Мониторинг гидравлического разрыва пласта



Мониторинг гидравлического разрыва пласта
Мониторинг гидравлического разрыва пласта
Мониторинг гидравлического разрыва пласта
Мониторинг гидравлического разрыва пласта
Мониторинг гидравлического разрыва пласта
Мониторинг гидравлического разрыва пласта
Мониторинг гидравлического разрыва пласта
Мониторинг гидравлического разрыва пласта
Мониторинг гидравлического разрыва пласта
Мониторинг гидравлического разрыва пласта

 


Владельцы патента RU 2537419:

ОПТАСЕНС ХОЛДИНГЗ ЛИМИТЕД (GB)

Группа изобретений относится к скважинному мониторингу, с использованием распределенной системы акустического зондирования, гидравлического разрыва пласта во время сооружения эксплуатационных скважин, таких как нефтяные и газовые скважины. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы мониторинга. Сущность решения: способ содержит этапы, на которых: опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для формирования распределенного акустического датчика; собирают данные от многочисленных продольных участков волокна; и обрабатывают указанные данные для получения индикации по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта, причем, по меньшей мере, одна индикация, по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта содержит индикацию, по меньшей мере одного из: а) уровней интенсивности, б) частоты и в) разброса частот акустических возмущений по меньшей мере в продольном участке зондирования волокна вблизи места растрескивания, причем указанную индикацию(ии) используют для представления индикации потока проппанта и текучей среды в трещину. 3 н. и 42 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

Настоящее изобретение относится к мониторингу гидравлического разрыва пласта во время сооружения эксплуатационных скважин, таких как нефтяные и газовые скважины. Мониторинг стадий, используемых при сооружении таких скважин, и мониторинг таких скважин в ходе эксплуатации часто называют скважинным мониторингом. В частности, настоящее изобретение относится к скважинному мониторингу с использованием распределенной системы акустического зондирования (DAS).

Оптоволоконные датчики стали общеупотребительной технологией для широкого круга вариантов применения, например, в геофизических исследованиях. Оптоволоконные датчики могут принимать разнообразные формы, и общепринятой формой является размещение катушки из волокна вокруг оправки. Точечные датчики, такие как геофоны или гидрофоны, могут быть изготовлены этим путем для регистрации акустических и сейсмических данных в точке, и крупные массивы таких точечных датчиков могут быть мультиплексированы между собой с использованием оптоволоконных соединительных кабелей для формирования обобщенной оптоволоконной системы. Пассивное мультиплексирование может быть достигнуто полностью оптическими средствами, и преимущество состоит в том, что не требуются никакие электрические соединения, что является чрезвычайно благоприятным в жестких условиях окружающей среды, где электрическое оборудование легко повреждается.

Оптоволоконные датчики нашли применение в скважинном мониторинге, и известно создание сети сейсмоприемников (геофонов) в скважине или вокруг нее для регистрации сейсмических сигналов с целью лучшего понимания местных геологических условий и процесса извлечения. Проблема такого подхода состоит в том, что геофоны характеризуются относительно большими размерами, и поэтому размещение их в скважине затруднительно. В дополнение, геофоны склонны иметь ограниченный динамический диапазон.

Патентный документ WO 2005/033465 описывает систему скважинного акустического мониторинга с использованием волокна, имеющего ряд периодических изменений показателя преломления, например брэгговские решетки. Акустические данные извлекаются участками волокна и используются для отслеживания условий в буровой скважине во время эксплуатации.

Гидравлический разрыв пласта является важным процессом во время формирования некоторых нефтяных или газовых скважин, называемых как нетрадиционные скважины, для стимуляции течения нефти или газа из пласта горной породы. Обычно буровую скважину пробуривают до пласта горной породы и облицовывают обсадной колонной. Наружная сторона обсадной колонны может быть заполнена цементом, чтобы предотвратить загрязнение водоносных слоев и т.д., когда начинается течение. В нетрадиционных скважинах может потребоваться гидравлический разрыв пласта горной породы, чтобы стимулировать течение. Обычно этого достигают двухстадийным процессом перфорации с последующим гидравлическим разрывом пласта. Перфорация включает подрыв серии перфорационных зарядов, то есть кумулятивных зарядов, изнутри обсадной колонны для создания перфорационных отверстий сквозь обсадную колонну и цемент, которые простираются в пласт горной породы. Сразу после завершения перфорации обеспечивают растрескивание горной породы нагнетанием текучей среды, такой как вода, вниз по скважине под высоким давлением. Поэтому эта текучая среда вдавливается в перфорационные отверстия и, когда достигается достаточное давление, вызывает разрыв пласта горной породы. К текучей среде обычно добавляют твердый дисперсный материал, такой как песок, для заполнения трещин, которые сформировались, и удержания их в открытом состоянии. Такой твердый дисперсный материал называют проппантом. Скважина может быть перфорирована в серии секций, начиная с участка скважины, наиболее отдаленного от устья скважины. Таким образом, когда секция скважины была перфорирована, она может быть заблокирована запорной пробкой, пока производят перфорацию и гидроразрыв следующей секции.

Процесс гидравлического разрыва пласта является ключевой стадией в сооружении нетрадиционной скважины и представляет собой процесс гидравлического разрыва пласта, который эффективно определяет производительность скважины. Однако контроль и мониторинг процесса гидравлического разрыва пласта являются очень трудными. Количество текучей среды и проппанта и величину расхода потока в основном измеряют как вспомогательные параметры для определения, когда могло произойти достаточное образование трещин, и также для выявления потенциальных проблем в процессе гидравлического разрыва пласта.

Одна возможная проблема, известная как вымывание проппанта, возникает, когда разрушается цемент, охватывающий обсадную колонну, и текучая среда просто втекает в полость. Это обусловливает бесполезный расход расклинивающей текучей среды и препятствует эффективному гидравлическому разрыву пласта. Показателями вымывания проппанта могут быть высокий расход потока или внезапное увеличение величины расхода потока.

Еще одна проблема относится к ситуации, которая может возникать, где большая часть текучей среды и проппанта втекает в пласт горной породы через одно или более перфорационных отверстий, препятствуя эффективному гидравлическому разрыву пласта через другие места перфораций. Обычно процесс гидравлического разрыва пласта выполняют для сегмента ствола скважины, и, как упомянуто выше, несколько перфораций могут быть сделаны вдоль длины этой секции скважины так, что последующий процесс гидравлического разрыва пласта вызывает растрескивание в нескольких иных местах вдоль этой секции скважины. Однако во время процесса гидравлического разрыва пласта возможно, что горная порода в одном или более местах перфораций может растрескиваться более легко, чем при остальных перфорациях. В этом случае одна или более развивающихся трещин может начинаться с поглощением большей части текучей среды и проппанта, снижая давление в остальных местах перфораций. Это может иметь результатом ухудшение растрескивания в других местах перфораций. Увеличение расхода потока текучей среды и проппанта может просто приводить к усиленному растрескиванию у первой перфорации, где трещина может просто разрастаться и не оказывать значительного влияния на то, сколько нефти или газа добывается через эту трещину. Однако ослабленное растрескивание в других местах может снижать количество нефти и газа, получаемых через те места, тем самым оказывая негативное влияние на производительность скважины в целом. Например, предположим, что секцию скважины перфорируют в четырех различных местах для последующего гидравлического разрыва пласта. Если во время процесса гидравлического разрыва пласта три из мест перфорации растрескиваются относительно легко, то большая часть текучей среды и проппанта будет перетекать к этим местам. Это может препятствовать тому, чтобы в четвертом месте гидравлического разрыва пласта даже развивалось давление, достаточное для эффективного растрескивания, с тем результатом, что только три трещины распространяются в пласт горной породы с созданием протока для текучей среды. Тем самым производительность этого участка скважины составляет только 75% от той, какую можно было бы ожидать в идеальном случае.

Если есть подозрение о возможности такой ситуации, в текучую среду может быть добавлен дополнительный твердый материал, обычно сферические гранулы твердого материала с конкретным размером или в диапазоне размеров. Размер сферических гранул является таким, что они могут увлекаться течением в относительно большие трещины, где они будут внедряться с образованием преграды, но являются достаточно большими, чтобы не поступать в относительно мелкие трещины. Этим путем относительно крупные трещины, которые могут потреблять большую часть текучей среды для гидравлического разрыва пласта, частично закупориваются во время процесса гидравлического разрыва пласта, с тем результатом, что течение во все трещины выравнивается.

Традиционно условия течения текучей среды для гидравлического разрыва пласта отслеживают в попытках понять, становятся ли доминирующими одно или более мест гидравлического разрыва пласта и тем самым препятствуют эффективному растрескиванию в одном или более других местах гидравлического разрыва пласта, но сделать это является затруднительным и часто основывается на практическом опыте буровых инженеров.

Так же, как отмеченные выше проблемы, затруднительным является простое отслеживание процесса гидравлического разрыва пласта, чтобы удостовериться в достижении желательного уровня растрескивания. Кроме того, может быть предусмотрена более чем одна нефтяная скважина для извлечения нефти или газа из пласта горной породы. Когда создают новую скважину, трещины не должны распространяться в область пласта горной породы, которая уже питает существующую скважину, так как любое течение в новую скважину из такой области может просто сокращать течение в существующую скважину. Однако определить направление и протяженность трещин очень трудно.

В дополнение к мониторингу величины расхода потока текучей среды, показания датчиков могут быть зарегистрированы во время процесса гидравлического разрыва пласта от датчиков, размещенных в отдельных наблюдательных скважинах и/или на уровне земли. Эти датчики могут включать геофоны или другие сейсмические датчики, размещенные для регистрации сейсмического события во время процесса гидравлического разрыва пласта. Затем эти показания датчиков могут быть проанализированы после процесса гидравлического разрыва пласта, чтобы попытаться определить общее местоположение и протяженность растрескивания, но обеспечивают мало возможностей для регулирования процесса гидравлического разрыва пласта в режиме реального времени.

Цель настоящего изобретения состоит в создании систем и способов мониторинга гидравлического разрыва пласта в буровой скважине.

Согласно первому аспекту изобретения, представлен способ скважинного мониторинга гидравлического разрыва пласта, включающий стадии, в которых: опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для создания распределенного акустического датчика, замеряют данные от многочисленных продольных участков волокна; и обрабатывают указанные данные для получения индикации по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта.

Распределенное акустическое зондирование (DAS) представляет собой форму оптоволоконного зондирования, альтернативную точечным датчикам, в которой оптически опрашивают единичный отрезок продольного волокна, обычно одним или более входными импульсами, для проведения, по , непрерывного зондирования активности колебаний вдоль отрезка. В волокне возбуждают оптические импульсы и регистрируют и анализируют обратное рассеяние излучения внутри волокна. Чаще всего регистрируют обратное рэлеевское рассеяние. В ходе анализа обратного рассеяния излучения внутри волокна можно эффективно подразделить волокно на многочисленные дискретные участки зондирования, которые могут быть (но могут и не быть) смежными. Внутри каждого дискретного участка зондирования механические колебания волокна, например, от акустических источников вызывают изменение количества излучения, которое претерпевает обратное рассеяние от этого участка. Это изменение может быть зарегистрировано и проанализировано и использовано в качестве меры интенсивности возмущений в волокне на этом участке зондирования. Как применяемому в настоящем описании, термину «распределенное акустическое зондирование» будет придано значение датчика, включающего оптическое волокно, в которое посылают оптический сигнал для создания многочисленных дискретных акустических участков зондирования, распределенных в продольном направлении вдоль волокна, и «акустический» предполагается означающим любой тип механического колебания или волны сжатия, в том числе сейсмические волны. Поэтому способ может включать стадии, в которых возбуждают серию оптических импульсов в указанном волокне и регистрируют обратное рэлеевское рассеяние излучения волокном; и обрабатывают зарегистрированное обратное рэлеевское рассеяние излучения для формирования многочисленных дискретных продольных участков зондирования в волокне. Следует отметить, что как используется здесь, термин «оптический» не ограничивается видимой областью спектра, и оптическое излучение включает инфракрасное излучение и ультрафиолетовое излучение.

Единичный отрезок волокна обычно представляет собой одномодальное волокно, и оно предпочтительно не содержит никаких зеркал, отражателей, решеток или (при отсутствии любого внешнего стимула) любых изменений оптических свойств вдоль его длины, то есть отсутствие любого заданного оптического изменения вдоль его длины. Этим обеспечивают то преимущество, что может быть использован немодифицированный, по существу сплошной отрезок стандартного волокна, требующего незначительной или никакой модификации или подготовки для применения. Подходящая DAS-система описана, например, в патентном документе GB2442745, содержание которого здесь включено ссылкой. Такой датчик можно рассматривать как полностью распределенный или внутренний датчик, так как в нем используют собственное рассеяние, происходящее изначально в оптическом волокне, и тем самым распределяют функцию зондирования на все протяжение оптического волокна в целом.

