electrode and the supply of quasi-constant current to the circuit from the surface.
  • the mathematical model of the measuring system includes the analysis of the following physical parameters:
  • thermo-hydrodynamic model The vertical temperature distribution and pressure measurements at two points (above and below the perforation interval), which are interpreted according to the thermo-hydrodynamic model.
  • the temperature anomaly caused by the influx of process fluids into the formation during hydraulic fracturing allows us to identify the absorption intervals, and therefore the intervals of the development of hydraulic fractures.
  • thermometry the intervals of fluid flow into the well are noted by the temperature change relative to thermal due to the Joule-Thompson throttle effect and calorimetric mixing effect.
  • Gas expansion in the inflow interval in the wellbore is accompanied by a throttle effect - a negative temperature anomaly appears.
  • Fluid inflow from the formation is usually accompanied by heating.
  • a quantitative physical model of heat and mass transfer in a coupled system of a well and reservoirs is based on the following physical assumptions arising from the intended use of the model:
  • Axial symmetry Formation anisotropy (for example, the presence of cracks) at a large distance from the well, as well as the presence of large-scale heterogeneities of the rock in terms of thermal properties, have a weak effect on the temperature signal.
  • the model of heat and mass transfer in the formation assumes the instantaneous establishment of thermal equilibrium between the fluid filling the pore space and the matrix of the permeable formation.
  • the heat transfer model in an impermeable rock neglects vertical heat transfer, which allows us to preserve the one-dimensionality of the problems being solved.
  • the pressure drop in the well is determined using a quasistationary model that takes into account the influence of gravity, friction, and flow acceleration.
  • the model neglects the radial heterogeneity of the temperature of the fluid or gas flow along the well section, as well as the vertical thermal diffusion along the flow in the well.
  • the fluid model takes into account compressibility during radial filtration and does not take into account fluid compressibility in the well.
  • the physical properties of the fluid are independent of temperature and pressure.
  • the gas model uses the equation of state of a real gas with a constant compressibility factor.
  • the heat capacity, thermal conductivity, and viscosity are independent of temperature and pressure, and the density, Joule – Thomson coefficient, and adiabatic coefficient depend.
  • EEPROM microcircuits with a capacity of 32 Mbit and an operating temperature of up to 210 ° C (for example, TI SM28VLT32-HT with an SPI interface), or 64 Mbit with an operating temperature up to 150 ° C.
  • the well is equipped with a measuring system at the stage of well construction. Placement of sensors and electronics in the annular space between the liner and the well wall, which is filled with cement.
  • a system for measuring hydraulic fracture crack parameters should consist of several fundamental parts: a memory, power, and telemetry module located in the upper part of the shank; and modules for measuring microstrains, temperature and pressure, located above the shank couplings in the form of mechanical clamps.
  • the telemetry system is attached to the uppermost segment, the measurement system is mounted on the shank in the form of clamps in the area of the couplings.
  • the systems are connected by means of an armored cable attached to the shank. After the descent, the tail Wick is cemented and directional perforation with the definition of the locator couplings and armored cable.
  • the system implementation option includes the following nodes: - strain gauge of the casing string deformation field, - distributed thermometry in the perforation interval and precise barometry (above and below the interval).
  • data temperature, pressure, microstrains
  • data acquisition and transmission module During hydraulic fracturing, data (temperature, pressure, microstrains) are transmitted through an armored cable to the data acquisition and transmission module and transmitted to the surface in real time, where they are processed using special software and displayed on the screen in the form of traffic.
  • special software By analyzing the graphs (or using a special software package), we can obtain the vertical propagation of the crack, the azimuth of its plane and the maximum opening.
  • the claimed method allows to determine the azimuth, length, width of the crack opening, height (opening interval) of the crack in real time when performing a hydrodynamic effect on the permeable reservoir, which, in conjunction with the geomechanical model of the development of the fracture, makes it possible to optimally specify the injection regimes in order to achieve the target parameters of the hydraulic fracture.

