Применение приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов для обнаружения расклинивающего агента рядом со стволом скважины

Описаны способы идентификации местонахождения и высоты искусственно созданных трещин подземного пласта, а также присутствия какого-либо материала, связанного с набивкой по технологии «frac pack» или гравийной набивкой, поблизости ствола скважины с использованием приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов. Расклинивающий агент/песок, используемый в процессах гидравлического разрыва пласта и создания набивки, маркирован поглощающим тепловые нейтроны материалом. При наличии расклинивающего агента увеличения в выявленных при помощи каротажа методом захвата импульсных нейтронов значениях сечения захвата компонента пласта и/или ствола скважины в сочетании с уменьшениями в измеренных значениях скорости счета используют для того, чтобы определить местонахождение трещин пласта, а также присутствие и процентное заполнение материала набивки в области ствола скважины. Изменения в измеренных значениях сечения захвата пласта относительно изменений в других параметрах каротажа методом захвата импульсных нейтронов обеспечивают относительную индикацию расклинивающего агента в трещинах по сравнению с расклинивающим агентом в области ствола скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности определения местонахождения и высоты частиц набивки по технологии «frac pack». 7 н. и 46 з.п. ф-лы, 13 ил., 6 табл.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к операциям гидравлического разрыва пласта и, более конкретно, способам идентификации искусственно созданной трещины подземного пласта и любого материала, связанного с набивкой по технологии «frac раck» или гравийной набивкой, поблизости ствола скважины с использованием приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов.

Для более эффективного получения углеводородов из пластов забоя скважины и, в частности, из пластов с низкой пористостью и/или низкой проницаемостью, применяют широко используемую технологию, заключающуюся в искусственном гидравлическом разрыве пласта (именуемом «операциями гидравлического разрыва пласта», «гидравлическим разрывом пласта» или просто «гидроразрывом») нефтегазоносных пластов. При выполнении типичной операции гидравлического разрыва пласта выполняют закачивание текучих сред под высоким давлением в забой скважины, что вызывает растрескивание пластов вокруг ствола скважины, создавая каналы с высокой проницаемостью, что способствует образованию потока углеводородов в ствол скважины. Указанные операции по гидравлическому разрыву пласта могут быть выполнены в горизонтальных, наклоненных, а также вертикальных стволах скважин, и в необсаженных промежутках скважины или в обсаженных скважинах через перфорации. В некоторых операциях гидравлического разрыва пласта осуществляют намывку материала для гидравлического разрыва, включая расклинивающий агент или песок, не только в подвергаемую гидравлическому разрыву область за пределами обсадки скважины, но и в кольцевое пространство между обсадкой и хвостовиком внутри обсадки, например, при так называемой набивке по технологии «frac раck» (что включает осуществление гидравлического разрыва, совмещенного с установкой гравийного фильтра) в обсаженном стволе скважины. В некоторых других ситуациях при наличии необсаженного ствола скважины, например, при так называемой набивке по технологии «frac раck» в необсаженном стволе скважины, материал для гидравлического разрыва размещают за пределами перфорированного хвостовика или сетчатого фильтра в области вокруг хвостовика/сетчатого фильтра, а также в искусственно созданные трещины в пласте. В других ситуациях при наличии обсаженных стволов скважины материал для гидравлического разрыва располагают только в кольцевом пространстве между обсадкой и внутренним сетчатым фильтром или перфорированным хвостовиком, например, при так называемой гравийной набивке. В других ситуациях при наличии обсаженных стволов скважины материал для гидравлического разрыва располагают только в кольцевом пространстве между обсадкой и внутренним сетчатым фильтром или хвостовиком, например, при так называемой гравийной набивке. В некоторых других ситуациях при наличии необсаженного ствола скважины, например, при так называемой операции гидравлического разрыва пласта, операции создания набивки по технологии «frac раck» или гравийной набивки в необсаженном стволе скважины, материал для гидравлического разрыва пласта располагают за пределами перфорированного хвостовика или сетчатого фильтра. При осуществлении гидравлического разрыва или создании набивки по технологии «frac раck» в необсаженном стволе скважины материал для гидравлического разрыва пласта также намывают в искусственно созданные в пласте трещины. Во всех перечисленных выше ситуациях желательно знать области, в которых был расположен материал набивки, а также области, которые не содержат указанный материал.