Поскольку волокно не имеет разрывов, длину и размещение участков волокна, соответствующих каждому каналу, определяют опросом волокна. Эти параметры могут быть выбраны согласно физической компоновке волокна и скважины, мониторинг которой проводят с его помощью, и также соответственно типу требуемого мониторинга. Этим путем расстояние вдоль волокна, или глубину в случае главным образом вертикальной скважины, и длину каждого участка волокна, или разрешение канала, можно без труда варьировать с приспособлением к запросчику, изменяя ширину входного импульса и коэффициент заполнения входных импульсов, без каких-нибудь изменений волокна. Распределенное акустическое зондирование может действовать с продольным волокном длиной до 40 км или более, например, с разрешением регистрируемых данных по 10-метровым отрезкам. В типичном скважинном применении обычным является волокно длиной в несколько километров, то есть волокно проходит вдоль всей длины ствола скважины, и разрешение канала продольных участков зондирования в волокне может быть порядка 1 м или нескольких метров. Как упомянуто ниже, пространственное разрешение, то есть длину отдельных участков зондирования в волокне, и распределение каналов можно варьировать во время применения, например, в ответ на зарегистрированные сигналы.

В способе согласно настоящему изобретению сигналы обратной связи из волокна обрабатывают для получения индикации по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта. В DAS-датчике, таком как описанный в патентном документе GB2442745, обработка по каждому отдельному акустическому каналу может быть проведена в режиме реального времени. Таким образом, способ согласно настоящему изобретению обеспечивает индикацию характеристик гидравлического разрыва пласта в режиме реального времени, то есть без какой-то значительной задержки. Поэтому индикация характеристик гидравлического разрыва пласта, обеспечиваемая данным способом, может быть использована для регулирования процесса гидравлического разрыва пласта. Способ согласно настоящему изобретению исполняют в то время, когда текучую среду и проппант нагнетают вниз в буровую скважину и он дает показания в реальном времени того, что происходит в глубине скважины. Это может позволить оператору скорректировать параметры течения, при необходимости останавливать течение или добавлять дополнительный твердый материал, основываясь на показаниях характеристик гидравлического разрыва, то есть данных от DAS-датчика. В некоторых вариантах исполнения автоматическое управляющее устройство может быть приспособлено для корректирования параметров течения автоматически на основе характеристик гидравлического разрыва пласта.

Квалифицированному специалисту будет понятно, что может иметь место некоторое, обусловленное естественными причинами, небольшое запаздывание приема излучения, претерпевшего обратное рассеяние от соответствующего участка волокна, так как излучение должно вернуться обратно от соответствующего участка волокна, где происходит рассеяние, до детектора на конце волокна. Кроме того, будут некоторые небольшие запаздывания, связанные со срабатыванием детектора, регистрацией данных и обработкой данных, чтобы выдать показания характеристик гидравлического разрыва пласта. Однако DAS-зондирование согласно настоящему изобретению может обеспечивать индикацию акустических возмущений, регистрируемых участками зондирования в волокне, без какого-нибудь значительного запаздывания, то есть в пределах нескольких секунд или одной секунды или в пределах 500 миллисекунд (мс), 100 мс, 10 мс или менее, после реального возмущения. Это может быть достигнуто с использованием имеющихся в продаже на рынке детекторов и управляющих устройств.

Индикация характеристик растрескивания может включать звуковое воспроизведение акустических сигналов от одного или более выбранных участков зондирования волокна, расположенных вблизи мест гидравлического разрыва пласта.

Оптическое волокно предпочтительно размещают внутри ствола скважины, в которой проводят гидравлический разрыв пласта. В одной компоновке оптическое волокно прокладывают вдоль наружной стороны обсадной колонны скважины, хотя в некоторых вариантах исполнения волокно может быть размещено проходящим внутри обсадной колонны. Оптическое волокно может быть прикреплено к обсадной колонне скважины, когда ее вводят в буровую скважину, и, если на наружной стороне обсадной колонны, впоследствии зацементировано на месте в тех участках скважины, которые подвергают цементированию.

Поэтому волокно следует общей траектории ствола скважины и простирается в буровую скважину по меньшей мере вплоть до участка, в котором происходит гидравлический разрыв пласта. Поэтому при гидравлическом разрыве пласта в любой данной секции буровой скважины в волокно может быть послан запрашивающий сигнал для создания одного или, предпочтительно, многочисленных акустических участков зондирования вблизи места гидравлического разрыва пласта, то есть местоположения вдоль ствола скважины, в котором протекает текучая среда для гидравлического разрыва пласта, или же предполагается ее течение, в пласт горной породы для выполнения гидравлического разрыва пласта. Позиция или местоположение представляющих интерес участков зондирования в основном должны быть известны по сведениям о длине вдоль волокна и, следовательно, скважины. Однако, когда проводят перфорацию, способ может включать мониторинг акустических возмущений в волокне, возбуждаемых на стадии перфорации. Акустические возмущения во время перфорации могут быть использованы для определения участков волокна, которые соответствуют местам растрескивания. Например, участки волокна, которые проявляют наибольшую интенсивность акустического возмущения во время перфорации, будут главным образом соответствовать положению, где подрывают перфорационные заряды, и тем самым местам гидравлического разрыва пласта.

Поэтому акустические сигналы от одного или более соответствующих участков волокна, где предполагается проведение гидравлического разрыва пласта, могут быть воспроизведены на подходящем звуковом устройстве. Это даст персоналу возможность прослеживать процесс гидравлического разрыва пласта по звуковой обратной связи о том, что происходит в месте образования трещин. Течение текучей среды и проппанта будет создавать фоновый шумовой сигнал, и образующиеся трещины будут давать кратковременные сигналы с относительно высокой интенсивностью, которые будут звучать для операторов подобно треску. Поэтому оператор, вслушиваясь в сигналы, создаваемые акустическим каналом волокна, соседнего с местом индивидуальной перфорации, будет обеспечен звуковой обратной связью в режиме реального времени об обстоятельствах течения несущей проппант текучей среды и любого достигнутого гидравлического разрыва пласта, происходящего в этом месте растрескивания.

Будет понятно, что условия в глубине буровой скважины могут быть агрессивно жесткими, и в особенности такими во время гидравлического разрыва пласта. Поэтому размещение конкретного датчика в глубине ствола скважины во время гидравлического разрыва пласта до сих пор не практиковали. В способе настоящего изобретения используют оптическое волокно, которое может быть размещено на наружной стороне обсадной колонны скважины для создания скважинного датчика в буровой скважине, в которой проводят гидравлический разрыв пласта.

Индикация также может включать сравнение уровней интенсивности акустических возмущений вблизи каждого из нескольких различных мест гидравлического разрыва пласта. Средняя интенсивность или акустическая энергия в каждом соответствующем участке зондирования волокна может быть использована для индикации, не происходит ли растрескивание в одном месте гидравлического разрыва пласта существенно иначе, нежели в еще одном месте растрескивания, например, не связано ли одно место гидравлического разрыва пласта со значительно более низкой или более высокой акустической энергией, чем еще одно место гидравлического разрыва пласта. Это может быть использовано для индикации, являются ли конкретные место или места гидравлического разрыва пласта более или менее активными, нежели чем другие места растрескивания.

Если акустический канал волокна вблизи места гидравлического разрыва пласта показывает значительно более высокую акустическую энергию, чем в других местах гидравлического разрыва пласта, то это могло бы быть показателем того, что в этой точке в пласт горной породы поступает большая доля несущей проппант текучей среды. Подобно этому, если одно место гидравлического разрыва пласта показывает относительно низкую акустическую интенсивность, это могло бы быть показателем того, что значительное течение несущей проппант текучей среды в пласт горной породы отсутствует. Таким образом, относительные акустические интенсивности могли бы быть использованы для индикации, что одно или более мест гидравлического разрыва пласта потребляют больше несущей проппант текучей среды и/или одно или более мест гидравлического разрыва пласта являются относительно неактивными.

Эта информация может быть использована персоналом, который управляет процессом гидравлического разрыва пласта, для модификации условий течения проппанта. Например, можно варьировать величину расхода потока, или же твердый материал, такой как сферические гранулы конкретного размера, мог бы быть добавлен в поток для частичного блокирования доминирующего места гидравлического разрыва пласта, как обсуждалось выше. Способ согласно настоящему изобретению представляет надежный метод определения, когда одно или более мест гидравлического разрыва пласта потребляют большую часть проппанта, позволяя оператору процесса вносить любые необходимые коррективы. Кроме того, способ обеспечивает обратную связь в режиме реального времени в том плане, являются ли эффективными произведенные оператором изменения, например, в улучшении растрескивания или выравнивании растрескивания среди нескольких мест гидравлического разрыва пласта. Как описано выше, к текучей среде для гидравлического разрыва пласта могут быть добавлены сферические гранулы твердого материала, чтобы частично блокировать доминирующее место гидравлического разрыва пласта. Выбор правильного размера или диапазона размеров материала важен для обеспечения того, что доминирующая трещина частично заблокируется, тогда как это не создаст значительных помех другим трещинами. Выбор размера добавляемого материала и количества вносимого материала может быть в существенной мере основан на догадках. Однако при применении способа согласно настоящему изобретению дополнительный твердый материал может быть добавлен постадийно, с внесением частиц с различными размерами на различных стадиях и с мониторингом влияния на акустическую активность на каждом из мест гидравлического разрыва пласта.

Акустическая информация может быть отображена в режиме реального времени в виде графика акустической энергии, то есть интенсивности, для каждого из отдельных акустических каналов при мониторинге. Это дает оператору визуальную индикацию соответствующей активности для каждого места гидравлического разрыва пласта. Также могут быть применены и другие средства визуального отображения данных.

Способ может включать подразделение данных от продольных участков зондирования волокна на одну или более спектральных полос. Другими словами, данные могут быть профильтрованы так, чтобы включать только акустические возмущения с частотой в пределах частотного диапазона конкретной спектральной полосы. Анализ данных с помощью спектральной полосы может более четко выявлять акустическое различие между разнообразными каналами на местах гидравлического разрыва пласта. Поскольку несущая проппант текучая среда представляет собой высоконапорный поток текучей среды, содержащей дисперсный материал, он по своей природе является шумным процессом и будет создавать множество акустических откликов вследствие течения внутри обсадной колонны. Течение в перфорацию может быть связано с конкретной частотной характеристикой, и тем самым различие между потоками может быть более легко различимым по конкретной спектральной полосе или полосам.

Как упомянуто выше, стадия гидравлического разрыва пласта по своей природе является очень шумным процессом. Таким образом, применение акустического датчика внутри ствола скважины, в которой происходит гидравлический разрыв пласта, для получения значимой информации относительно происходящего гидравлического разрыва пласта является непредсказуемым, и применение распределенного акустического датчика в забое буровой скважины, в которой выполняют гидравлический разрыв пласта, для получения полезной информации о процессе гидравлического разрыва пласта, то есть информации, которая может быть использована для ощутимого модифицирования процесса, представляет еще один аспект изобретения.

В некоторых случаях наиболее интересная спектральная полоса может быть известной заблаговременно. Однако в других случаях на спектральный отклик могут влиять все из динамических характеристик скважины и динамических параметров процесса гидравлического разрыва пласта. Поэтому в некоторых вариантах исполнения способ может включать подразделение акустических возмущений соответствующих участков зондирования волокна на многочисленные спектральные полосы, каждая из которых может быть отображена для операторов. Различные спектральные полосы могли бы быть показаны оператору одновременно или последовательно, или же оператор мог бы выбрать, какую из спектральных полос следовало бы отобразить.

Спектральные полосы могут быть обработаны для автоматического выявления представляющей интерес спектральной полосы. Например, данные для каждой спектральной полосы могут быть обработаны для выявления присутствия значительного локального максимума средней энергии, который мог бы быть показательным для акустического сигнала от проппанта и текучей среды, протекающих в место перфорации. Обработка могла бы быть ограничена на основе знания акустических каналов, которые соответствуют местам перфорации, например, как предварительно задано на основе сведений о волокне, по выбору оператора или как определено измерениями во время подрыва перфорационных зарядов. Другими словами, спектральные полосы могли бы быть проанализированы для определения спектральной полосы, в которой энергия в каналах, соответствующих местам перфорации, является значительно более высокой, чем энергия в других близлежащих каналах. Спектральные полосы также могли бы быть проанализированы для выявления любой спектральной полосы, в которой акустическая энергия на одном или более каналах, соответствующих месту перфорации, является значительно более низкой, чем акустическая энергия на одном или более других местах перфорации. Соответствующие спектральные полосы могли бы быть отображены или высвечены для оператора.

Способ также может включать мониторинг во времени относительной акустической энергии каналов, соответствующих местам перфорации, например, для определения, происходит ли значительное изменение мгновенного среднего значения в любом соответствующем канале и/или варьируют ли относительные энергии в каналах, соответствующих местам перфорации. Если уровни акустической энергии значительно изменяются, например средняя интенсивность конкретного канала, соответствующего месту перфорации, испытывает внезапный скачок, или если относительные интенсивности двух каналов, соответствующих различным местам перфорации, отклоняются от определенного порогового значения, процесс может подавать сигнал тревоги для оператора, например, в виде визуальной и/или звуковой аварийной сигнализации.