Landscapes

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

Abstract

Изобретение относится к геофизическим исследованиям нефтегазовых скважин, и может быть использовано для определения параметров гидроразрыва пласта, в частности, для определения геометрических характеристик трещин гидроразрыва пласта (азимут, длина, средняя ширина раскрытия, высота (интервал раскрытия)). Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине включает измерение распределенных температуры и давления в скважине и вычисление по ним геометрических параметров трещины, дополнительно производят измерение механических деформаций обсадной колонны скважины. При этом измерение параметров механических деформаций производят с помощью тензодатчиков, размещенных на наружной поверхности обсадной колонны скважины в заданном порядке в пределах интервала перфорации. Благодаря проводимому в реальном времени мониторингу распределенных физических параметров скважины заявляемый способ позволяет определять азимут, длину, ширину раскрытия трещины, высоту (интервал раскрытия) трещины при выполнении гидродинамического воздействия на проницаемый коллектор, что в совокупности с геомеханической моделью развития трещины позволяет оптимальным образом уточнять режимы закачки с целью достижения целевых параметров трещины гидроразрыва пласта.

Description

Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине
Изобретение относится к геофизическим исследованиям нефтегазовых скважин, и может быть использовано для опреде- ления параметров гидроразрыва пласта (далее в описании ГРП), в частности, для определения геометрических характеристик трещин ГРП (азимут, длина, средняя ширина раскрытия, высота (интервал раскрытия)).
В настоящее время существует достаточно много техно- логий и методик по определению образовавшихся трещин.
Наиболее распространёнными являются способы пассив- ной сейсморазведки. Эти способы оценивают параметры трещи- ны, опираясь, главным образом, на регистрацию и последующую локализацию микросейсмических событий, порождаемых непо- средственно самим процессом трещинообразования.
В силу неопределённости, являющейся следствием того, что невозможно достаточно точно локализовать ширину разры- ва, измерения в таких способах и их последующая интерпрета- ция носят оценочный характер. Кроме того, из-за низких ампли- туд излучения или больших затуханий. Регистрируемый сигнал при измерениях может оказаться низким даже по сравнению с уровнем шума.
Также серьёзным ограничением на использование пас- сивной сейсморазведки является необходимость наличия второй скважины, в которой и осуществляется процедура ГРП, распо- ложенной в непосредственной близости от первой.
Известны сейсмические исследования ГРП при помощи активного сейсмического источника, обеспечивающие более вы- сокую, по сравнению с методами пассивной сейсморазведки, ам- плитуду регистрируемого полезного сигнала.
Так, известен способ определения геометрических харак- теристик трещины ГРП (см. патент RU Ν°2461026, МПК Е21В47/14, опубликован 10.09.2012 г.), в соответствии с которым:
- до осуществления ГРП проводят предварительные сей- смические изыскания, представляющие собой возбуждение сей- смического сигнала по меньшей мере одним сейсмоисточником и регистрацию отраженных и преломленных сейсмических сиг- налов по меньшей мере одним сейсмоприемником,
- создают скоростную модель путем комбинирования ре- зультатов предварительных сейсмических изысканий и дополни- тельной геологической информации,
- оценивают сейсмические характеристики исследуемой геологической области,
- на основе скоростной модели выявляют по меньшей ме- ре один мощный и плоский литологический отражатель, распо- ложенный ниже планируемой трещины,
- 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 уче- том глубины выявленного литологического отражателя, геомет- рии и расположения планируемой трещины,
- осуществляют ГРП,
- проводят сейсмические изыскания после формирования трещины ГРП, когда трещина поддерживается в открытом со- стоянии и находится под давлением, и определяют размеры и форму трещины ГРП на основе сравнения зарегистрированных до и после ГРП отраженных и преломленных сейсмических сиг- налов посредством решения обратной задачи с использованием созданной численной модели.
Недостатками данного способа являются невозможность получение информации о формировании трещины и ее геомет- рии непосредственно в процессе развития, т.е. в режиме реально- го времени при ГРП, а также невозможность получения инфор- мации о ширине раскрытия трещины. Кроме того, применение данного способа возможно не во всех типах геологических фор- маций (не работает в условиях сильно неоднородного акустиче- ского импеданса), и требует задействование соседних скважин на близком расстоянии от целевой скважины, или на дневной поверхности, что не всегда возможно.
