Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины


 


Владельцы патента RU 2604247:

Общество с ограниченной ответственностью "ТНГ-Групп" (RU)

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Способ заключается в том, что до осуществления ГРП проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. Затем осуществляют ГРП с проппантом и повторно производят закачку жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. Далее производят сравнительный анализ ГИС до и после ГРП, основываясь на показаниях импульсного нейтронного каротажа. Геофизические исследования скважины включают гамма-каротаж, метод термометрии, локацию муфт и импульсно-нейтронный каротаж. Технический результат заключается в определении показателей проницаемых участков перфорированных интервалов скважины как до воздействия, так и после воздействия гидравлического разрыва пласта, по результатам анализа которых судят о продуктивности скважины. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей, и может использоваться при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти.

В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

Известен способ разработки нефтяных скважин, включающий бурение скважин, проведение геолого-промысловых и геофизических исследований скважин (ГИС), лабораторные исследования свойств пород, интерпретацию ГИС, расчленение залежи на участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и построение карты, с выделением зон пород-коллекторов с повышенной проницаемостью. Из поисково-разведочных и эксплуатационных скважин извлекают образцы керна, по которым дополнительно измеряют водородосодержание твердой фазы керна, определяют относительную амплитуду естественных электрических потенциалов, определяют значения отношения водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде естественных электрических потенциалов, то есть лито-фациальный параметр. Затем строят карту изменения лито-фациального параметра в пределах территории распространения залежи углеводородов. На карте проводят изолинии граничных значений лито-фациального параметра, по которым выделяют зоны пород с высоким и низким фильтрационным потенциалом. Причем в зонах пород с высоким фильтрационным потенциалом осуществляют горизонтальное бурение скважин с последующим созданием равномерного фронта вытеснения нефти, а в зонах пород с низким фильтрационным потенциалом осуществляют углубленную кумулятивную перфорацию, ориентированную в соответствии с направлением вектора напряженности породы с последующим гидроразрывом пласта, обеспечивающим разветвленную систему трещин заданной длины (патент RU 2513895, МПК Е21В 49/00; G01V 11/00, опубл. 20.04.2014).

Известен способ контроля геометрических параметров и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта, включающий поверхностную радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности скважинным гамма-дефектомером-толщиномером (СГДТ), при этом поверхностную радоновую съемку проводят до гидроразрыва пласта в квадрате 400×400 м, с шагом 50 м, выполняют радоновые индикаторные исследования для получения таких гидродинамических характеристик пласта, как проницаемость и профиль приемистости, проводят замер гамма-активности прибором СГДТ, осуществляют гидроразрыв пласта, повторяют радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности прибором СГДТ, полученные данные сопоставляют и устанавливают азимутальное расположение трещин гидроразрыва, а также проницаемость и профиль приемистости пласта (патент RU 2390805, МПК G01V 5/12, опубл. 27.05.2010).

Недостатком известных технических решений является сложный технологический процесс исследования скважины и высокая трудоемкость.

Задачей изобретения является прогнозирование повышения продуктивности скважины за счет гидравлического разрыва пласта.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в определения показателей проницаемых участков перфорированных интервалов скважины как до воздействия, так и после воздействия гидравлического разрыва пласта, по результатам анализа которых судят о продуктивности скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что до осуществления гидравлического разрыва пласта (ГРП) проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки, затем осуществляют ГРП с проппантом и повторно производят закачку жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки, далее производят сравнительный анализ ГИС до и после ГРП, основываясь на показаниях импульсного нейтронного каротажа.

Геофизические исследования скважины включают гамма-каротаж, метод термометрии, локацию муфт и импульсно-нейтронный каротаж.

Все вышеперечисленные существенные признаки независимого и зависимого пунктов формулы в заявленной совокупности позволяют определить эффективность использования ГРП при прогнозировании продуктивности скважины.