В некоторых вариантах исполнения частота и/или интенсивность сигналов от каналов, которые размещены в местах перфорации, могут быть проанализированы для определения характеристик трещины. Как упомянуто выше, механические нарушения, испытываемые акустическими каналами вследствие течения текучей среды для гидравлического разрыва в пласт горной породы через место перфорации, могут включать частотный компонент, который может зависеть от относительного размера перфорации и величины существующей трещины. Таким образом, в результате анализа частоты или частот, при которой(-ых) акустические сигналы обусловливаются главным образом течением текучей среды в трещину, может быть сделан вывод об относительном размере трещины.

Статистические сведения о прежних процессах гидравлического разрыва пласта могут быть собраны и проанализированы, чтобы способствовать оценке характеристик растрескивания. Например, как описано выше, способом согласно настоящему изобретению можно определить, какое влияние оказывает добавление твердого материала с конкретным размером на течение текучей среды для гидравлического разрыва пласта в многочисленные различные трещины. Поэтому способ может включать регистрацию данных по меньшей мере от акустического канала или каналов вблизи мест гидравлического разрыва пласта для последующего анализа. В то время как обратная связь в режиме реального времени полезна для оператора, дополнительный анализ может быть выполнен для улучшения обратной связи, доступной в будущих процессах гидравлического разрыва пласта. Настоящее изобретение также относится к анализу статистических данных для идентификации характеристик трещины.

Например, исследование акустических откликов, чтобы увидеть, как изменялись сигналы, когда добавляли твердый материал с конкретным размером, позволяет определить некоторые общие размеры трещины. Если сферические гранулы с диаметром D1, будучи добавленными к текучей среде, не оказывают значительного влияния на акустический отклик конкретной трещины, тогда как сферические гранулы с меньшим диаметром D2 оказываются нарушающими течение в эту трещину, это может подразумевать, что соответствующая трещина имеет общий размер где-то между D1 и D2 (возможно, скорректированный с учетом сжимаемости материала сферических гранул). Поэтому могут быть проанализированы акустические отклики от трещин в диапазонах определенных размеров. Например, акустический канал, который размещен при трещине, которая соответствует сферическим гранулам с размером D2, но не с размером D1, может проявлять сильный спектральный компонент в первом диапазоне, но может просто показывать фоновый шум во втором спектральном диапазоне. Акустический канал, который размещен в другом месте растрескивания, который не проявляет значительного изменения сигнала, когда добавляют сферические гранулы с размером D1 или D2 (и тем самым могут предполагаться меньшими в некотором измерении), может не показывать значительных компонентов в первом спектральном диапазоне, но может проявлять значительный компонент во втором спектральном диапазоне. Если, скажем, эти данные определены для конкретной горной породы, то они могут быть использованы для нового процесса гидравлического разрыва пласта, проводимого в пласте из такой же горной породы. Например, анализ в режиме реального времени спектрального отклика акустических каналов во время процесса гидравлического разрыва пласта может быть применен для выводов относительно размера трещины. Представленная оператору индикация могла бы включать показания о размере трещин, которые, например, могли бы быть полезными для регулирования параметров течения и, при необходимости, в выборе надлежащего размера твердого материала, добавляемого к текучей среде.

Индикация по меньшей мере одной характеристики трещины может включать показания коротких одиночных сейсмических импульсов, в особенности относительно высокочастотных коротких одиночных сейсмических импульсов, в акустическом сигнале. Представляющие интерес события растрескивания имеют природу, разительно отличающуюся от шума непрерывного течения, обусловленного высоконапорным притоком воды и песка во время процесса гидравлического разрыва пласта. В общем, они характеризуются короткими и внезапными волнами - далее называемыми как короткие одиночные сейсмические волны. Способ может включать обнаружение таких коротких одиночных сейсмических импульсов для охарактеризования гидравлического разрыва пласта. Например, способ может включать применение устройства, обнаруживающего кратковременные вариации за пределами средних переменных уровней (детектор импульсных помех), для отделения этих событий от фона и длиннопериодного шума. В способе также могут быть использованы характеристики известных событий растрескивания для идентификации происходящего образования трещин. Характеристики известных событий растрескивания могут учитывать тип горной породы, подвергаемой гидравлическому разрыву, то есть способ может выискивать акустические «характеристики», связанные с гидравлическим разрывом пласта, который происходит обычным порядком, и эти характеристики могут варьировать согласно типу горной породы пласта.

Способ может включать индикацию числа коротких одиночных сейсмических импульсов, которые были обнаружены, и/или частоты возникновения коротких одиночных сейсмических импульсов. Поскольку короткие одиночные сейсмические импульсы являются показателями растрескивания и процесс предназначен для растрескивания горной породы для создания протоков, большое число коротких одиночных сейсмических импульсов может указывать на то, что процесс гидравлического разрыва пласта протекает успешно. Поэтому число и/или частота коротких одиночных сейсмических импульсов могут быть переданы оператору процесса гидравлического разрыва пласта и могут быть использованы для определения, надо ли корректировать параметры процесса гидравлического разрыва пласта. Здесь может быть принят во внимание тип пласта горной породы, подвергаемого гидравлическому разрыву. Некоторые горные породы могут растрескиваться относительно легко, и тем самым можно ожидать относительно большого числа актов растрескивания с относительно малой интенсивностью, то есть коротких одиночных сейсмических импульсов, с относительно высокой частотой. Другие пласты горной породы могут растрескиваться менее легко, и это может проявляться в сравнительно более редких и менее частых, но более интенсивных актах растрескивания и тем самым коротких одиночных сейсмических импульсах. Поскольку тип горной породы в пласте может быть выявлен до сооружения скважины, число и/или частоту обнаруженных коротких одиночных сейсмических импульсов можно сравнить с предполагаемыми числом/частотой.

Также может быть зарегистрирована интенсивность кратковременных сигналов. Интенсивность акустических коротких сейсмических импульсов может быть соотнесена с энергией происходящего растрескивания. Интенсивность также может быть соотнесена с протяженностью образовавшейся трещины, то есть с тем, насколько длинной является полученная трещина. Знание того, как далеко распространяется трещина, может представлять собой важную информацию.

Способ также может включать идентификацию серии взаимосвязанных коротких одиночных сейсмических импульсов, которые, например, могут быть показателями относительно высокой магнитуды происходящего растрескивания. Продолжительность короткого одиночного сейсмического импульса и/или серии коротких одиночных сейсмических импульсов также может предоставлять индикацию магнитуды события.

Конечно, сейсмические волны, генерированные происходящим растрескиванием, ослабляются по мере того, как они проходят через горные породы, и тем самым сигналы, воспринимаемые волокном от событий растрескивания, которые происходят на большем отдалении, ослабляются еще больше. Таким образом, способ может включать определение общего местоположения или по меньшей мере дистанции до места растрескивания тем, что может быть принята во внимание степень ослабления. Например, время поступления конкретной кратковременной волны к различным участкам зондирования волокна может быть использовано для оценки разности длин пути от места возникновения короткого одиночного сейсмического импульса до различных участков волокна. Это может быть использовано для оценки дистанции до места, где произошло событие растрескивания, с использованием технологии типа мультилатерации («временной разницы приема»). Другие способы определения местоположения источника происходящего растрескивания будут более подробно описаны ниже.

Может быть проанализирована эволюция кратковременного сигнала, то есть продолжительность, время нарастания и время затухания короткого одиночного сейсмического импульса, чтобы определить тип происходящего растрескивания. Различные типы трещин могут иметь различные характеристики. Например, некоторые трещины могут включать событие типа раздробления, тогда как другие могут включать расщепление пласта горной породы. Энергосодержание и/или эволюция сигнала могут быть различными для различных типов растрескивания.

Могут быть проанализированы также частотные характеристики зарегистрированных коротких одиночных сейсмических импульсов, например, для определения основной частоты короткого одиночного сейсмического импульса, то есть частоты максимальной интенсивности. Может быть также проанализирован разброс частот. Например, короткий одиночный сейсмический импульс, энергия которого сконцентрирована в одном или более узких частотных диапазонах, может указывать на тип происходящего растрескивания, отличающийся от короткого одиночного сейсмического импульса, в котором энергия распределяется по относительно широкому диапазону частот. Способ также может включать анализ относительной интенсивности в различных полосах частот, то есть разброс частот акустической энергии.

Как упоминалось, основная частота или доминантные частоты короткого одиночного сейсмического импульса могут быть показателем энергии и/или типа трещины. Трещины с более высокой энергией в некоторых типах горных пород могли бы обусловливать более высокие частоты коротких одиночных сейсмических импульсов. Растрескивания, которые сводятся к единичной трещине, могут иметь один или более частотных всплесков при определенных частотах, тогда как растрескивание типа дробления может иметь больший разброс частот. Таким образом, частотные характеристики коротких одиночных сейсмических импульсов могут давать характеристику растрескивания.

Опять же будет отмечено, что расстояние от трещины до волокна может влиять на частотный компонент регистрируемого короткого одиночного сейсмического импульса, так как различные частоты ослабляются в различной степени. Таким образом, может быть учтена индикация местоположения происходящего растрескивания, например, соотнесением значения короткой одиночной сейсмической волны с частотно-зависимыми значениями на основе приближенной оценки расстояния от волокна.

Поэтому способ также может включать отображение для оператора данных, касающихся числа, частотности, интенсивности, эволюции сигнала, частоты и/или разброса частот коротких одиночных сейсмических волн, в качестве индикации характеристики гидравлического разрыва пласта. Способ может включать представление итоговой индикации числа и/или частотности растрескивания, размера или интенсивности происходящего растрескивания, индикацию типа образующейся трещины и/или, как будет описано ниже, индикацию плотности растрескивания и/или карту распространения трещин.

Эта информация может быть использована для контроля процесса гидравлического разрыва пласта. Параметры течения могут быть изменены, если обнаруженные короткие одиночные сейсмические импульсы не происходят с желательной частотностью или с желательной интенсивностью или если характеристики коротких одиночных сейсмических импульсов не согласуются с предпочтительным типом растрескивания. Поскольку информация может быть представлена в режиме реального времени, параметры процесса могут быть скорректированы в контуре обратной связи для определения, улучшило ли изменение параметров течения процесс гидравлического разрыва пласта или нет. Например, можно изменить величину расхода потока для определения, происходит ли последующее изменение скорости растрескивания или типа происходящего формирования трещин.

Как упоминалось, способ может включать анализ коротких одиночных сейсмических импульсов для одной или более конкретных характеристик известных типов трещин или показательных для предпочтительных характеристик гидравлического разрыва пласта. Данные, собранные во время процесса гидравлического разрыва пласта, а также с полезным применением обратной связи в режиме реального времени, также могут быть сохранены для последующего анализа. Эти данные также могут быть проанализированы наряду с другими сведениями, собранными во время других процессов гидравлического разрыва пласта, для выявления любой общности в ходе процесса гидравлического разрыва пласта. Сохраненные данные могут включать не только акустические данные, но также данные относительно типа горной породы, условий течения и т.д. Может быть также проведена корреляция собранных данных с последующей добычей, чтобы идентифицировать характеристики коротких одиночных сейсмических импульсов, которые могут быть связаны с хорошей продуктивностью.

Следует отметить, что используемый в стволе скважине DAS-датчик после гидравлического разрыва пласта может быть также использован в качестве системы текущего мониторинга во время реальной добычи из скважины. Этим путем можно отслеживать течение нефти/газа в скважину и можно оценивать относительный поток из каждого из различных мест гидравлического разрыва пласта. Измерение общего потока в устье скважины является показательным для общего процесса гидравлического разрыва пласта для всей скважины. Однако применением DAS-датчика можно оценить относительный вклад каждого места гидравлического разрыва пласта или совокупности мест.

Поэтому может быть возможной корреляция конкретных типов коротких одиночных сейсмических импульсов, в частности пластов горных пород, с полученными хорошими характеристиками добычи. Таким образом, может быть выявлен предпочтительный тип короткого одиночного сейсмического импульса для конкретного пласта горной породы и характеристики, связанные с этим коротким одиночным сейсмическим импульсом.

Такая регистрация характеристик коротких одиночных сейсмических импульсов во время процесса гидравлического разрыва пласта может быть использована для индикации, насколько эффективным является гидравлический разрыв пласта. Эта информация может быть полезной при регулировании процесса гидравлического разрыва пласта. Например, если характеристики коротких одиночных сейсмических импульсов согласуются с характеристиками, которые для конкретного пласта горной породы типично ведут к хорошей продуктивности, то может быть так, что процесс гидравлического разрыва пласта не нужно продолжать столь длительно, если характеристики коротких одиночных сейсмических импульсов свидетельствуют о худшей последующей продуктивности.

Многие нефтяные/газовые скважины располагаются в отдаленных местах. Перевозка проппанта в количестве, необходимом для гидравлического разрыва пласта, требует значительных расходов. Если нужное количество проппанта можно значительно сократить без утраты производительности полученной скважины, то это могло бы составить существенную экономию. Способ согласно настоящему изобретению может быть использован для отслеживания процесса гидравлического разрыва пласта, и при сообщении оператору характеристик коротких одиночных сейсмических импульсов может позволить ему определять, когда лучше всего прекращать процесс, тем самым сокращая бесполезный расход проппанта.