Известен способ контроля развития трещины ГРП и ее геометрии (см. патент RU JN°2374438, МПК Е21В43/26, опубли- кован 27.1 1.2009 г.), включающий использование, по меньшей мере, одной скважины, нагнетание в ствол одной из скважин жидкости гидроразрыва под давлением, причем в качестве жид- кости гидроразрыва используют жидкость с высокой проводимо- стью электрического тока в отношении к пласту как слабо про- водящему электрический ток, приложение в процессе ГРП элек- трического напряжения к жидкости гидроразрыва посредством двух электродов, один из которых находится в контакте с жидко- стью гидроразрыва, а другой - заземлен, и определение геомет- рии трещины по данным системы датчиков, причем к жидкости гидроразрыва прикладывают серию импульсов напряжения, и за- земленный электрод установлен на расстоянии от электрода, находящегося в контакте с жидкостью гидроразрыва, достаточ- ном, чтобы избежать электрической разрядки системы «жид- кость гидроразрыва - заземленный электрод» в первые моменты времени после поступления импульса напряжения от скважины на стадии, соответствующей окончанию зарядки жидкости гид- роразрыва, по меньшей мере, в одной скважине измеряют пара- метры электромагнитного поля и/или акустических сигналов, возникающих в результате приложения импульсов напряжения к жидкости гидроразрыва, и дополнительно определяют координа- ты наконечника трещины.
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.
К недостаткам данного способа можно отнести невоз- можность определения ширины трещины, ограничения на тип геологической формации и тип жидкости, заполняющей скважи- ну.
Известен способ определения размеров трещины ГРП (см. патент RU 2324810, МПК. Е21В43/26, опубликован 20.05.2008 г.), 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 трещи- ны ГРП на основе измерения жидкости гидроразрыва, причем предварительно проводят численное моделирование вытеснения жидкости гидроразрыва из трещины и из зоны фильтрата пла- стовым флюидом для заданных параметров пласта, данных гид- роразрыва и предполагаемых размеров трещины для расчета из- менения содержания жидкости разрыва в общей добыче во время пуска скважины в эксплуатацию после ГРП, во время пуска скважины в течение всего периода выкачивания жидкости гид- роразрыва производят периодический отбор образцов добывае- мого флюида из устья скважины, в отобранных образцах осу- ществляют измерение содержания жидкости гидроразрыва, а за- тем сравнивают результаты измерений с расчетами численного моделирования и длину трещины определяют по наилучшему совпадению результатов измерений и модельных расчетов.
Преимуществами способа являются определение длины трещины без необходимости задействования соседних скважин, отсутствие ограничений на тип геологической формации, ланд- шафт местности или тип жидкости, заполняющей скважину. К недостаткам данного способа можно отнести невоз- можность определения азимута, глубины, высоты (интервал рас- крытия) и ширины раскрытия трещины. Кроме того, данный способ не позволяет наблюдать за развитием трещины в реаль- ном времени.
Известен способ определения геометрии трещины под- земного пласта (варианты) (см. патент RU JNQ2483210, МПК Е21В43/26, опубликован 27.05.2013 г.), включающий измерение гамма-излучения, испускаемого трещиной, вычитание фонового излучения из измеренного гамма-излучения для получения изме- рения пиковой энергии, сравнение упомянутого измерения пико- вой энергии с моделью транспортного-спектрометрического от- клика на гамма-излучение, и определяют геометрию упомянутой трещины пласта в соответствии со значениями, связанными с упомянутой моделью отклика, а именно - высоту (интервал рас- крытия) и ширину раскрытия трещины.
Преимуществами способа являются определение высоты (интервала раскрытия) и ширины раскрытия трещины в реаль- ном времени без необходимости задействования соседних сква- жин, отсутствие ограничений на ландшафт местности.
К недостаткам данного способа можно отнести невоз- можность определения азимута трещины, и ограничения на тип геологической формации или тип жидкости, заполняющей сква- жину.
Известен способ контроля геометрии трещины ГРП
«наземная наклонометрия»(см. патент US JY°4353244, МПК E21B 49/00, E21B 43/26, опубликован 12.10.1982 г.), включаю- щий расстановку наклономеров на небольших глубинах на фик- сированных расстояниях вокруг нагнетательной скважины, при- чем расстояние установки зависит от глубины обработки и ожи- даемых размеров трещины, далее массив поверхностных накло- номеров измеряет градиент смещения и предоставляет карту де- формации земной поверхности над трещиной, и после анализ данных деформаций обеспечивает определение азимута, глуби- ны и общего объем трещины.