В обсаженных стволах скважин в вертикальных скважинах, например, текучие среды высокого давления выходят из ствола скважины благодаря перфорациям, проходящим через обсадку и окружающий цемент, и вызывают растрескивание пластов и образование, как правило, тонких по существу вертикальных листовидных трещин в более глубоких пластах, в которых обычно залегают нефть и газ. Указанные искусственно созданные трещины, как правило, проходят латерально на значительное расстояние от ствола скважины в окружающие пласты, и проходят вертикально до тех пор, пока трещина не достигнет пласта, который тяжело поддается растрескиванию, выше и/или ниже желаемого интервала гидравлического разрыва пласта. Направления максимального и минимального значений горизонтального напряжения внутри пласта определяют азимутальную ориентацию искусственно созданных трещин. Как правило, если закачиваемая в забой скважины текучая среда, иногда называемая шламом, не содержит твердых частиц, которые осаждаются в трещине при снижении давления текучей среды, то происходит закрытие трещины, и большая часть достигнутого улучшения проницаемости будет потеряна.

Эти твердые частицы, именуемые расклинивающими агентами, как правило, состоят из частиц песка или частиц керамики, и текучая среда, используемая для закачки этих твердых частиц в забой скважины, обычно составлена таким образом, чтобы характеризоваться необходимой вязкостью, в результате чего частицы расклинивающего агента остаются захваченными текучей средой при ее движении в забой скважины и из скважины в искусственно созданные трещины. Перед выполнением гидравлического разрыва пластов, материалы, именуемые «разжижителями», которые также закачивают в забой скважины в шламе, содержащем текучую среду для гидравлического разрыва пласта, снижают вязкость текучей среды для гидравлического разрыва пласта по прошествии необходимого временного интервала, что обеспечивает легкое удаление этих текучих сред из трещин в процессе производства, оставляя указанные частицы расклинивающего агента в искусственно созданных трещинах с тем, чтобы предотвратить их закрытие и вызванное закрытием существенное уменьшение потока текучей среды через них.

При осуществлении операций по созданию набивки по технологии «frac раck» или гравийной набивки выполняют намывку частиц расклинивающего агента в кольцевое пространство между обсадкой скважины и внутренним сетчатым фильтром или хвостовиком, например, при набивке по технологии «frac раck» или гравийной набивке в обсаженном стволе скважине, и/или в кольцевое пространство в стволе скважины за пределами сетчатого фильтра или хвостовика, например, при осуществлении операций гидравлического разрыва пласта, создания набивки по технологии «frac раck» или гравийной набивки в необсаженном стволе скважины. Материалы набивки используют, как правило, для того, чтобы осуществлять фильтрацию твердых частиц, добываемых совместно с текучими средами пласта при осуществлении операций по добычи нефти или газа из скважины. Указанная фильтрация способствует предотвращению попадания частиц песка или других частиц совместно с целевыми текучими средами в ствол скважины и расположенное на поверхности оборудование. В противном случае указанные нежелательные частицы могут повредить систему труб в скважине и на поверхности и усложнить процедуры разделения текучих сред из-за эрозионной природы таких частиц при протекании указанных скважинных текучих сред.

Расклинивающие агенты могут также быть введены в искусственно образованные трещины с использованием текучей среды низкой вязкости во время операций по гидравлическому разрыву пласта, называемых «гидравлическими разрывами пласта с использованием воды». Текучая среда для гидравлического разрыва пласта при гидравлическом разрыве пласта с использованием воды является водой с небольшим содержанием полимера или других добавок, или без него. Гидравлические разрывы пласта с использование воды являются предпочтительными ввиду низкой стоимости используемой текучей среды. Кроме того, при использовании сшитых полимеров, важно, чтобы разжижители были эффективны или текучая среда не могла быть извлечена из трещины, значительно снижая поток текучих сред пласта. Гидравлические разрывы пласта с использованием воды ввиду того, что текучая среда не является сшитой, не основаны на эффективности разжижителей. Широко используемые расклинивающие агенты являются встречающимися в природе песками, песками со смоляным покрытием и керамическими расклинивающими агентами. Керамические расклинивающие агенты обычно изготовлены из встречающихся в природе материалов, таких как каолин и бокситовая глина, причем им присущи некоторые преимущества по сравнению с песками или песками со смоляным покрытием, главным образом возникающие вследствие предела прочности при сжатии изготовленных керамических изделий и присущей им по существу сферической конфигурации частиц.