Кроме того, оператор может быть в состоянии корректировать параметры течения для изменения характеристик коротких одиночных сейсмических импульсов (и тем самым трещин) для выведения на лучшие сходные характеристики, которые типично ведут к хорошей продуктивности в этом типе горной породы пласта. Другими словами, оператор может корректировать параметры течения и определять влияние на характеристики коротких одиночных сейсмических импульсов, чтобы получить короткие одиночные сейсмические импульсы, имеющие желательные характеристики. Таким образом, процессом можно управлять для улучшения конечной продуктивности.

Как упомянуто выше, способ также может включать определение направления на источник короткого одиночного сейсмического импульса, то есть направления на местоположение происходящего растрескивания, которое генерирует короткий одиночный сейсмический импульс. Способ также может включать определение дистанции до источника короткого одиночного сейсмического импульса.

Направление на местоположение происходящего растрескивания может быть определено сравнением времени поступления сейсмического возмущения на разнообразные различные места, например, применением технологии мультилатерации. Дистанцию до происходящего растрескивания также можно определить измерением времени поступления короткого одиночного сейсмического сигнала в различные участки волокна и значения скорости распространения сейсмических волн через пласт горной породы, которая могла бы быть измерена или приблизительно оценена. В зависимости от траектории ствола скважины различные места могли бы представлять собой различные точки вдоль буровой скважины. Однако, если буровая скважина является в основном прямолинейной, такой как вертикальная скважина, или главным образом расположена в одной плоскости, такая как имеющая вертикальный ствол от поверхности и прямолинейную горизонтальную подземную секцию, применение данных только от одного скважинного DAS может обусловливать некоторую позиционную неопределенность.

Поэтому способ может включать применение данных по меньшей мере от одного другого датчика в еще одном месте. По меньшей мере один дополнительный датчик может включать еще один оптоволоконный распределенный акустический датчик, например DAS-датчик, который размещают в уже существующей скважине в окружающей области, и/или DAS-датчик в наблюдательной буровой скважине, пробуренной поблизости, и/или DAS-датчик, расположенный вблизи поверхности общей производственной площадки, такой как зарытый в шурф. Комбинация данных от многих различных датчиков в различных местах может способствовать определению точки происхождения или по меньшей мере общей площади источника происходящего растрескивания. Это может быть использовано для определения протяженности трещины и для контроля процесса гидравлического разрыва пласта.

Например, рассмотрим ситуацию, где имеется существующая вертикальная скважина, и допустим, что присутствуют трещины, проходящие радиально от буровой скважины на расстояние F (например, как определено последующей обработкой сейсмических данных наблюдения буровой скважины). Новую вертикальную скважину пробуривают на расстоянии D от первой скважины, причем величина D является слегка большей, чем 2F. Новую буровую скважину, которая включает первое оптическое волокно для DAS, затем пробуривают горизонтально, и проводят гидравлический разрыв пласта. Если существующая скважина также содержит оптическое волокно, пригодное для DAS, второй DAS-датчик, то может быть выполнен гидравлический разрыв пласта, и параметры течения корректируют на основе сигналов от первого DAS вышеописанным образом. Однако, в дополнение, могут быть проанализированы результаты как от первого, так и от второго DAS-датчиков для выявления коротких одиночных сейсмических импульсов, которые могут представлять сейсмические волны от растрескивания, и для обнаружения таких же коротких одиночных сейсмических импульсов в результатах, полученных от обоих волокон, например, поиском акустических возмущений с такой же частотой и с таким же общим профилем интенсивности. Если идентифицированы любые такие сигналы, может быть определено время поступления на каждое волокно. Сначала, поскольку происходящие растрескивания могут быть гораздо ближе к новой скважине, время поступления на первый DAS будет более ранним, чем время поступления на второй DAS. Однако по мере продолжения процесса растрескивания для любого гидравлического разрыва пласта, который происходит в общем направлении к существующей скважине, разность времен поступления на два DAS-датчика будет сокращаться. Как только зарегистрируют сигнал, который поступает на первый DAS-датчик почти в то же время, что и на второй DAS-датчик, это можно считать означающим, что происходящее растрескивание является столь же близким к существующей скважине, как и к новой скважине. В этот момент процесс гидравлического разрыва пласта может быть остановлен для предотвращения распространения новых трещин в область существующей скважины.

Вышеприведенный пример представляет собой очень простой пример, и будет понятно, что событие растрескивания может и не происходить по прямой линии, соединяющей две скважины. Лучше различить реальное местоположение позволил бы дополнительный датчик в наблюдательной буровой скважине, смещенной относительно линии, соединяющей две скважины. Однако следовало бы отметить, что один из DAS-датчиков может быть размещен в буровой скважине, в которой проводят процесс гидравлического разрыва пласта, и что еще один DAS-датчик может быть установлен в существующей скважине. Оптическое волокно для этого DAS-датчика могло бы быть внедрено снаружи обсадной колонны скважины, когда сооружали существующую скважину. Поэтому будет понятно, что DAS-датчик уже может быть помещен на свое место и нет необходимости в пробуривании специальной наблюдательной буровой скважины. Кроме того, DAS-датчик в существующей скважине может быть использован без необходимости в прекращении добычи из первой скважины. Способ применения DAS-датчиков в многочисленных буровых скважинах для картирования трещин представляет еще один аспект настоящего изобретения. Таким образом, в еще одном аспекте представлен способ картирования трещин во время процесса гидравлического разрыва пласта, включающий стадии, на которых получают данные от многочисленных оптоволоконных распределенных акустических датчиков в многочисленных буровых скважинах во время гидравлического разрыва пласта и обрабатывают указанные данные для выявления акустических возмущений, возникающих от происходящего растрескивания, поступающих на каждый из указанных распределенных акустических датчиков, и используют время поступления на каждый из указанных распределенных акустических датчиков для определения местоположения источника указанного происходящего растрескивания.

Возвращаясь вновь к способу мониторинга процесса гидравлического разрыва пласта, индикация по меньшей мере одной характеристики трещины также может включать индикацию вымывания проппанта. Как упомянуто выше, вымывание проппанта может происходить, где текучая среда для гидравлического разрыва пласта находит иной проток, нежели к соответствующим местам растрескивания, например в полость внутри пласта горной породы, или обусловленный повреждением цементной облицовки обсадной колонны. Как было описано выше, в нормальном процессе гидравлического разрыва пласта текучая среда течет в пласт горной породы через места перфорации через созданные таким образом трещины. Выше по потоку относительно мест растрескивания поток текучей среды и проппанта будет создавать акустические возмущения, но характеристики возмущений будут иными. Если часть обсадной колонны нарушена выше по потоку относительно мест перфорации, это будет создавать значительный акустический сигнал в месте повреждения вследствие течения в пласт горной породы в этой точке. Кроме того, также может быть выявлено сниженное давление ниже по потоку относительно точки повреждения. Таким образом, способ может включать анализ сигналов, возвращающихся от участков зондирования волокна вдоль длины буровой скважины, для регистрации любых значительных сигналов, показательных для вымывания. Если такой сигнал обнаруживается, оператор может быть предупрежден, и в некоторых вариантах исполнения, кроме того, течение может быть автоматически остановлено.

Наряду с регистрацией вымывания проппанта во время процесса гидравлического разрыва пласта способ может включать стадию, на которой идентифицируют любые потенциальные точки разрушения обсадной колонны и/или окружающей цементной облицовки до стадии гидравлического разрыва пласта. Как упомянуто выше, DAS-датчик может действовать во время подрыва перфорационных зарядов. Подрыв перфорационных зарядов будет создавать относительно интенсивные серии акустических импульсов, которые будут акустическим путем эффективно возбуждать ствол скважины. Как упомянуто выше, оптическое волокно может быть внедрено в цементную облицовку, окружающую обсадную колонну. Поэтому колебания, передаваемые по оптическому волокну, будут частично зависеть от природы обсадной колонны и окружающей цементной облицовки. В месте, где цемент и обсадная колонна являются сплошными, участки зондирования в волокне могут испытывать первый тип отклика. Однако в любых областях, где обсадная колонна и/или окружающая цементная облицовка повреждены, акустический отклик будет варьировать. Таким образом, способ может включать стадии, на которых получают акустический профиль буровой скважины до проведения гидравлического разрыва пласта и анализируют указанный профиль для выявления любых аномалий, которые могли бы указывать на участки повреждения. В некоторых вариантах исполнения акустический профиль мог бы быть получен во время возбуждения в результате подрыва перфорационных зарядов, однако акустический профиль дополнительно или альтернативно мог бы быть получен посредством других путей возбуждения, таких как с помощью инструментов, вводимых в буровую скважину или извлекаемых из нее, и/или мог бы быть получен и проанализирован фоновый акустический профиль в ответ на шум окружающей среды.

Изобретение также относится к системе для скважинного мониторинга, причем указанная система включает: оптоволоконный запросчик, предназначенный для исполнения распределенного акустического зондирования на оптическом волокне, размещенном вдоль траектории ствола скважины; сэмплер, предназначенный для взятия замеров от многочисленных каналов, выходящих из указанного запросчика, для выведения акустических данных из многочисленных участков указанного волокна в каждый из многочисленных моментов времени; и анализатор данных, предназначенный для обработки указанных замеренных данных для регистрации характеристик растрескивания и создания индикаций указанных характеристик растрескивания.

Система согласно настоящему изобретению обеспечивает все те же преимущества и может быть реализована со всеми из вариантов осуществления изобретения, как описано выше.

Изобретение также относится к процессору, компьютерной программе и/или компьютерному программному продукту для исполнения любого из способов, описываемых здесь, и/или для использования любых из описываемых здесь технических характеристик оборудования, и к машиночитаемой среде, имеющей сохраняемую в ней программу для исполнения любого из описываемых здесь способов, и/или для использования любых из описываемых здесь технических характеристик оборудования.

Изобретение распространяется на способы, оборудование и/или применение, главным образом как описываемые здесь, с привлечением сопроводительных чертежей.

Любой признак в одном аспекте изобретения может быть применен к другим аспектам изобретения в любом подходящем сочетании. В частности, методические аспекты могут быть применены к инструментальным аспектам и наоборот.

Кроме того, признаки, реализованные в инструментальном оснащении, в основном могут быть реализованы в программном обеспечении и наоборот. Любое указание на признаки программного обеспечения и инструментального оснащения должно толковаться здесь соответствующим образом.

Теперь будут описаны предпочтительные признаки настоящего изобретения, исключительно в качестве примера, с привлечением сопроводительных чертежей, на которых:

Фиг.1 показывает устройство для мониторинга скважины с использованием DAS-датчика;

Фиг.2 иллюстрирует выходной сигнал системы из фиг.1;

Фиг.3 представляет схематическое изображение стадии перфорации, отслеживаемой вариантом осуществления настоящего изобретения;

Фиг.4 иллюстрирует этапы сейсмической регистрации и параметризации для мониторинга растрескивания;

Фиг.5 показывает результаты текущего мониторинга, усиленного с использованием разнообразных статистических показателей;

Фиг.6а и 6b иллюстрируют стадии процесса гидравлического разрыва пласта;

Фиг.7а и 7b иллюстрируют сигналы обратной связи, которые могут быть получены во время процесса гидравлического разрыва пласта; и

Фиг.8 иллюстрирует принцип регистрации происходящих растрескиваний на многочисленных местах.

Оптоволоконный кабель 102 укладывают вдоль траектории ствола скважины, которая в настоящем примере представляет собой газовую скважину, и может находиться на суше или на морском промысле. Скважину сооружают по меньшей мере частично из металлической эксплуатационной обсадной колонны 104, введенной в ствол 106 скважины, с зазором между наружной стенкой обсадной колонны и стволом скважины, в данном примере заполненным тампонажным цементом 108. Эксплуатационная обсадная колонна может быть сформирована из многочисленных секций, соединенных друг с другом, и в некоторых примерах секции будут иметь различные диаметры. В этом подходе диаметр обсадной колонны может постепенно сужаться в сторону забоя скважины. Как можно видеть на фиг.1, в этом примере волокно пропускают сквозь тампонажный цемент и фактически заделывают в него на наружной стороне металлической обсадной колонны. Было найдено, что оптическое волокно, которое является зажатым, например, в этом случае пропусканием через тампонажный цемент, дает иной акустический отклик на определенные события сравнительно с волокном, которое не зафиксировано. Оптическое волокно, которое является механически несвободным, может давать лучший отклик, чем волокно, которое не зафиксировано, и тем самым может быть благоприятным обеспечение того, чтобы волокно было замуровано в цемент. Разница в отклике между фиксированным и нефиксированным волокном также может быть использована как индикатор повреждения цементной облицовки, что может быть преимущественным и будет описано позже.

Волокно выводят наружу из устья скважины и соединяют с запросчиком/процессором 112. Запросчик посылает свет в волокно и регистрирует излучение, претерпевшее обратное рассеяние изнутри волокна вдоль его длины. Конкретная форма входного светового сигнала и способность блока к замеру/обработке позволяют одновременно принимать выходные сигналы многочисленных каналов данных, причем каждый канал соответствует акустическим данным, зарегистрированным вдоль конкретного отрезка волокна на определенной дистанции вдоль волокна. В то время как запросчик/процессор показан здесь как единый блок, оборудование может быть разделено, например, на блок запросчика, выдающий выходной сигнал исходных данных, направляемый на персональный компьютер или портативный компьютер для проведения обработки данных.