Преимуществами способа являются возможность опреде- ления 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. К недостаткам дан- ного способа можно отнести большую неопределенность в полу- ченных параметрах трещины, невозможность определения высо- ты (интервал раскрытия) и ширину раскрытия трещины, а также накладывает ограничения на ландшафт местности.
Наиболее близким к заявляемому, является взятый в ка- честве прототипа способ контроля распределённых геолого- технологических параметров нефтегазовых скважин (см. заявку на патент PCT/RU/2014000300, 2014 г. или статью в журнале: Ря- занцев А.Э., Черемисин А. Н., Торопецкий К.В., Внутрисква- жинный мониторинг в концепции «умной» скважины, Вестник Ц Р Роснедра. 2014. JMsl , с. 2 - 6), включающий измерение ее физических характеристик с помощью опущенных в скважину геофизических приборов и вычисление по ним геолого- технологических параметров скважины, причем производят в ре- альном времени в локально выбранных точках и/или вдоль вы- бранных участков скважины измерения физических характери- стик скважины, при этом в качестве физических характеристик скважины выбирают температуру флюида и/или дебит флюида и/или давление флюида и/или характеристики акустического шума скважины и/или компонентный состав флюида.
К недостаткам данного способа можно отнести невоз- можность определения азимута трещины в реальном времени с начала формирования, а также недостаточная точность опреде- ления геометрических параметров трещины ГРП.
Задачей настоящего изобретения является повышение точности определения геометрических параметров трещины в режиме «он-лайн».
Техническим результатом изобретения является возмож- ность определения с высокой точностью большего количества геометрических параметров трещины, а именно азимута, длины, средней ширины раскрытия, высоты (интервала раскрытия) непосредственно в процессе ГРП.
Технический результат достигается тем, что в способе определения параметров трещины гидроразрыва пласта в сква- жине, включающем измерение распределенных температуры и давления в скважине и вычисление по ним геометрических па- раметров трещины, дополнительно производят измерение меха- нических деформаций обсадной колонны скважины, при этом измерение параметров механических деформаций производят с помощью тензодатчиков, размещенных на наружной поверхно- сти обсадной колонны скважины в заданном порядке в пределах интервала перфорации.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков возможно их азимутальное распределение с заданным шагом по- перечных микродеформаций в нескольких последовательных се- чениях в пределах интервала перфорации.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков возможно их азимутальное распределение с заданным шагом продольных микродеформаций в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков возможно их азимутальное распределение с заданным шагом главных радиусов кривизны поверхности в нескольких последо- вательных сечениях в пределах интервала перфорации.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков возможно их азимутальное распределение с заданным шагом расстояний от обсадной колонны для стенок скважины в не- скольких последовательных сечениях в пределах интервала пер- форации.
Заявляемое изобретение поясняется чертежами, в кото- рых на фиг.1 представлена принципиальная схема системы скважинного мониторинга параметров трещины ГРП с помощью которой возможно осуществление заявляемого способа, на фиг. 2 - схема возможного размещения датчиков в такой системе. Система скважинного мониторинга содержит скважину 1, установленную в ней обсадную колонну 2, размещенные на ней муфты 3 с тензодатчиками 4, АЦП 5, блоками 6 передачи данных и блоками 7 питания, зако лонную цементную стяжку 8, перфо- рацию 9 ствола, датчики 10 температуры и давления.
Определение параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине производят в следующем порядке.
Сначала производят работы по подготовке скважины к измерениям. Для этого в пробуренную скважину 1 опускают об- садную колонну 2 с размещенными в ней датчиками 10 темпера- туры и давления, а также с предварительно установленными на ее наружной поверхности в заданном порядке муфтами 3 с тен- зо датчиками 4, АЦП 5, блоками 6 и 7 передачи данных и авто- номного питания, соответственно. Пространство между породой и обсадной колонной 2 заливают цементом с образованием стяжки 8. Производят перфорацию 9 ствола обсадной колонны 2 насквозь (через обсадку и цементный камень).