Хотя искусственный гидравлический разрыв пласта, создание набивки по технологии «frac раck» и гравийной набивка являются высокоэффективными инструментами для разработки резервуаров углеводородов, при их выполнении обычно необходимо определить интервал(интервалы), в котором должны быть образованы трещины после завершения операции по гидравлическому разрыву пласта, и, в случае операций создания набивки, необходимо определить интервалы области ствола скважины, в которых была надлежащим образом выполнена набивка. В желаемом интервале(интервалах) гидравлического разрыва пласта возможно наличие районов, в которых не произошло эффективного растрескивания или которые не были эффективно заполнены набивкой, как по причине аномалий внутри пласта, так и по причине проблем внутри ствола скважины, таких как неэффективные или заблокированные перфорации или гравитационное расслоение твердых частиц материала набивки. Кроме того, желательно знать проходят ли трещины в вертикальном направлении поперек всего желаемого интервала (интервалов) гидравлического разрыва пласта, а также знать проходит ли какая-либо трещина(трещины) в вертикальном направлении за пределы желаемого интервала. В последнем случае, когда трещина дошла до несущего воду района, результирующая добыча воды будет крайне нежелательной. Во всех приведенных выше ситуациях, знание расположения подверженных гидроразрыву районов и неподверженных гидроразрыву районов будет очень полезным для планирования аварийно-восстановительных работ в рассматриваемой скважине и/или при использовании полученной информации для планирования работ по гидравлическому разрыву пласта на других подходящих для этого скважинах.

Из уровня техники известны несколько способов, используемых для помощи в нахождении интервалов, которые были успешно подвержены гидроразрыву или в которых успешно была создана набивка, и для помощи в определении протяженности трещин при операциях гидравлического разрыва пласта. Например, используют диаграммы акустического каротажа скважины. Диаграммы акустического каротажа скважины являются чувствительными к наличию трещин из-за влияния трещин на значения скорости и амплитуды продольных и поперечных акустических волн, проходящих через пласт. Однако, указанные диаграммы каротажа также подвержены воздействию множества других параметров, таких как тип породы, пористость пласта, геометрия пор, условия в стволе скважины и наличие природных трещин в пласте. Другая ранее используемая акустическая технология обнаружения трещин заключается в использовании «исходящего от трещин шума», при которой посредством акустического датчика, помещенного в забой скважины сразу после проведения работ по гидравлическому разрыву пласта, фактически «слушают» сигналы, возникающие при закрытии трещин, которое происходит после сброса давления для гидравлического разрыва пласта. Эта технология имеет только ограниченный успех вследствие того, что существуют: (1) логистические и механические проблемы, связанные с необходимостью наличия датчика(датчиков) в пласте во время осуществления операции по гидравлическому разрыву пласта, так как датчик должен быть активирован почти моментально после окончания операции по гидравлическому разрыву пласта, и (2) в технологии используют звук, генерируемый при закрытии трещины, следовательно эффективные трещины, следовательно, эффективные трещины, которые после открытия удерживаются от смыкания для предотвращения их закрытия, обычно не будут генерировать шумовые сигналы, которые также легко обнаружить, как и сигналы от трещин, которые не удерживаются от смыкания, что может генерировать ложные результаты.

Кроме того, для определения наличия подземных трещин ранее использовались группы установленных на поверхности уклонометров. Эти датчики могут определить очень малые изменения в контурах земной поверхности над пластами во время их гидравлического разрыва, и указанные изменения по всей группе обычно используют для нахождения подверженных гидроразрыву интервалов. Эта технология является чрезвычайно дорогостоящей для реализации, и, как правило, не предоставляет вертикального разрешения, позволяющего определить какие из районов внутри интервала гидравлического разрыва пласта были подвержены гидравлическому разрыв, а какие нет, также посредством этого способа невозможно эффективно определить вертикальное прохождение трещины за пределы желаемого вертикального интервала гидравлического разрыва(интервалов гидравлического разрыва).

Кроме того, для нанесения на карту местонахождения и геометрических параметров трещин ранее использовались приборы микросейсмического мониторинга. Согласно этому способу обнаружения местонахождения трещин группу приборов микросейсмического мониторинга помещают в соседнюю скважину, находящуюся рядом с подвергаемой гидравлическому разрыву скважиной. При выполнении операций по гидравлическому разрыву пласта прибор микросейсмического мониторинга регистрирует микросейсмические колебания, образующиеся в результате операции по гидравлическому разрыву пласта. Благодаря нанесению на карту местонахождений микросейсмических колебаний, становится возможным оценить высоту и длину искусственно созданной трещины. Однако этот способ является дорогостоящим и для его осуществления необходима доступная соседняя скважина.