Пример типа возможных выходных данных из конструкции согласно фиг.1 показан на фиг.2. Здесь номер канала (и тем самым глубина главным образом вертикальных скважин) изображен вдоль у-оси с нулевым значением, представляющим ближайший к поверхности канал. Показано 400 каналов. Время показано по х-оси как опорный номер и представляет график типа «гистограммы», который непрерывно обновляется по мере поступления новых данных. Зарегистрированная интенсивность энергии показана в виде цветовой или серой шкалы на верхнем графике 202, с использованием шкалы, показанной на правой стороне, для двумерной визуализации распределения акустической энергии вдоль всего участка зондирования волокна для каждой серии моментов времени. Центральный график 204 показывает те же данные после проведения регистрации коротких одиночных сейсмических импульсов, как гораздо более подробно будет разъяснено ниже, и нижний график 206 показывает частоту регистрации коротких одиночных сейсмических импульсов согласно шкале на правой стороне графика. Компоновка является такой, что данные могут поступать из всех каналов в каждый период замеров. В среднем 204 и нижнем 206 графиках глубина от 0 до 4000 м представлена по у-оси, со временем от 0 до 10000 секунд по х-оси.

Предлагается применение вышеописанной системы для отслеживания разнообразных событий в стволе скважины, имеющих отношение к гидравлическому разрыву пласта, включая перфорацию, глушение и/или посадку пакера, растрескивание, вымывание проппанта и течение текучей среды. В дополнение, система может обеспечивать мониторинг общих условий и, в некоторых компоновках, также может позволять сообщение со скважинными датчиками.

В процессе добычи из так называемых нетрадиционных скважин, как только скважина была пробурена и установлена обсадная колонна (и вдоль траектории ствола скважины проложили одно или более волокон), скважину подвергают перфорации, чтобы обеспечить поступление добываемых газа или текучей среды, такой как нефть или вода. Это обычно делают с использованием кумулятивных зарядов, которые опускают в скважину в «скважинном перфораторе» и подрывают на желательной глубине с нужной ориентацией. Заряд пробивает обсадную колонну и разрушает соседнюю горную породу (и любой заполняющий материал, такой как цемент, если таковой присутствует). Фиг.6а иллюстрирует секцию ствола скважины, в которой разнообразные компоненты ствола скважины проиллюстрированы с использованием такой же нумерации, как описано выше в отношении фиг.1. Фиг.6а иллюстрирует, что перфорационные заряды на различных глубинах были подорваны для создания перфораций 601, 602 и 603 сквозь обсадную колонну 104 и цемент 108 в окружающий пласт горной породы. Конечно, будет понятно, что перфорационные заряды могут быть размещены для подрыва в различных направлениях в пласт горной породы, однако для ясности все перфорации проиллюстрированы ориентированными в одном общем направлении. При ориентации перфорационных зарядов для подрыва следует тщательно следить за тем, чтобы не подорвать перфорационный заряд напротив оптического волокна 102. Это может быть достигнуто обеспечением того, что обсадную колонну скважины вблизи волокна и/или пучка волокон снабжают относительно сильной магнитной меткой и используют детектор магнитной аномалии на связке перфорационных зарядов, чтобы определить относительное местоположение указанной метки и избежать нацеливания зарядов на него.

После перфорации связку перфорационных зарядов удаляют, и смесь текучей среды, такой как вода, и твердого проппанта, такого как песок, нагнетают вниз в скважину под высоким давлением для разрыва горной породы вдоль линий слабых нагрузок и для создания и увеличения проницаемых протоков для газа или другой текучей среды, чтобы они поступали в скважину.

Как только была создана серия трещин на одном уровне, может оказаться желательным создание еще одной серии трещин на еще одном уровне. Поэтому в ствол скважины вводят заглушку для блокирования только что перфорированной секции ствола скважины. Затем процесс перфорации и гидравлического разрыва пласта повторяют на другом уровне. Фиг.6а иллюстрирует заглушку 604, изолирующую более глубокие части ствола скважины, которые были перфорированы ранее.

Это процесс повторяют, пока не завершат все необходимые акты гидравлического разрыва пласта. В этот момент в ствол скважины может быть введена эксплуатационная насосно-компрессорная колонна, и между эксплуатационной колонной и обсадной колонной могут быть введены пакеры для закупоривания зазора.

После завершения этих работ начинают эксплуатацию скважины с извлечением продукта, поступающего в обсадную колонну из смежного пласта горной породы, и транспортированием его на поверхность.

Мониторинг перфорации

В одном варианте осуществления настоящего изобретения для отслеживания стадии перфорации используют DAS-датчик. Мониторинг происходящей перфорации может служить по меньшей мере для двух различных целей. Во-первых, может быть определено положение перфорации. Точный контроль местоположения и направления перфорации в стволе скважины может быть затруднительным, и определение места перфорации может быть полезным для определения точных областей, представляющих интерес в плане мониторинга последующей стадии гидравлического разрыва пласта. Кроме того, регистрация направления перфораций полезна сама по себе в отношении вспомогательного средства для контроля и планирования последующих перфораций. Возможность выявления типа выполненных перфораций будет описана далее. Кроме того, акустическую картину произошедшей перфорации можно сравнить с определенными предполагаемыми характеристиками для определения, удовлетворительно ли прошла перфорация.

В дополнение к мониторингу самой перфорации, стадия перфорации представляет собой событие с относительно высокой энергией, которое акустически возбуждает большую часть ствола скважины, то есть обсадную колонну, цементную облицовку, любые заглушки, уже размещенные на местах, и т.д. Акустический отклик на акт перфорации позволяет собрать и оценить акустический профиль ствола скважины.

Во время стадии перфорации замеряют акустические данные при частотах между 0,2 Гц и 20 кГц по длине пробуренного ствола скважины. Энергию, присутствующую в каждом канале, отслеживают либо с помощью полосового фильтра и затем расчета среднеквадратичного значения энергии, либо выполнением FFT (быстрого преобразования Фурье, БПФ) и суммированием мощности между верхним и нижним частотным диапазоном (типично по алгоритму FFT длиной 512 точек, с 50%-ным перекрыванием, при фильтре между 300 и 5 кГц, если частота выборки практически реализуема). Может быть получен двумерный массив данных для зарегистрированной энергии по времени и глубине (или положению).

Кроме того, обработкой массива данных с идентификацией максимумов выявляют, что импульсный сигнал перфорации распространяется вверх и вниз по обсадной колонне ствола скважины, а также в горную породу. Поэтому может быть построен график энергии, как описано выше, и может быть идентифицирована трасса прослеживанием развития малой группы сейсмических волн, как показано в фиг.3.

Может быть измерен градиент обнаруживаемой трассы, поскольку он представляет собой скорость, с которой энергия распространяется по обсадной колонне ствола скважины. Это дает меру скорости прохождения в среде. Это может быть использовано для индикации областей обсадной колонны скважины, которые являются различными, поскольку изменяется скорость прохождения в них. Это могло бы выявить проблему с креплением обсадной колонны или конструктивные проблемы в самой обсадной колонне.

Для расчета скорости этого распространения энергии и определения областей, где скорость изменяется, мог бы быть использован алгоритм автоматизированного отслеживания.

Предлагаемый алгоритм работал бы при допущении, что представляющее интерес событие является гораздо более значительным, чем нормальное состояние скважины, так что пик энергии, идентифицированный как акт перфорации, может быть надежно зарегистрирован. Тогда пик может быть связан с последовательными периодами времени, с возможностью расчета средней скорости через 1, 2, 3, ... 10 секунд. При дополнительных усовершенствованиях можно было бы прослеживать многочисленные пики в одно и то же время (полезные для различения основного импульса в случае множественных отражений).

При дальнейшем рассмотрении фиг.3 показывает отчетливые точки отражения энергии. Они возникают на стыках в обсадной колонне и могут дать инженеру информацию относительно качества соединений по всей длине обсадной колонны. Кое-где имеет место значительная неточность стыкования материала, может происходить частичное отражение, и чем больше неточность стыкования, тем выше коэффициент отражения. Другие дефекты материала, такие как трещины или точечная коррозия, могли бы значительно влиять на распространение энергии вдоль обсадной колонны и волокна и обнаруживались бы с помощью этого способа.

Например, можно оценить состояние цемента, окружающего обсадную колонну. Акустический отклик от цемента может варьировать в областях, где в цементе имеется значительная полость, либо вследствие изготовления как результат предшествующей перфорации, либо из-за проведенного гидравлического разрыва пласта. Полости в цементе могут создавать проблемы, поскольку, если в области полости происходит последующая перфорация, то, когда текучую среду и проппант нагнетают в ствол скважины, они могут протекать не в перфорации в горной породе, а в полость - с бесполезным расходом большого количества проппанта и задерживая формирование скважины, пока проблема не разрешится. Фиг.6а иллюстрирует, что в месте одной из перфораций могла бы присутствовать полость 605 в цементе 108, в этом примере перфорации 603. Если такая полость обнаруживается, например, во время стадии перфорации, выполненной в более низкой секции ствола скважины, то перфорацию в этой области можно было бы не проводить и/или заполнить полость до выполнения перфорации.

Как упомянуто выше, отклик от незафиксированного волокна отличается от отклика зажатого волокна, и поэтому, если волокно как таковое проходит через полость в цементе и тем самым оказывается незафиксированным в этой области, акустический отклик будет очень отличаться. Таким образом, настоящее изобретение может включать регистрацию полостей в цементе, окружающем обсадную колонну.

Этим путем также можно оценить позиционирование и состояние заглушек 604. Если заглушка 604 не посажена в правильном положении или является дефектной и разрушилась или есть вероятность разрушения, то во время процесса гидравлического разрыва пласта текучая среда может нагнетаться в нежелательную часть ствола скважины, приводя к потере проппанта и времени и потенциально ухудшая предшествующие успешные гидравлические разрывы пласта. При заблаговременном обнаружении того, что заглушка посажена неправильно, можно вставить новую заглушку, где это требуется, прежде чем начинают процесс гидравлического разрыва пласта.

Мониторинг текучей среды для гидравлического разрыва пласта и проппанта

Когда перфорации были сделаны, текучая среда и проппант протекают в ствол скважины для выполнения гидравлического разрыва пласта 606, как проиллюстрировано на фиг.6b. Проводят мониторинг акустических откликов акустических каналов волокна вблизи перфораций. Течение текучей среды под высоким давлением, содержащей твердый дисперсный материал, через обсадную колонну 104 создает многочисленные акустические возмущения, и все каналы волокна, которые соответствуют секциям ствола скважины, в которых происходит течение, будут генерировать картину акустического отклика. Однако было обнаружено, что акустические каналы вблизи мест перфораций проявляют акустический отклик, который относится к течению текучей среды для гидравлического разрыва пласта в место перфорации и происходящего гидравлического разрыва пласта. Также было найдено, что этот отклик можно различить наиболее явно при рассмотрении дискретных частотных диапазонов акустических возмущений.

Фиг.7а иллюстрирует акустическую интенсивность, которая может быть зарегистрирована многочисленными акустическими каналами волокна вблизи мест перфорации, проиллюстрированных на фиг.6а (при допущении, что полость 605 не присутствует), во время процесса гидравлического разрыва пласта. Стрелки 601, 602 и 603 иллюстрируют местоположение точек перфораций. Пунктирная кривая 700 иллюстрирует нормализованную среднюю интенсивность всех акустических возмущений, зарегистрированных волокном. Можно видеть, что есть общий уровень возмущения акустических участков волокна по всей показанной секции, хотя интенсивность падает для каналов, которые представляют секции ствола скважины ниже заглушки 604. Вблизи мест 601, 602 и 603 перфораций имеет место небольшое повышение интенсивности. Однако сплошная кривая 701 показывает нормализованную акустическую интенсивность для возмущений внутри спектральной полосы, то есть возмущений, которые имеют частоту в пределах конкретного диапазона. Можно видеть, что разность интенсивностей сигнала вблизи мест перфораций проявляется гораздо более выразительно. Точный частотный диапазон, представляющий интерес, может варьировать в зависимости от параметров буровой скважины, обсадной колонны, окружающего пласта горной породы и параметров течения текучей среды для гидравлического разрыва пласта, то есть давления, величины расхода потока, типа и содержания проппанта и т.д. Поэтому сигналы обратной связи могут быть обработаны в нескольких различных частотных диапазонах и отображены для оператора либо одновременно (например, в различных графиках или перекрывающихся кривых разного цвета), либо последовательно или же по выбору пользователя. Данные также могут быть обработаны для автоматической регистрации спектральной полосы, которая дает наибольшую разность между интенсивностью в каналах вблизи места перфорации и каналах в других секциях ствола скважины.

Кривая 701 иллюстрирует, что акустические отклики от каждого из мест перфораций являются приблизительно одинаковыми. Это может показывать, что текучая среда для гидравлического разрыва пласта нагнетается во все места перфораций равномерно и все они имеют сходные характеристики.