Далее в скважину 1 под давлением начинают закачивать жидкость и одновременно в режиме «он-лайн» регистрировать показания с датчиков 10 (температуру, давление в различных точках внутри скважины 1 , а также механические деформации обсадной колонны 2 и/или околоскважинного пространства с тензодатчиков 4). Регистрация показаний с датчиков 10 и 4 пре- образуется АЦП 5 и через блоки 6 передачи данных поступает в комплекс обработки в течение всего времени до момента гидро- разрыва околоскважинного пространства (открытия трещины ГРП) и далее до момента стабилизации геометрических размеров трещины ГРП. При этом наличие блоков 7 автономного питания обеспечивает возможность работы погружных элементов систе- мы без их подключения к внешним источникам.
Предложенная система скважинного мониторинга пара- метров трещины ГРП предполагает разработку специального прибора, выполненного в виде трубы-переводника, размещаемо- го в верхней части хвостовика в процессе его сборки и спуска в скважину. Важными функциями прибора является сбор, обра- ботка и хранение информации от системы датчиков, располо- женных на поверхности хвостовика по всей его длине, обеспече- ние автономного питания всей системы. Передача информации на дневную поверхность с помощью канала связи, основанного на модуляции длины заземляющего электрода и подачи в цепь квазипостоянного тока с дневной поверхности.
В качестве измерительной системы малой информативно- сти предлагается использовать накладные приборы для измере- ния механических напряжений на поверхности трубы хвостови- ка, температуры и давления в затрубье. Этой информации, со- гласно нашим исследованиям достаточно для определения гео- метрических характеристик трещины в окрестности скважины. Это вертикальное распространение трещины, азимут ее плоско- сти и амплитуду раскрытия.
Эти параметры могут передаваться на поверхность прак- тически в режиме реального времени в процессе ГРП и могут быть использованы в процессе выполнения ГРП для корректи- ровки процесса.
Математическая модель измерительной системы включа- ет анализ следующих физических параметров:
1. Поля микродефор^мтгий в нескольких сечениях обсадно- го хвостовика. Микродеформации на поверхности обсадной тру- бы пересчитываются в локальную кривизну поверхности и дают представление о форме. Исходно круглая труба радиусом до, датчики с базой Тогда если тензодатчик фиксирует относи- тельную деформацию ε, то радиус кривизны получится R = й0{1— εΚ0/ί) Имея угловое распределение можно вос- становить угловое распределение радиуса кривизны:
Допустим датчики размещены по сетке азимутальных углов fo и дают локальные радиусы кривизны {K*(?>i)). Задаём целевую функцию минимизации:
Figure imgf000013_0001
где *Ό - азимут большой полуоси эллипса, ориентирован- ной вдоль трещины ГРП.
Амплитуда раскрытия трещины в заданном сечении ГРП вычисляется на основании среднего радиуса кривизны я* = (ΐ/η)Σ« ί»ί) по всем точкам, предварительно на лаборатор- ной модели строится полуаналитическая пересчетная функция (линейная или линейная с неболыцой квадратичной поправкой).
Располагая аналогичными данными в нескольких сечени- ях обсадной трубы, реконструируется вертикальное распростра- нение трещины ГРП, а также поворот азимута трещины по высо- те и ее длина.
2. Вертикального распределения температуры и замеры давления в двух точках (выше и ниже интервала перфорации), которые интерпретируется согласно термо-гидродинамической модели. Температурная аномалия, обусловленная притоком тех- нологических жидкостей в пласт при проведении ГРП, позволяет идентифицировать интервалы поглощения, а следовательно ин- тервалы развития трещины ГРП.
Вследствие адиабатического расширения жидкостей и га- зов при прохождении через пористые среды и влияния дроссель- ного процесса наблюдаются термические эффекты. Адиабатиче- ское расширение жидкостей и газов, сопровождающееся пони- жением температуры, незначительно влияет на температурные изменения внутри пласта и забоев действующих скважин вслед- ствие большой теплоемкости системы Ср (горных пород). За- метные изменения температуры на забоях скважин происходят вследствие дроссельного процесса. При этом интенсивность из- менения температуры характеризуется коэффициентом Джоуля - Томсона, который представляет собой частную производную от температуры Т по давлению р при постоянной энтальпии Н.
Figure imgf000014_0001
По термометрии интервалы поступления флюида в сква- жину отмечаются по изменению температуры относительно гео- термической за счет дроссельного эффекта Джоуля-Томпсона и эффекта калориметрического смешивания.
Расширение газа в интервале притока в стволе скважины сопровождается проявлением дроссельного эффекта - появляется отрицательная аномалия температуры. Приток жидкости из пла- ста обычно сопровождается нагреванием.
Количественная физическая модель тепломассопереноса в связанной системе скважины и пластов основана на следую- щих физических допущениях, обусловленных целевым приме- нением модели:
Фильтрация описывается законом Дарси для радиально- симметричного потока в цилиндрическом пласте с изотропной проницаемостью. Скин-фактор учитывает только влияние обла- сти пониженной проницаемости вокруг скважины.
Осевая симметрия. Анизотропия пластов (например, наличие трещин) на большом расстоянии от скважины, а также наличие крупномасштабных неоднородностей породы по тепло- вым свойствам оказывает слабое влияние на температурный сиг- нал. Предположение о радиальном течении фильтрационного потока вблизи скважины, связанного с наличием перфорацион- ных каналов, предполагая, что этот эффект компенсируется смешением жидкости, поступающей в скважину.
Модель тепломассопереноса в пласте предполагает мгно- венное установление теплового равновесия между флюидом, за- полняющим поровое пространство, и матрицей проницаемого пласта. Модель теплопереноса в непроницаемой породе прене- брегает вертикальным теплопереносом, что позволяет сохранить одномерность решаемых задач.
Перепад давления в скважине определяется с помощью квазистационарной модели, учитывающей влияние силы тяготе- ния, трения и ускорения потока.
Модель пренебрегает радиальной неоднородностью тем- пературы потока жидкости или газа вдоль сечения скважины, а также вертикальной тепловой диффузией вдоль потока в сква- жине.
Модель жидкости учитывает сжимаемость при радиаль- ной фильтрации и не учитывает сжимаемость жидкости в сква- жине. Физические свойства жидкости не зависят от температуры и давления.
Модель газа использует уравнение состояния реального газа с постоянным фактором сжимаемости. Теплоемкость, теп- лопроводность и вязкость от температуры и давления не зависят, а плотность, коэффициент Джоуля - Томсона и адиабатический коэффициент - зависят.
Следует отметить, что все данные интерпретируется сов- местно в комплексе, в результате строится согласованная карти- на распространения трещины и физических полей. Некоторые параметры трещины, такие как высота (интервал раскрытия) определяются сразу по нескольким независимым физическим параметрам, что позволяет избежать неопределенностей в случае неоднозначной интерпретации в модели. Узел автономного питания необходим на случай сбоя пи- тания с поверхности, в этот момент могут быть получены и за- писаны весьма ценные данные. В настоящее время существуют высокотемпературные Li-SoC12 батареи с рабочей температурой до 150/165/200°С и емкостью до 800/70/15 Вт ч, соответственно (например, ЕЕМВ Battery или Saft). При температурах до 120°С годятся NiMh батареи, обладающие типовыми емкостями до 100 Вт ч. Существуют высокотемпературные микросхемы EEPROM емкостью 32 Мбит и рабочей температурой до 210°С (например, TI SM28VLT32-HT с интерфейсом SPI), или 64 Мбит с рабочей температурой до 150°С.
Оснащение скважины измерительной системой произво- дится на этапе строительства скважины. Размещение датчиков и электроники в кольцевом пространстве между хвостовиком и стенкой скважины, которое заполняется цементом.
Таким образом, система для измерения параметров тре- щины ГРП должна состоять из нескольких принципиальных ча- стей: модуль памяти, питания и телеметрии, располагающийся в верхней части хвостовика; и модули измерения микродеформа- ций, температуры и давления, располагающиеся над муфтами хвостовика в виде механических хомутов.
Монтаж системы происходит во время сбора и спуска хвостовика, на самый верхний сегмент крепится система теле- метрии, системы измерения - на хвостовик в виде хомутов в районе муфт. Системы связываются посредством бронированно- го кабеля, прикрепленного к хвостовику. После спуска хвосто- вика происходит цементирование и направленное перфорирова- ние с определением локатора муфт и бронированного кабеля.
Вариант реализации системы включает следующие узлы: - тензометрию деформационного поля обсадной колонны, - распределённую термометрию в интервале перфорации и точеную барометрию (выше и ниже интервала).
Во время проведения ГРП данные (температура, давле- ние, микродеформации) по бронированному кабелю поступают в модуль сбора и передачи данных, и передаются на поверхность в режиме реального времени, где обрабатываются с помощью спе- циального ПО и выводятся на экран в виде трафиков. Анализи- руя графики (либо с помощью специального программного ком- плекса), мы можем получить вертикальное распространение трещины, азимут ее плоскости и максимальное раскрытие.
Благодаря проводимому в реальном времени мониторин- гу распределенных физических параметров скважины, заявляе- мый способ позволяет определять азимут, длину, ширину рас- крытия трещины, высоту (интервал раскрытия) трещины в ре- альном времени при выполнении гидродинамического воздей- ствия на проницаемый коллектор, что, в совокупности с геоме- ханической моделью развития трещины, позволяет оптимальным образом уточнить режимы закачки с целью достижения целевых параметров трещины ГРП.