Анализ известных технических решений в данной области техники показал, что заявляемое техническое решение имеет признаки, которые отсутствуют в аналогах, а их использование в заявляемой совокупности существенных признаков позволяет получить новый технический результат. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условиям патентоспособности изобретения «новизна» и «изобретательский уровень».

Для прогнозирования повышения продуктивности скважины проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС), включающие гидродинамические исследования (ГДИ), а именно: гамма-каротаж (ГК), метод термометрии (ТМ), локацию муфт (ЛМ), а также импульсно-нейтронный каротаж (ИНК). Все исследования проводятся через насосно-компрессорные трубы (НКТ) малогабаритной аппаратурой ИНК и ГДИ в одной связке за одну спуско-подъемную операцию (СПО) до и после гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Затем производят закачку в интервалы перфорации скважины поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. После чего осуществляют ГРП с проппантом и повторно производят закачку жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки. Далее производят сравнительный анализ ГИС до и после ГРП, основываясь на показаниях ИНК, регистрирующего время жизни тепловых нейтронов пласта (τпл) при воздействии на пласт жидкостями разной минерализации.

Способ осуществляют следующей образом.

1. Проводятся предварительные ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (контрольный замер).

На следующих этапах определяются проницаемые участки перфорированного интервала и заколонного пространства скважины.

2. Производится закачка минерализованной жидкости (уд. вес 1.18 г/см3) в интервалы перфорации (объемом V=5-6 м3).

3. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №1) в процессе закачки.

4. Производится закачка пресной жидкости (уд. вес 1.00-1.05 г/см3) в интервалы перфорации (объемом V=5-6 м3).

5. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №2).

Проведение ГИС при закачке жидкости разной минерализации перед проведением ГРП позволяет определить проницаемые участки в пределах интервала перфорации, а также выше и ниже его, что в дальнейшем позволяет спрогнозировать направление распространения трещины при проведении ГРП.

6. Проводится ГРП с проппантом, служащим для сохранения проницаемости трещин, получаемых в ходе ГРП.

На следующих этапах определяются проницаемые участки перфорированного интервала и заколонного пространства после проведения ГРП.

7. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №3) при определении приемистости с закачкой минерализованной жидкости (уд. вес. 1.1 г/см3).

8. Производят закачку пресной жидкости (уд. вес 1.00-1.05 г/см3) в интервалы перфорации (объемом V=5-6 м3).

9. Проводится ГИС комплексом ГК+ТМ+ЛМ+ИНК (основной замер №4).

10. Проводится анализ полученных данных.

Результаты поведения ИНК при воздействиях на пласт различной насыщенности контрастными жидкостями приведены в таблице.

Для достижения максимальных эффектов необходимо провести закачку в перфорированный интервал жидкости с плотностью γв<1.05 г/см3 и γв>1.18 г/см3. Возможен вариант закачки сначала минерализованной воды, далее пресной либо сначала закачка пресной жидкости, потом минерализованной жидкости. Рассмотрим детально поведение кривой времени жизни тепловых нейтронов при этих воздействиях на пласт терригенного разреза различного насыщения (пресная вода, нефть, соленая вода).

Перед началом воздействия проводится контрольный замер для определения текущего насыщения пластов, с которым в дальнейшем будет идти сравнение результатов исследования после воздействия. Проводится анализ насыщения пластов по следующим критериям:

- τпл_>320 мкс - пласт нефтеносный;

- τпл<180 мкс - пласт насыщен минерализованной водой с плотностью γв≥1.18 г/см3;

- τпл≥390 мкс - пласт заводнен опресненной водой с плотностью γв<1.05 г/см3;

- τпл≤250 мкс - пласт заводнен минерализованой водой с плотностью γв>1.15 г/см3.

1) Поведение τпл при закачке в пласт минерализованной воды плотностью γв≥1.18 г/см3:

- заводненный пласт опресненной водой с τпл=390 мкс (условно) понизится на Δτпл, который будет зависеть от степени замещения пресной воды минерализованной водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);

- нефтенасыщенный пласт с τпл=320 мкс (условно) понизится на Δτ1, который будет зависеть от степени замещения нефти водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);

- водонасыщенный пласт с τпл=180 мкс (условно), скорее всего, показания не изменятся, либо изменятся незначительно, если замещаемая вода будет более минерализованная и будет зависеть от степени замещения.