Однако в некоторых примерах некоторые места растрескивания могут быть активнее, чем другие места. Фиг.6b представляет ситуацию, которая может сложиться так, что были расширены места перфораций 601 и 602 нагнетаемой в них текучей средой для гидравлического разрыва пласта и что горная порода была подвергнута гидравлическому разрыву пласта в точках 606 растрескивания. Однако значительного гидравлического разрыва пласта в месте 603 перфорации не произошло. Это может иметь место по множеству причин, но как только возникает такая ситуация, большая часть текучей среды для гидравлического разрыва пласта может протекать в места 601 и 602 перфораций с тем результатом, что место 603 остается бездействующим. Если эта ситуация продолжается, то в конечном счете, когда процесс гидравлического разрыва пласта завершают, только места 601 и 602 перфораций будут обеспечивать значительные протоки для течения нефти или газа в ствол скважины, и тем самым эта секция ствола скважины будет менее производительной, чем предполагалось.

Для исправления такой ситуации места 601 и 602 гидравлического разрыва пласта можно частично заблокировать добавлением твердого материала в текучую среду для гидравлического разрыва пласта, чтобы вызвать закупоривание. Однако ранее никаким надежным путем нельзя было определить, все ли места гидравлического разрыва пласта были подвергнуты растрескиванию в одинаковой мере. Однако настоящее изобретение представляет надежный механизм мониторинга в режиме реального времени течения текучей среды для гидравлического разрыва пласта и определения, все ли акты гидравлического разрыва пласта происходят равномерно. Фиг.7b иллюстрирует акустический отклик, который может быть генерирован в ситуации, показанной на фиг.6b. Пунктирная кривая 703 показывает обобщенную интенсивность, то есть акустическую энергию, для каждого канала по всем частотам. Опять же эта кривая показывает общую тенденцию, но гораздо более ясное представление дает сплошная кривая 704, которая опять показывает акустический отклик в более узком частотном диапазоне. Кривая 704 показывает, что в то время как имеется высокая интенсивность сигнала от мест 601 и 602 перфораций, в этом примере нет такого отклика вблизи места 703 перфорации. Это показывает, что протяженность любого растрескивания через место 603 перфорации является в значительной степени ограниченной.

При отображении такого графического представления оператору в режиме реального времени оператор получает информацию, которая позволяет ему видеть, как развивается процесс гидравлического разрыва пласта и возникают ли какие-нибудь проблемы с процессом гидравлического разрыва пласта. Значение интенсивности и/или частоты акустического сигнала, соответствующего течению текучей среды для гидравлического разрыва пласта в место перфорации и протекания гидравлического разрыва пласта, также может быть проанализировано для определения некоторых параметров, касающихся трещин, таких как общие размер трещин и/или скорость растрескивания.

В дополнение к созданию визуального отображения, например, в машинном зале или тому подобном конкретный акустический канал может быть выбран для звуковой обратной связи. Другими словами, оператор может услышать сигналы, зарегистрированные конкретным участком волокна. По существу соответственный участок волокна действует как микрофон. Возможность в режиме реального времени слышать сигналы от секции ствола скважины глубоко под землей во время гидравлического разрыва пласта представляется новой в плане изобретения. При прослушивании зарегистрированных сигналов оператор может чувствовать процесс гидравлического разрыва пласта и то, как он развивается. При переборе каналов, связанных с различными местами растрескивания, оператор сам может определять, возникают ли любые значительные различия в растрескивании в разнообразных местах перфораций и/или оказывают ли изменения параметров течения какое-нибудь значительное действие.

Как упомянуто выше, в некоторых примерах текучая среда для гидравлического разрыва пласта может не протекать в пласт горной породы, и может происходить вымывание проппанта. Течение несущей проппант текучей среды в условиях нормальной работы будет в основном происходить с определенной скоростью и с определенными характеристиками. Если текучая среда находит еще один маршрут течения или перестает надлежащим образом производить гидравлический разрыв пласта, условия течения внутри ствола скважины могут изменяться. Поэтому можно отслеживать акустический отклик во время течения несущей проппант текучей среды для выявления любого значительного изменения. Если иная часть обсадной колонны нарушается, это может проявиться во внезапном появлении сигнала, такого как сигнальный компонент 705 от иной части ствола скважины. Обнаружение такого компонента может быть использовано для объявления тревоги.

Сейсмический мониторинг растрескивания

Сейсмические события и акты растрескивания, обусловленные реальным гидравлическим разрывом пласта горной породы, имеют природу, явственно отличимую от непрерывного текущего шума, вызванного притоком воды и песка под высоким давлением во время процесса гидравлического разрыва пласта. В основном они характеризуются короткими и импульсными событиями, далее называемыми как короткие одиночные сейсмические волны. Способ выявления кратковременных отклонений за пределы усредненных переменных уровней (детектор импульсных помех) будет отделять эти события от фона и длиннопериодного шума. Общий путь исполнения способа приведен на фиг.4.

Обработкой акустических данных, полученных для выявления коротких одиночных сейсмических волн этим путем, можно регистрировать и наблюдать происходящее растрескивание, и могут быть определены разнообразные параметры.

Скорость, с которой возникают трещины, или плотность растрескивания могут быть определены согласно числу и/или интенсивности обнаруженных трещин в течение заданного периода или в пределах диапазона глубин.

Глубина для вертикальной секции ствола скважины, на которой происходит растрескивание, может быть определена согласно каналу или каналам, по которым регистрируются события растрескивания. Подобным образом, для горизонтальной секции ствола скважины растрескивание может быть локализовано для конкретной горизонтальной секции. Если происходящее растрескивание регистрируется многочисленными каналами, то канал, который принимает сигнал первым, может быть принят ближайшим к происходящему растрескиванию и тем самым использован для идентификации соответствующей секции ствола скважины, например глубины вертикальной секции ствола скважины. Кроме того, время поступления на многочисленные каналы может быть использовано для оценки дистанции до трещины. При оценке скорости распространения сейсмических сигналов можно рассчитать относительные разности путей от участка зондирования волокна до источника, и, при условии, что такой же короткий одиночный сейсмический импульс зарегистрирован на достаточно различающихся участках зондирования волокна, можно определить дистанцию до источника короткого одиночного сейсмического импульса.

Может быть определена мера магнитуды растрескивания. Интенсивность короткого одиночного сейсмического импульса может быть показательной для магнитуды растрескивания, хотя сигналы от более отдаленных трещин будут в большей степени ослабевать по пути следования сквозь грунт, чем сигналы от ближайших трещин, и тем самым может понадобиться определение вклада интенсивности соответственно расстоянию от трещины. Показательной для магнитуды растрескивания также может быть частотная составляющая короткого одиночного сейсмического импульса. Трещины с большей магнитудой могут генерировать короткие одиночные сейсмические импульсы с более высокой частотой. Измеренная продолжительность растрескивания, то есть продолжительность короткого одиночного сейсмического импульса или серии соответственных коротких одиночных сейсмических импульсов, может показывать событие растрескивания с высокой магнитудой. Кроме того, число каналов волокна, которые принимают короткий одиночный сейсмический импульс или серию коротких одиночных сейсмических импульсов от единичного события, может показывать протяженность или диапазон растрескивания.

Принятием одного параметра для частоты можно использовать среднюю частоту спектральной картины события. Другие частотные параметры, которые могут быть определены, включают статистику второго порядка, такую как отклонение, отражающее симметрию распределения, и периодичность, отражающую пологость распределения.

Может быть определена индикация типа происходящего растрескивания. Например, происходящее растрескивание, которое создает трещины в пласте горной породы в условиях относительно чистого сдвига, может генерировать короткий одиночный сейсмический импульс, имеющий конкретную частотную характеристику, например, энергия может быть сконцентрирована в одном или более узких частотных диапазонах. Растрескивание, которое больше похоже на раздробление, разрушающее горную породу на многочисленные осколки, может создавать короткий одиночный сейсмический импульс с большим разбросом частот. Кроме того, на тип растрескивания может указывать эволюция интенсивности сигнала в коротком одиночном сейсмическом импульсе или серии коротких одиночных сейсмических импульсов.

Характеристики короткого одиночного сейсмического импульса можно сравнить с одной или более известными характеристиками известных типов трещин, например, полученными из статистической информации о гидравлических разрывах пластов. Например, характеристики коротких одиночных сейсмических импульсов можно сравнить с характеристиками, зарегистрированными в подобных пластах горной породы во время процесса гидравлического разрыва пласта для скважин, которые проявили себя как высокопродуктивные скважины.

Дистанцию от ствола скважины можно оценить на основе частотных характеристик происходящего растрескивания, поскольку различные частотные составляющие сигнала испытывают различные уровни ослабления.

Чтобы идентифицировать короткие одиночные сейсмические импульсы среди прочих фоновых данных, измеренную кратковременную изменчивость сравнивают с нормальной или усредненной изменчивостью для данного канала.

В одном варианте исполнения этого достигают составлением статистических данных, представляющих среднюю энергию и среднее абсолютное отклонение от среднего (MAD: усредненное значение абсолютной разности текущей величины и средней величины).

Эти два статистических подхода обновляют экспоненциальным усреднением по мере поступления каждого из скорректированных данных, с использованием члена длительности затухания, N.

Mean data=((N-1)/N)*mean data+(1/N)*new Data

MAD=((N-1)/N)*MAD data+(1/N)*abs(new Data-mean data),

где данные («mean data»=«среднее значение», «new Data»=«новое значение») сначала подвергают FFT (быстрому преобразованию Фурье, БПФ), и где расчеты проводят на канал и на групповую частоту.

Тогда уровень короткого одиночного сейсмического импульса определяют как

Abs[new data-mean data]/MAD.

Этим получают значение, которое относится к тому, насколько конкретная групповая частота является более высокой в изменчивости, чем его средняя изменчивость. Поэтому каналы с очень переменными характеристиками являются саморегулирующимися, и можно зарегистрировать только избыточную или необычную изменчивость. Варьированием значений N алгоритм может быть настроен на регистрацию коротких одиночных сейсмических волн различной длины. Обычно используют коэффициенты 4, 6, 8, ....128, но они зависят от длины нужного короткого одиночного сейсмического импульса N и быстродействия FFT системы. Выполнением этого процесса в частотном домене достигают высокой степени контроля над частотами, используемыми для формирования короткого одиночного сейсмического импульса, и данные о спектральной структуре короткого одиночного сейсмического импульса рассчитывают и сохраняют для выделения признаков.

Алгоритм адаптивно выбирает экспоненциальный коэффициент согласно тому, инициируется ли короткий одиночный сейсмический импульс. При перерасчете средних и усредненных значений, если групповая частота превосходит пороговую величину, когда при ее регистрации используют иное значение для N (в этом примере применяли 100N), это означает, что короткая одиночная сейсмическая волна включена в общую статистику с гораздо более сниженной величиной по сравнению с нормальными событиями.

Местоположение происходящих растрескиваний также можно отследить для возможности картирования трещин или составления карты плотности трещин. В типичных эксплуатационных условиях на одном и том же нефтяном или газовом промысле могут присутствовать несколько скважин. В идеальном случае каждая скважина вскрывает отличную от других часть месторождения. Однако трещины, созданные в одной скважине, могут распространяться в той же области, где и трещины от еще одной скважины. В этой ситуации новая скважина может не увеличивать продуктивность, так как любая эксплуатация на новой скважине будет снижать добычу на старой скважине. Поэтому желательно проводить мониторинг местоположения трещин. Применение DAS-системы предоставляет возможность детектировать и отслеживать, где происходит растрескивание, в режиме реального времени, что позволяет контролировать процесс гидравлического разрыва пласта.

Неожиданно было найдено, что DAS-системы могут быть использованы для регистрации Р- и S-волн по отдельности. Р-волны (волны сжатия или первичные волны) представляют собой продольные волны, которые распространяются сквозь твердый материал. S-волны представляют собой сдвиговые волны или вторичные волны, которые являются поперечными волнами. Находящая одновременно на рассмотрении патентная заявка PCT/GB2009/002055, содержание которой включено здесь ссылкой, описывает, как DAS-система может быть применена для регистрации Р- и S-волн и различения их. Регистрация S-волн от происходящего растрескивания может позволить определить местоположение. Для определения местоположения происходящего растрескивания могут быть использованы многочисленные волокна и/или способы типа времени поступления, как описано в находящейся одновременно на рассмотрении заявке №GB0919904.3, содержание которой включено здесь ссылкой.

Кроме того, будет отмечено, что S-волна, будучи поперечной волной, будет иметь направление сдвига, связанного с волной. Регистрация различных компонентов S-волны позволит определять ориентацию трещины. Это является в особенности полезным в том отношении, что трещины в горизонтальной плоскости не являются предпочтительными, так как нагнетаемый песок в основном не способен удерживать трещину в открытом состоянии противодействием весу вышележащей горной породы. Поэтому предпочтительной является вертикальная трещина. Для выявления ориентации S-волны поступающую волну можно разложить на компоненты в трех измерениях. Падающую волну можно разложить на компоненты путем размещения в трех измерениях одного или более чувствительных волокон. Применение одного или более оптических волокон, которые главным образом реагируют на акустические возмущения в одном направлении (то есть оно изгибается в одном поперечном направлении легче, чем в перпендикулярном поперечном направлении), может способствовать разложению падающей акустической волны на ее компоненты, как описано в находящейся одновременно на рассмотрении заявке №GB0919902.7, содержание которой включено здесь ссылкой.