Claims

Формула изобретения
1. Способ определения параметров трещины гидро- разрыва пласта в скважине, включающий измерение рас- пределенных температуры и давления в скважине и вы- числение по ним геометрических параметров трещины, от- личающийся тем, что дополнительно производят измере- ние механических деформаций обсадной колонны скважи- ны с помощью тензодатчиков, размещенных на наружной поверхности обсадной колонны скважины в заданном по- рядке в пределах интервала перфорации.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков возможно их азимутальное распределение с заданным шагом попе- речных микродеформаций в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков возможно их азимутальное распределение с заданным шагом про- дольных микродеформаций в нескольких последователь- ных сечениях в пределах интервала перфорации.
4. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков возможно их азимутальное распределение с заданным шагом глав- ных радиусов кривизны поверхности в нескольких после- довательных сечениях в пределах интервала перфорации.
5. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков возможно их азимутальное распределение с заданным шагом рассто- яний от обсадной колонны для стенок скважины в не- скольких последовательных сечениях в пределах интерва- ла перфорации.
PCT/RU2015/000939 2015-12-28 2015-12-28 Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине WO2017116261A1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2015/000939 WO2017116261A1 (ru) 2015-12-28 2015-12-28 Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине
EA201700545A EA201700545A1 (ru) 2015-12-28 2015-12-28 Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2015/000939 WO2017116261A1 (ru) 2015-12-28 2015-12-28 Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2017116261A1 true WO2017116261A1 (ru) 2017-07-06

Family

ID=59225807

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2015/000939 WO2017116261A1 (ru) 2015-12-28 2015-12-28 Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине

Country Status (2)

Country Link
EA (1) EA201700545A1 (ru)
WO (1) WO2017116261A1 (ru)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111814318A (zh) * 2020-06-22 2020-10-23 中国石油大学(华东) 一种致密油藏水平井分段压裂裂缝参数设计方法
CN113279746A (zh) * 2020-02-03 2021-08-20 中国石油天然气股份有限公司 一种套管变形风险区域的确定方法及应用
CN113565493A (zh) * 2020-04-28 2021-10-29 中国石油天然气集团有限公司 风险数据的评估处理方法和油层套管保护结构
RU2787144C2 (ru) * 2020-11-23 2022-12-29 Саусвест Петролиэм Юниверсити (СВПЮ) Способ определения времени выдержки скважины после гидроразрыва с использованием распространения ползучести трещин гидроразрыва
WO2024102027A1 (ru) * 2022-11-07 2024-05-16 Общество С Ограниченной Ответственностью "Смарт Алгоритмс" Способ определения зон развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2007104596A (ru) * 2007-02-07 2008-08-20 Институт проблем механики Российской Академии наук (ИПМех РАН) (RU) Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта (варианты)
RU2374440C2 (ru) * 2004-07-08 2009-11-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Система датчиков
RU2483210C2 (ru) * 2008-11-11 2013-05-27 Моументив Спешелти Кемикалс Инк. Способ определения геометрии трещины подземного пласта (варианты) и способ моделирования геометрических параметров трещины подземного пласта
US8754362B2 (en) * 2009-07-01 2014-06-17 Ge Oil & Gas Logging Services, Inc. Method for detecting fractures and perforations in a subterranean formation