2) Поведение τпл при закачке в пласт пресной воды плотностью γв=γв≤1.05 г/см3 после минерализованной воды:

- заводненный пласт опресненной водой с τпл=(390-Δτ1]) мкс (условно) будет стремиться к начальным показаниям и повысится на Δτз, который зависит от степени замещения минерализованной воды пресной;

- нефтенасыщенный пласт с τпл=(320-Δτ2) мкс (условно) повысится на Δτ4, который будет зависеть от степени замещения минерализованной воды пресной водой. Максимально возможное повышение до 390 мкс (условно);

- водонасыщенный пласт с τпл=180 мкс (условно) повысится на Δτ5, который будет зависеть от степени замещения минерализованной воды пресной водой. Максимально возможное повышение до 390 мкс (условно).

3) Поведение τпл при закачке в пласт пресной воды плотностью γв=γв≤1.05 г/см3:

- заводненный пласт опресненной водой с τпл=390 мкс (условно), скорее всего, показания не изменятся либо изменятся незначительно, если замещаемая вода будет более пресная и будет зависеть от степени замещения;

- нефтенасыщенный пласт с τпл-320 мкс (условно) повысится на Δτ6, который будет зависеть от степени замещения нефти пресной водой. Максимально возможное повышение до 390 мкс (условно).

- водонасыщенный пласт с τпл=180 мкс (условно) повысится на Δτ7, который будет зависеть от степени замещения минерализованной воды пресной водой. Максимально возможное повышение до 3,90 мкс (условно).

4) Поведение τпл при закачке в пласт минерализованной воды плотностью γв>1.18 г/см3 после пресной воды:

- заводненный пласт опресненной водой с τпл=390 мкс (условно) понизится на Δτ8, который будет зависеть от степени замещения пресной воды минерализованной водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);

- нефтенасыщенный пласт с τпл=(320+Δτ6) мкс (условно) понизится на Δτ9, который будет зависеть от степени замещения нефти и пресной воды минерализованной водой. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно);

- водонасыщенный пласт с τпл=(18O+Δτ7) мкс (условно) понизится на Δτ10, который будет зависеть от степени замещения пресной воды минерализованной. Максимально возможное понижение до 180 мкс (условно)

Параметры Δτ1, Δτ2…Δτ3 - являются показателями проницаемых интервалов как до воздействия, так и после воздействия ГРП.

Примерные показания времени жизни тепловых нейтронов (τпл, мкс) даны для терригенных пластов с Кп>15% пашийско-кыновского возраста Республики Татарстан.

Заявляемое техническое решение обеспечивает прогнозирование повышения продуктивности скважины за счет гидравлического разрыва пласта.

Заявляемое техническое решение соответствует требованию промышленной применимости и возможно для реализации с применением стандартного оборудования.

1. Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта (ГРП) скважины, заключающийся в том, что до осуществления ГРП проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки, затем осуществляют ГРП с проппантом и повторно производят закачку жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки, далее производят сравнительный анализ ГИС до и после ГРП, основываясь на показаниях импульсного нейтронного каротажа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что геофизические исследования скважины включают гамма-каротаж, метод термометрии, локацию муфт и импульсно-нейтронный каротаж.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений. Технический результат - подсчет запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин.

Использование: для оценки формаций, смежных со стволом скважины. Сущность изобретения заключается в том, что описан прибор нейтронного каротажа с мульти-источником.