Фиг.8 иллюстрирует ствол 106 скважины, имеющий оптическое волокно 102, размещенное в стволе скважины, и запросчик 112 для создания DAS-датчика, как описано выше. Процесс гидравлического разрыва пласта проводят в месте 801 перфорации/растрескивания. Конкретное событие растрескивания происходит в точке 802. Это событие растрескивания будет создавать короткий одиночный сейсмический сигнал, который будет распространяться к различным каналам волокна 102. Время поступления к различным каналам может быть использовано для определения глубины происходящего растрескивания. Однако, в дополнение, еще один DAS-датчик создают с помощью еще одного оптического волокна 803, размещенного в глубине другой буровой скважины 804 и соединенного с еще одним запросчиком 805. Этот дополнительный DAS-датчик может быть задействован в существующей скважине, и/или DAS-датчик может быть создан в стволе скважины, сооруженной только для целей наблюдения. Сигналы от происходящего растрескивания будут также приниматься участками зондирования волокна 803 и тем самым будут зарегистрированы. Сигналы от обоих DAS-датчиков могут быть направлены на центральный процессор 806, который, например, может быть размещен в машинном зале, который анализирует данные для регистрации одного и того же короткого одиночного сейсмического сигнала, зарегистрированного разнообразными участками зондирования датчиков. Затем технология мультилатерации может быть использована для определения источника акустического возмущения и тем самым местоположения происходящего растрескивания. При условии, что имеется достаточное число датчиков для разрешения любой позиционной неопределенности, может быть зарегистрировано местоположение разнообразных событий растрескивания, и тем самым может быть составлена трехмерная карта растрескивания для трещин, образовавшихся во время гидравлического разрыва пласта. Как показано в фиг.8, могут быть задействованы не только все DAS-датчики в стволах скважин, и по меньшей мере один датчик 807 может быть расположен на поверхности или слегка заглублен ниже поверхности.

Мониторинг притока

В то время как настоящее изобретение было описано в отношении регистрации происходящего растрескивания, будет ясно, что оптическое волокно, будучи размещенным, останется в стволе скважины и во время эксплуатации. DAS-зондирование также может давать полезные данные зондирования, касающиеся последующей эксплуатации скважины. Например, мониторинг текучей среды, такой как нефть и газ, поступающей в ствол скважины из соседнего пласта горной породы, типично требует гораздо более высокой чувствительности, чем любой из предшествующих способов, так как он регистрирует характеристический звук от нефти или газа, когда они поступают в трубу обсадной колонны, относительно тихий источник едва различимого шума. Регистрация и количественная оценка участков притока внутри ствола скважины возможны с помощью анализа трехмерного набора данных зарегистрированной активности по дистанции/глубине в течение периода времени, как можно видеть с использованием двумерной энергетической карты типа «гистограммы».

Обсуждаемые эффекты являются весьма различимыми и обычно проявляются скорее как вариации в пределах структуры шума, нежели легко различимые признаки выше шума, как видимые при регистрации перфорации. Надежность и точность регистрация могут быть повышены выделением областей, где энергия варьирует характеристическим образом. Для создания индикаций притока использовали и проверяли в течение коротких периодов времени скорее статистику колебаний, нежели непосредственную энергетику каждого канала. Как можно видеть на фиг.5, этот способ более точно показывает область притока (отмеченную стрелкой) и диагональные структуры (выделенные пунктирной линией), обусловленные энергией или материалом, перемещающимися вверх по трубе.

Выше были описаны многочисленные способы мониторинга и параметризации и различные характеристики сигналов, зарегистрированных и проанализированных (частотная составляющая, амплитуда и отношение сигнала к шуму), предъявляя широкий круг требований к оборудованию для зондирования. Однако благодаря обширному динамическому диапазону и относительно высоким скоростям замеров DAS-системы мониторинга все аспекты вышеуказанных мониторинга и обработки могут быть исполнены с использованием одной и той же системы, как схематически показано на фиг.1.

В дополнение, и как упомянуто выше, также может быть скорректирована конфигурация каналов, и для различных операций мониторинга могут быть применены различные настройки каналов. Настройки каналов также могут быть адаптивно отрегулированы в ответ на регистрируемые данные, например, если на определенной глубине происходит растрескивание со значительной плотностью, то может быть желательным отслеживание этой конкретной глубины с более высоким разрешением в течение периода времени, прежде чем возвращаться к исходной конфигурации канала.

Этим путем полная программа мониторинга может быть исполнена с помощью единственной системы в пределах всей последовательности скважинных операций от перфорации до притока текучей среды. Система может быть приспособлена для перехода от одного типа регистрации к другому в ответ на зарегистрированные события и может адаптивно варьировать по параметрам как зондирования, так и обработки данных для конкретной деятельности в плане мониторинга/регистрации.

В дополнение, DAS-система может быть использована как средство коммуникации со скважинными датчиками. Патентный документ US2009/0003133 описывает способ передачи данных от скважинных датчиков и т.п. акустическим образом с использованием самой обсадной колонны в качестве акустической среды. Вместо этого для приема кодированных акустических сигналов может быть использовано акустическое волокно, чем подразумевается, что могли бы быть переданы и тем самым сделаны надежными сигналы с меньшей мощностью. Находящаяся одновременно на рассмотрении заявка GB2010/000602 описывает акустический преобразователь, пригодный для применения в этой производственной ситуации.

Будет понятно, что настоящее изобретение было описано выше исключительно в качестве примера, и модификации его деталей могут быть сделаны в пределах области изобретения.

Каждый признак, раскрытый в описании, и (где это уместно) пункты патентной формулы и чертежи могут быть представлены независимо или в любой подходящей комбинации.

1. Способ скважинного мониторинга гидравлического разрыва пласта, содержащий этапы, на которых:
опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для формирования распределенного акустического датчика,
собирают данные от многочисленных продольных участков волокна; и
обрабатывают указанные данные для получения индикации по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта, причем, по меньшей мере, одна индикация, по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта содержит индикацию, по меньшей мере одного из: а) уровней интенсивности, б) частоты и в) разброса частот акустических возмущений по меньшей мере в одном продольном участке зондирования волокна вблизи места растрескивания, и причем указанная индикация(ии) используется для представления индикации потока проппанта и текучей среды в трещину.

2. Способ по п.1, в котором способ обеспечивает индикацию в режиме реального времени указанной по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта.

3. Способ по п.1 или 2, в котором указанное оптическое волокно размещают в стволе скважины, в которой выполняют гидравлический разрыв пласта.

4. Способ по п.1 или 2, в котором индикация по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта содержит звуковой сигнал, представляющий акустические сигналы, зарегистрированные по меньшей мере одним продольным участком волокна вблизи места гидравлического разрыва пласта.

5. Способ по п.1, в котором индикация по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта содержит сравнение уровней интенсивности, частот или разброс частот акустических возмущений по меньшей мере одного продольного участка зондирования волокна вблизи каждого из многочисленных различных мест растрескивания.

6. Способ по п.5, в котором индикация по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта содержит отображение акустической энергии для каждого из отдельных отслеживаемых продольных участков зондирования.

7. Способ по п.5 или 6, в котором эта индикация(ии) используется для индикации относительного потока проппанта и текучей среды в каждое из множества различных мест растрескивания.

8. Способ по п.7, в котором измеренные акустические возмущения по меньшей мере одного продольного участка зондирования вблизи места растрескивания подразделяют на одну или более спектральных полос и определяют среднюю интенсивность для каждой из указанных спектральных полос.

9. Способ по п.8, в котором индикация по меньшей мере одной характеристики трещины содержит отображение, по меньшей мере для одного продольного участка зондирования волокна в каждом месте гидравлического разрыва пласта, акустической интенсивности из выбранной спектральной полосы.

10. Способ по п.8 или 9, содержащий этап, на котором анализируют данные от многочисленных спектральных полос для идентификации представляющей интерес спектральной полосы.

11. Способ по п.10, в котором указанный этап анализа содержит определение спектральной полосы, в которой интенсивности акустических возмущений в этой спектральной полосе в продольных участках зондирования волокна, соответствующих местам растрескивания, являются значительно более высокими, чем интенсивность в других ближайших продольных участках зондирования.

12. Способ по п.10 или 11, в котором указанный этап анализа содержит регистрацию любой спектральной полосы, в которой интенсивность при одном или более продольных участках зондирования, соответствующих месту растрескивания, является значительно более низкой, чем интенсивность при продольных участках зондирования, соответствующих одному или более другим местам растрескивания.

13. Способ по п.12, в котором указанная индикация по меньшей мере одной характеристики растрескивания содержит отображение интенсивности акустических возмущений по меньшей мере одного продольного участка зондирования вблизи места растрескивания в указанной представляющей интерес спектральной полосе.

14. Способ по п.10, в котором указанная представляющая интерес спектральная полоса содержит индикацию характеристики растрескивания.

15. Способ по п.1 или 2, содержащий этап, на котором проводят мониторинг эволюции интенсивностей продольных участков зондирования волокна, соответствующих местам растрескивания во время процесса гидравлического разрыва пласта.

16. Способ по п.15, содержащий этап, на котором определяют любое значительное изменение средней интенсивности в любых изменениях соответствующего продольного участка зондирования и/или относительные интенсивности в продольных участках зондирования волокна, соответствующих местам растрескивания.

17. Способ по п.16, в котором индикация уровней интенсивности, частот или разброс частот акустических возмущений используется для управления условиями потока проппанта и текучей среды в скважину.

18. Способ по п.1 или 2, в котором индикация по меньшей мере одной характеристики растрескивания дополнительно содержит индикацию вымывания проппанта.

19. Способ по п.18, содержащий этап, на котором анализируют данные от участков зондирования волокна вдоль длины ствола скважины во время гидравлического разрыва пласта для регистрации любых сигналов, показательных для течения текучей среды из обсадной колонны скважины, которые не соответствуют местам гидравлического разрыва пласта.

20. Способ по п.19, содержащий этап, на котором идентифицируют любые потенциальные точки разрушения обсадной колонны и/или окружающей цементной облицовки до проведения гидравлического разрыва пласта.

21. Способ по п.20, содержащий этап, на котором проводят мониторинг акустического возмущения многочисленных участков зондирования волокна для составления акустического профиля ствола скважины и анализируют указанный профиль для регистрации любых аномалий.

22. Способ по п.21, в котором указанный акустический профиль получают мониторингом акустических возмущений в ответ на подрыв перфорационного заряда.

23. Способ по п.1 или 2, дополнительно содержащий этап, на котором выполняют регистрацию короткого одиночного сейсмического импульса.

24. Способ по п.23, в котором индикация по меньшей мере одной характеристики растрескивания содержит индикацию количества и/или частоты коротких одиночных сейсмических импульсов в акустическом сигнале.

25. Способ по п.24, в котором индикация содержит сравнение количества и/или частоты коротких одиночных сейсмических импульсов с предполагаемыми количеством/частотой.

26. Способ по п.25, в котором индикация по меньшей мере одной характеристики растрескивания содержит индикацию интенсивности коротких одиночных сейсмических импульсов в акустическом сигнале.

27. Способ по п.25, в котором индикация по меньшей мере одной характеристики растрескивания содержит индикацию продолжительности коротких одиночных сейсмических импульсов или серии коротких одиночных сейсмических импульсов в акустическом сигнале.

28. Способ по п.25, в котором индикация по меньшей мере одной характеристики растрескивания содержит индикацию частоты коротких одиночных сейсмических импульсов в акустическом сигнале.

29. Способ по п.28, содержащий этап, на котором анализируют разброс частот регистрации коротких одиночных сейсмических импульсов.

30. Способ по п.29, содержащий этап, на котором анализируют эволюцию одиночного сигнала или серии сигналов, полученных посредством обнаружения коротких сейсмических сигналов.

31. Способ по п.23 или 30, в котором регистрация короткого одиночного сейсмического импульса содержит сохранение меры среднего абсолютного отклонения.

32. Способ по п.31, в котором указанную меру среднего абсолютного отклонения обновляют экспоненциальным усреднением с использованием члена длительности затухания N.

33. Способ по п.32, в котором указанный член длительности затухания N адаптивно варьируется.

34. Способ по п.33, содержащий этап, на котором определяют по меньшей мере один параметр из направления на источник коротких одиночных сейсмических импульсов, дистанции до него или его местоположения.

35. Способ по п.34, дополнительно содержащий этап, на котором анализируют данные по меньшей мере от одного другого датчика в еще одном местоположении.

36. Способ по п.35, в котором указанный по меньшей мере один дополнительный датчик содержит по меньшей мере один другой оптоволоконный распределенный акустический датчик.

37. Способ по п.36, в котором указанная индикация по меньшей мере одной характеристики растрескивания содержит карту растрескивания.

38. Способ по п.1 или 2, в котором этапы, на которых запрашивают волокно и замеряют данные, содержат этапы, на которых возбуждают серии оптических импульсов в указанном волокне и регистрируют обратное рэлеевское рассеяние излучения волокном; и обрабатывают зарегистрированное обратное рэлеевское рассеяние излучения для создания многочисленных дискретных продольных участков зондирования волокна.

39. Способ по п.1 или 2, в котором указанное волокно представляет собой одномодальное волокно, которое при отсутствии внешних стимулов не имеет никакого значительного изменения оптических свойств вдоль его длины.