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2374440C2 (ru) * 2004-07-08 2009-11-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Система датчиков
RU2007104596A (ru) * 2007-02-07 2008-08-20 Институт проблем механики Российской Академии наук (ИПМех РАН) (RU) Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта (варианты)
RU2483210C2 (ru) * 2008-11-11 2013-05-27 Моументив Спешелти Кемикалс Инк. Способ определения геометрии трещины подземного пласта (варианты) и способ моделирования геометрических параметров трещины подземного пласта
US8754362B2 (en) * 2009-07-01 2014-06-17 Ge Oil & Gas Logging Services, Inc. Method for detecting fractures and perforations in a subterranean formation

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
CHEREMISIN A. N. ET AL.: "Vnutriskvazhinnyy monitoring B kontseptsii "umnoy" svazhiny Vestnik TSKR Rosnedra", January 2014 (2014-01-01), pages 2 - 6 *

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113279746A (zh) * 2020-02-03 2021-08-20 中国石油天然气股份有限公司 一种套管变形风险区域的确定方法及应用
CN113279746B (zh) * 2020-02-03 2023-08-22 中国石油天然气股份有限公司 一种套管变形风险区域的确定方法及应用
CN113565493A (zh) * 2020-04-28 2021-10-29 中国石油天然气集团有限公司 风险数据的评估处理方法和油层套管保护结构
CN111814318A (zh) * 2020-06-22 2020-10-23 中国石油大学(华东) 一种致密油藏水平井分段压裂裂缝参数设计方法
RU2787144C2 (ru) * 2020-11-23 2022-12-29 Саусвест Петролиэм Юниверсити (СВПЮ) Способ определения времени выдержки скважины после гидроразрыва с использованием распространения ползучести трещин гидроразрыва
RU2796265C1 (ru) * 2022-11-07 2023-05-19 Дмитрий Викторович Бадажков Способ определения зон развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта
WO2024102027A1 (ru) * 2022-11-07 2024-05-16 Общество С Ограниченной Ответственностью "Смарт Алгоритмс" Способ определения зон развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта
RU2819060C1 (ru) * 2023-10-13 2024-05-13 Общество С Ограниченной Ответственностью "Смарт Алгоритмс" Способ добычи нефти и газа, использующий определение зон развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта

Also Published As

Publication number Publication date
EA201700545A1 (ru) 2018-07-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2652394C2 (ru) Оценка трещиноватости в скважинах с обсаженным стволом
RU2649195C1 (ru) Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта
RU2553720C1 (ru) Системы и способы каротажа азимутальной хрупкости
RU2678248C2 (ru) Построение изображений пластов звуковой волной
BR112018010004B1 (pt) Método e aparelho para ajuste de um parâmetro físico de uma operação de poço
WO2023045245A1 (zh) 高温地热田综合地球物理勘探系统及地热甜点区评价方法
BRPI0822365B1 (pt) Conjunto de ferramenta de fundo de furo, e, método para perfilar
CA2557196A1 (en) System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis
NO20101136L (no) Karakterisering av bruddlengder og formasjonsresistivitet ut ifra matrise induksjonsdata
US10073185B2 (en) Predicting hydraulic fracture propagation
Majorowicz et al. Geothermal energy as a source of heat for oil sands processing in northern Alberta, Canada
WO2017116261A1 (ru) Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине
Oldenburg et al. Hydraulic fracturing experiments at 1500 m depth in a deep mine: Highlights from the kISMET project
Lo et al. The combined use of heat-pulse flowmeter logging and packer testing for transmissive fracture recognition
Becker et al. Measuring hydraulic connection in fractured bedrock with periodic hydraulic tests and distributed acoustic sensing
BR102014004609A2 (pt) ferramenta de formação de imagem de furo de poço acústico
CN107515430B (zh) 一种地震法探测盐湖卤水的方法
CN107179555B (zh) 随钻地震钻头震源侧帮地质构造探测方法
Meehan et al. Effects of reservoir heterogeneity and fracture azimuth on optimization of fracture length and well spacing
Warpinski et al. In situ stress and moduli: Comparison of values derived from multiple techniques
WO2016209822A1 (en) Predicting hydraulic fracture propagation
Massiot et al. Discussion between a reservoir engineer and a geologist: permeability identification from completion test data and borehole image logs integration
Becker et al. A slimhole approach to measuring distributed hydromechanical strain in fractured geothermal reservoirs
RU2390805C1 (ru) Способ контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта
CN106415151B (zh) 利用干热岩石裂纹区域的地热设备

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: 15912141

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201700545

Country of ref document: EA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15912141

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1