Использование: для измерения плотности и пористости породы с использованием нейтронного излучения. Сущность изобретения заключается в том, что скважинное устройство с двухсторонним расположением измерительных зондов содержит нейтронный источник, расположенный соосно с корпусом скважинного устройства, а также два нейтронных и два гамма-зонда, находящиеся по разные стороны от нейтронного источника, при этом в качестве нейтронного источника применяется нейтронный генератор, каждый нейтронный зонд содержит не менее двух детекторов, которые располагаются между корпусом скважинного устройства и корпусом нейтронного генератора параллельно оси скважинного устройства, одинаково удаленно от оси скважинного устройства и одинаково удаленно от мишени нейтронного генератора, равномерно по углу вокруг оси скважинного устройства, причем детекторы в различных нейтронных зондах повернуты вокруг оси скважинного устройства по отношению друг к другу.

Использование: для бесконтактного измерения плотности вещества с помощью нейтронного и гамма-излучения. Сущность изобретения заключается в том, что устройство для радиационного измерения плотности включает в себя источник излучения, находящийся на оси блока радиационной защиты и имеющий возможность менять положение с помощью устройства перемещения, сцинтилляционные детекторы со сцинтилляторами, расположенными в одной плоскости в форме соосных с источником излучения и блоком радиационной защиты вставленных друг в друга колец, при этом в качестве источника излучения используется электронный генератор импульсного излучения быстрых нейтронов, подключенный к блоку управления, сцинтилляторы в кольцах дополнительно разбиты на равные угловые сектора, количество угловых секторов составляет не менее двух, каждый из угловых секторов содержит сцинтилляторы для регистрации одного или нескольких видов излучений: эпитепловых или тепловых нейтронов, а также гамма-излучения, сцинтилляторы в кольцах и угловых секторах расположены по отношению друг к другу с зазором, сцинтилляторы, предназначенные для регистрации разных видов излучения, располагаются в каждом кольце чередующимся образом, сцинтилляторы, предназначенные для регистрации определенного вида излучения, располагаются в смежных кольцах по одному радиусу, фотоприемные устройства сцинтилляционных детекторов эпитепловых и/или тепловых нейтронов подключены к временным анализаторам, а фотоприемные устройства сцинтилляционных детекторов гамма-излучения подключены к амплитудным анализаторам, выходы амплитудных и временных анализаторов, а также блок управления подключены к процессору.

Использование: для регистрации нейтронного и гамма-излучений, применяемых для измерения ядерно-физических характеристик породы при каротаже нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к области регистрации ионизирующих излучений и может быть использовано при создании радиационных детекторов. Цилиндрический позиционно-чувствительный детектор содержит множество сцинтилляторов, разделенных отражающим материалом, помещенным между сцинтилляторами, каждый сцинтиллятор находится в оптическом контакте с фотоприемником, при этом сцинтиллятор состоит из одного или нескольких цилиндрических наборов, составленных из сцинтиллирующих волокон, обеспечивающих регистрацию нейтронного или гамма-излучения, сцинтиллирующие волокна снабжены светоотражающими оболочками и светонепроницаемыми покрытиями, противоположные торцы сцинтиллирующих волокон соединены посредством оптических соединителей с двумя волоконными световодами, находящимися с противоположной стороны в оптическом контакте с двумя матричными фотоприемниками, число фоточувствительных элементов в каждом из которых равно или больше числа сцинтиллирующих волокон.

Изобретение относится к ядерной геофизики и служит для оценки плотности цементного камня скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в процессе их эксплуатации без подъема насосно-компрессорных труб (НКТ).

Использование: для определения текущей нефтенасыщенности пластов-коллекторов, пересеченных скважиной. Сущность изобретения заключается в том, что согласно способу выполняют периодическое облучение горных пород импульсами генератора быстрых нейтронов, регистрацию гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) нейтронов и гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) тепловых нейтронов детектором гамма-излучения в реальном режиме времени при непрерывном перемещении скважинного прибора и заданном шаге квантования по глубине характеризуется тем, что перед процессом измерений дополнительно определяют оптимальную длительность импульса.