40. Способ по п.1 или 2, в котором продольные участки зондирования волокна составляют 10 м или менее по длине.

41. Способ по п.1 или 2, в котором волокно замеряют с частотой замеров, большей чем или равной 5 кГц.

42. Способ по п.1 или 2, в котором замеряют одновременно по меньшей мере 250 каналов.

43. Система скважинного мониторинга, содержащая оптоволоконный запросчик, предназначенный для проведения распределенного акустического зондирования на оптическом волокне, размещенном вдоль траектории ствола скважины; сэмплер, предназначенный для взятия замеров от многочисленных каналов, выходящих из указанного запросчика, для выведения акустических данных из многочисленных участков указанного волокна в каждый из многочисленных моментов времени; и анализатор данных, предназначенный для обработки указанных замеренных данных для регистрации характеристик растрескивания и создания индикаций указанных характеристик растрескивания, причем, по меньшей мере, одна индикация, по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта содержит индикацию, по меньшей мере одного из: а) уровней интенсивности, б) частоты и в) разброса частот акустических возмущений по меньшей мере в продольном участке зондирования волокна вблизи места растрескивания, и причем указанная индикация(ии) используется для представления индикации потока проппанта и текучей среды в трещину.

44. Система по п.43, в которой оптическое волокно укладывают вдоль наружной стороны обсадной колонны скважины.

45. Применение системы по п.43 или 44 в стволе скважины, в которой выполняют гидравлический разрыв пласта, для получения информации о процессе гидравлического разрыва пласта с целью регулирования процесса гидравлического разрыва пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к обработке подземных пластов при добыче углеводородов. Способ обработки подземного пласта, пересеченного скважиной, включающий: обеспечение обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее по меньшей мере одну разлагаемую связь, гидролизуемый материал и материал для регулирования величины рН, при этом материал для регулирования величины рН имеет значение рН, равное или большее, чем примерно 9, и содержит сильнощелочное вещество и окислитель; и введение в подземный пласт обрабатывающей жидкости.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважин. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Изобретение относится к способу осуществления гидроразрыва. Технический результат заключается в оптимизации создаваемых напряжений от гидроразрыва из разнесенных мест вдоль ствола скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ включает спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб пакера, проведение гидроразрыва в первом интервале, образование проппантной пробки, проведение гидроразрыва второго интервала.
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения дебитов и обеспечения устойчивой работы эксплуатационных скважин способом гидравлического разрыва пласта (ГРП) и крепления пород коллекторов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины и предупреждения ее обводнения и самозадавливания при дальнейшей эксплуатации.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает перфорацию стенок скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва углеводородсодержащего пласта. Скважинная система содержит множество скользящих муфт, имеющих центральный сквозной канал.

Изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь - НБГК, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи. В способе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти сначала бурят одну вертикальную добывающую скважину. На расстоянии 30 м от нее бурят наблюдательную скважину, спускают в наблюдательную скважину сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой, осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине. Производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. По результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития трещины и ее размеры по азимуту. С двух сторон от трещины гидроразрыва, образованной из добывающей скважины, и на расстоянии 15 м от оси трещины и параллельно ей бурят по одному ряду вертикальных нагнетательных скважин с расстоянием 15 м между скважинами. В добывающую скважину спускают насосное оборудование. В каждую нагнетательную скважину спускают электронагревательное оборудование на кабеле. Осуществляют одновременное прогревание пласта через нагнетательные скважины и отбор разогретой нефти из добывающей скважины до полной выработки. Затем добывающую скважину переводят в наблюдательную. Параллельно стволу наблюдательной скважины, переведенной из добывающей скважины, на расстоянии 30 м бурят вторую добывающую скважину. Затем процесс, описанный выше, повторяют, начиная со спуска в наблюдательную скважину сейсмоприемника. При отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на угол 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины используют существующий ряд нагнетательных скважин, дополнительный ряд бурят параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины. При отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины бурят новый ряд нагнетательных скважин параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, на расстоянии 15 м от нее и ликвидируют скважины существующего ряда нагнетательных скважин, находящиеся на расстоянии более 20 м и менее 10 м от оси трещины, образованной из второй добывающей скважины. 2 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта скважины, спуск колонны труб в скважину, формирование перфорационных каналов и трещин с помощью гидроразрыва пласта в стволе горизонтальной скважины последовательно, начиная с конца дальнего от оси вертикального ствола скважины. При проведении очередного гидроразрыва участок, через который производят разрыв, изолируют от остальной части колонны пакером. В процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют фильтрационно-емкостные свойства пород и выявляют интервалы продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, а по окончании бурения определяют давление гидроразрыва породы в каждом интервале горизонтального ствола. Далее определяют объемы гелированной жидкости разрыва и кислоты для каждого интервала нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, затем перемещают колонну труб в интервал продуктивного пласта, ближайший к забою скважины, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, производят посадку механического пакера, с устья скважины с помощью насосного агрегата закачивают гелированную жидкость разрыва по колонне труб через сопла гидромониторной насадки и формируют перфорационные каналы, после чего, не прекращая закачку гелированной жидкости разрыва по колонне труб, создают давление гидроразрыва пласта, соответствующее данному интервалу нефтенасыщенной части продуктивного пласта. После падения давления закачки гелированной жидкости разрыва в колонне труб на 30% формируют трещины гидроразрыва, для этого в кольцевое пространство скважины закачивают кислоту с переменным расходом, обеспечивающим поддержание давления закачки гелированной жидкости разрыва по колонне труб на 10% меньше давления гидроразрыва пласта для данного интервала нефтенасыщенной части продуктивного пласта. Производят распакеровку и перемещают колонну труб от забоя к устью в следующий интервал нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород для формирования перфорационных каналов и проведения гидроразрыва пласта с образованием и развитием трещин. Технический результат заключается в сокращении длительности реализации ГРП, повышении эффективности и надежности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта, сложенного карбонатными породами. Способ включает вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину на колонне труб гидромониторного инструмента с четным количеством струйных насадок и размещение его в заданном интервале пласта, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи. При этом используют гидромониторный инструмент с серией струйных насадок, расположенных вдоль инструмента с расстоянием между насадками в линии не более двух диаметров обсадной колонны. Гидромониторный инструмент поворачивают на заданный угол для изменения направления развития каждой последующей трещины. Трещины образуют при давлении нагнетания рабочей жидкости в обсадной колонне ниже бокового горного давления. Перед спуском колонны труб в скважину на нижний конец гидромониторного инструмента устанавливают поворотное устройство и механический пакер. С целью компенсации утечек и расклинивания трещин в пласте в процессе гидравлического разрыва пласта применяют кислоту в объеме, равном 20% от объема рабочей жидкости, производят закачку рабочей жидкости по колонне труб через гидромониторный инструмент в каверну до создания трещины разрыва, после чего в заколонное пространство скважины начинают закачивать кислоту с целью компенсации утечек и расклинивания трещины. Давление закачки кислоты в заколонное пространство скважины составляет 85% от давления, создаваемого в колонне труб в процессе развития трещины, по окончании развития трещины и расклинивания трещины в одном направлении приподнимают колонну труб на 1 м, поворачивают колонну труб на угол, соответствующий направлению формирования следующей трещины, и опускают, затем повторяют технологические операции. Технический результат заключается в повышении точности ориентации трещин, эффективности и надежности проведения ГРП в карбонатных коллекторах. 3 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины, спуск и крепление хвостовика с фильтрами, спуск пакера и его посадку, формирование трещин в каждой из зон, соответствующих интервалам частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. При этом нижний конец колонны труб располагают на 1 м ближе к устью от дальнего интервала пласта, спускают в колонну труб колонну гибких труб, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором, герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной гибких труб. Выполняют группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м нефтенасыщенного интервала пласта в хвостовике, выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны гибких труб от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала пласта, извлекают колонну гибких труб с гидромониторной насадкой и выполняют гидравлический разрыв пласта с последующим креплением трещины легковесным смолопокрытым проппантом фракции 20/40 меш в концентрации 1400 кг/м3 и заполнением им горизонтального ствола скважины напротив нефтенасыщенного интервала пласта, производят распакеровку, перемещают колонну труб в направлении от забоя к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу пласта, после чего повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера и завершая распакеровкой в остальных нефтенасыщенных интервалах пласта, вскрытых горизонтальным стволом скважины. Технический результат заключается в повышении надежности ГРП и эффективности крепления трещины. 4 ил.
Изобретение относится к расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель с кажущимся удельным весом от 2,10 г/см3 до 2,55 г/см3 и объемной плотностью от 1,30 г/см3 до 1,50 г/см3 приготовлен из смеси природных глин, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и по меньшей мере каолин или кремнистую глину, где содержание глинозема 5,5-35%. В способе приготовления указанного выше наполнителя высокой прочности расклинивающего наполнителя достигают регулированием времени обжига в пределах 75-960 минут и температуры обжига от 1150°C до 1380°C. Спеченная сферическая гранула, приготовленная из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и по меньшей мере каолин или кремнистую глину, имеющая по существу округлую и сферическую форму, характеризуется коэффициентом Крумбейна, по меньшей мере, 0,8 при содержании глинозема в ней 5,5-35%. В способе гидроразрыва подземного пласта нагнетают в пласт гидравлическую текучую среду с расходом и давлением, достаточными для раскрытия разрыва в пласте, и нагнетают в разрыв текучую среду, содержащую указанный выше наполнитель. Технический результат - повышение прочности расклинивающего наполнителя и его проводимости. 5 н. и 24 з.п. ф-лы, 13 табл., 5 пр.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации угольных пластов. Техническим результатом изобретения является развитие равномерной сети трещин и разрушение массива угольного пласта по длине дегазационных скважин за малое время и при использовании минимального количества оборудования. Предложен способ ударно-волнового разрушения угольного пласта через скважины, пробуренные из горных выработок, включающий создание трещин в угольном пласте посредством циклического увеличения и снижения давления жидкости в скважине и воздействие на пласт низкочастотными импульсами давления высокой амплитуды при увеличении давления жидкости в скважине. При этом устье скважины соединяют через быстродействующий клапан с источником воды, находящейся под давлением, и со сливным клапаном. Быстродействующий клапан открывают на время, в течение которого волна движения массы жидкости достигает наиболее отдаленной части скважины, создает гидравлический удар и развивает образующиеся трещины угольного пласта, после закрывания быстродействующего клапана открывают сливной клапан для снижения давления в скважине до величины исходного давления воды. Причем длительность открывания быстродействующего клапана и частоту повторения гидроударов выбирают из условия создания трещин в угольном пласте, его разрушения и заполнения наиболее отдаленной части скважины фрагментами разрушенного угольного пласта, создание гидравлических ударов повторяют до заполнения скважины фрагментами разрушенного угольного пласта до устья. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию размерностью от 30/40 до 20/40 меш и основную крупную фракцию размерностью 12/18 меш и более в объеме не менее 70% от общего количества проппанта с конечной концентрацией проппанта не менее 750 кг/м3. Расход жидкости при прокачке фракции 12/18 меш и более через перфорационные отверстия устанавливают не более 3 м3/мин, а устьевое давление поддерживают не более 35 МПа. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва высокопроницаемых пластов. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении повторного гидроразрыва пласта - ГРП. Технический результат - повышение эффективности повторного ГРП. По способу закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Отбирают нефть через добывающие скважины и проводят первичные и повторные ГРП в скважинах. При повторных ГРП выполняют перфорацию пластов плотностью не менее 10 отверстий на погонный м интервала ГРП. Массу проппанта закачивают не менее чем на 10% больше массы проппанта при первичном ГРП. Конечную концентрацию проппанта увеличивают в сравнении с первичным ГРП не менее чем на 10%. Объем загрузки полимерного гелеобразователя в сравнении с первичным ГРП уменьшают не менее чем на 10%. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП). Способ включает бурение горизонтальной скважины, спуск в вертикальную часть скважины обсадной колонны и ее цементирование, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, формирование трещин ГРП в горизонтальном стволе скважины закачкой по колонне труб жидкости разрыва, крепление трещин закачкой жидкости-носителя с проппантом. Горизонтальный ствол бурят перпендикулярно направлению минимального главного напряжения. ГРП производят закачкой жидкости разрыва с расходом 2-3 м3/мин с образованием продольной трещины в пласте относительно открытой горизонтальной части скважины, в качестве жидкости разрыва используют сшитый гель, затем производят крепление продольной трещины закачкой по колонне труб проппанта крупной фракции с жидкостью-носителем - сшитым гелем. Затем производят ГРП закачкой жидкости разрыва с расходом 7-9 м3/мин, причем в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, после чего производят крепление разветвленных трещин ГРП закачкой проппанта мелкой фракции с жидкостью-носителем - линейным гелем. Технический результат заключается в повышении эффективности и надежности проведения ГРП. 2 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена при завершении многоярусной скважины. Устройство включает колонну, направленную в скважину, и расположенный в колонне инструмент. Инструмент приспособлен для образования гнезда с целью улавливания объекта, направляемого в инструмент через канал колонны в ответ на перфорацию инструмента. Технический результат заключается в повышении эффективности завершения многоярусной скважины. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 17 ил.
Наверх