Использование: для определения плотности подземных пластов. Сущность изобретения заключается в том, что определение плотности подземного пласта, окружающего буровую скважину, производят на основании измерения гамма-излучения, возникающего в результате облучения пласта ядерным источником в корпусе прибора, расположенного в буровой скважине, и измерения потока гамма-излучения в корпусе прибора при двух различных расстояниях детекторов от источника, при этом способ содержит определение по существу прямолинейного соотношения между измерениями потоков гамма-излучения при каждом отличающемся расстоянии детекторов применительно к плотности пласта в случае отсутствия отклонения корпуса прибора; определение соотношения, устанавливающего девиацию плотности за счет отклонения прибора, определяемой на основании измерений измеряемого потока гамма-излучения при двух различных расстояниях детекторов, по плотности, вычисляемой на основании прямолинейных соотношений; и для данной пары измерений потока гамма-излучения при различных расстояниях детекторов определение пересечения соотношения, устанавливающего девиацию, с прямолинейным соотношением с тем, чтобы обозначить плотность пласта, окружающего буровую скважину; при этом источник представляет собой нейтронный источник, а гамма-излучение, измеряемое в корпусе прибора, представляет собой наведенное нейтронами гамма-излучение, являющееся результатом нейтронного облучения пласта.

Использование: для измерения пористости методом нейтронного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что представлены система, способ и прибор для определения значений пористости подземного пласта, скорректированных с учетом влияния скважины.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для передачи забойной информации при бурении скважин. Техническим результатом является увеличение дальности и надежности передачи информации при бурении за счет усовершенствования его конструкции.

Изобретение относится к средствам для направленного бурения скважин, в частности к электромагнитным каротажным средствам при параллельном бурении скважин. Техническим результатом является повышение качества получаемых сигналов при определении местонахождения второго ствола скважины относительно первого, за счет оптимизации расстояния передатчик-приемник и рабочей частоты каротажного инструмента.

Изобретение относится к способам и системам телеметрии скважин между наземным блоком управления и скважинным устройством, размещенным в стволе скважины, проходящей через геологический пласт.

Изобретение относится к области геофизических и технологических исследований скважин в процессе бурения. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей для передачи информации с любым каналом связи.

Настоящее изобретение относится к системе обеспечения эксплуатации скважины и может быть использовано для передачи каротажных данных по меньшей мере от одного каротажного прибора в систему сбора данных на поверхности по кабелю.

Изобретение относится к области геофизических измерений в стволе скважины, в частности к системам телеметрии скважин между наземным блоком управления и скважинным оборудованием, размещенным в стволе скважины, проходящей через геологический пласт.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин. В скважинной установке с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений, включающей по меньшей мере одну колонну (1) насосно-компрессорных труб (НКТ) с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенную, между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами (3) и расположенными на уровне пластов скважины модулями (4), модуль (4) расположен между насосно-компрессорными трубами и соединен с ними при помощи переходников (7).

Изобретение относится к мониторингу продуктивных нефтегазовых скважин в реальном времени. Техническим результатом является обеспечение своевременной идентификации любых проблем и регулирование параметров процесса отработки скважин.

Изобретение относится к средствам регистрации передачи данных в скважине. Техническим результатом является повышение надежности регистрации и передачи информации из скважины на поверхность по непрерывной линии передачи.
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для доставки геофизических приборов в горизонтальную скважину. Способ основывается на креплении к концу колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) скважинных приборов, к которым присоединен конец отрезка кабеля, длина которого соизмерима с длиной вертикального участка скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гетерогенного размещения проппанта в трещине гидравлического разрыва. Способ включает закачку первой жидкости для обработки, содержащей газ и по существу лишенной макроскопических частиц, через ствол скважины под давлением, достаточным для инициирования гидроразрыва в подземном пласте; закачку второй жидкости для обработки, содержащей проппант и экстраметрический материал, через ствол скважин в разрыв, где закачка достигается различными импульсными концентрациями проппанта в графике закачки, и формирование множества групп проппанта, содержащих проппант и экстраметрический материал, в разрыве.
Наверх