В других типах ранее применяемых технологий обнаружения местонахождения трещин используют способы радиоактивного каротажа. Согласно первому из таких способов радиоактивного каротажа используют радиоактивные материалы, которые смешивают на площадке скважины с расклинивающим агентом и/или текучей средой для гидравлического разрыва пласта прямо перед закачкой в скважину расклинивающего агента и/или текучей среды для гидравлического разрыва пласта. После осуществления указанной закачки выполняют перемещение каротажного прибора по стволу скважины для обнаружения и регистрации гамма-излучения, испускаемого радиоактивным материалом, который был ранее закачан в забой скважины, после чего выполняют соответствующую обработку зарегистрированных относящихся к радиоактивности данных для обнаружения местонахождения трещин. Второй из ранее используемых способов радиоактивного каротажа осуществляют путем закачки одного или нескольких стабильных изотопов в забой скважины совместно с расклинивающим агентом в шламе для гидравлического разрыва пласта, причем указанный изотоп может быть активирован (т.е. стать радиоактивным) при помощи испускающего нейтроны блока каротажного прибора, опускаемого в забой скважины после осуществления процесса гидроразрыва. Блок-детектор спектров гамма-излучений прибора обнаруживает и регистрирует гамма-излучения от результирующего распада предварительно активированных ядер «индикаторного» материала при прохождении прибора мимо активированного материала. Спектры гамма-излучения затем анализируют для идентификации активированных ядер и, следовательно, районов гидравлического разрыва пласта.

Одной или обеим из указанных ранее используемых ядерных технологий обнаружения местонахождения подземных трещин присущи несколько известных ограничений и недостатков, которые включают:

1. Необходимость закачивать радиоактивный материал в забой скважины или создавать радиоактивность в забое скважины при помощи активации ранее нерадиоактивного материала в скважине;

2. Необходимость в наличии сложных и/или обладающих высоким разрешением детекторов спектров гамма-излучений и способов анализа спектральных данных;

3. Недостаточная возможность исследования глубины трещины;

4. Возможные угрозы, возникающие в результате обратного потока на поверхность радиоактивных расклинивающих агентов или текучих сред;

5. Вероятность радиоактивного загрязнения оборудования на площадке скважины;

6. Необходимость подготовки расклинивающего агента на площадке скважины для того, чтобы избежать возникновения нежелательного радиоактивного распада материалов расклинивающего агента перед выполнением работ по каротажу скважины;

7. Возможность наличия избыточного радиоактивного материала на поверхности, который не может быть применен в другой скважине;

8. Необходимость наличия специализированных каротажных приборов, которые являются неприемлемо дорогими в эксплуатации;

9. Необходимость обеспечения неприемлемо малых значений скорости перемещения каротажного прибора по стволу скважины; и

10. Необходимость осуществления сложной спектральной деконволюции гамма-лучей или других сложны процедур обработки данных.

В случае операций создания набивки по технологии «frac раck» и гравийной набивки предложено множество способов для обнаружения материала набивки, расположенного в области ствола скважины. Большинство из этих способов основаны на применении приборов радиоактивного каротажа, которые содержат либо источники гамма излучения, либо химические источники нейтронов непрерывного действия, а также содержат детекторы гамма излучения или тепловых нейтронов, и раскрыты в патенте США №6,815,665, описание которого ссылкой полностью включено в настоящий документ. Тем не менее, во всех случаях эти способы специально разработаны для обнаружения материала набивки внутри обсадки скважины, а также для исключения в максимально возможной степени обнаружения расклинивающего агента/песка за пределами обсадки, включая любой материал, намытый в трещины пласта. Кроме того, как известно Авторам настоящего изобретения, ни в одном из этих способов не предпринято каких-либо попыток определить относительный сигнал от расклинивающего агента/песка, находящего в области ствола скважины, относительно материала, находящегося в пласте или трещинах за пределами ствола скважина, что является важной информацией при оценке операций стандартного гидравлического разрыва пласта и операций создания набивки по технологии «frac раck». В патенте США №8,100,177, который выдан Авторам этой заявки на выдачу патента и описание которого ссылкой полностью включается в настоящий документ, рассматриваются последние способы обнаружения образованных искусственных трещин при помощи технологий компенсированного нейтронного и импульсного нейтронного каротажа, а также раскрываются способы на основе импульсного нейтронного каротажа для обнаружения сигналов от расклинивающего агента в скважине из областей пласта и ствола скважины, при этом в указанном документе не рассматриваются способы проведения различия между материалом набивки, расположенным в трещинах пласта, и материалом набивки, расположенным в области ствола скважины в набивках по технологии «frac раck» и гравийных набивках.

Как видно из вышеизложенного, существует необходимость в создании способов обнаружения местонахождения подземных трещин, которые устранят, по меньшей мере, некоторые из упомянутых выше проблем, ограничений и недостатков, связанных с ранее используемыми технологиями обнаружения местонахождения трещин и технологиями оценки набивки по технологии «frac раck» и гравийной набивки, которые по существу описаны выше.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 представлено схематическое изображение расположения оборудования для осуществления гидравлического разрыва пласта на площадке скважины.

На фиг. 2 представлено схематическое изображение, показывающее каротаж пласта забоя скважины, содержащего искусственно созданные трещины.

На фиг. 3А и 3В представлены виды сверху по направлению оси Z в отношении «параллельной» и «перпендикулярной» конфигураций расположения прибора относительно трещины.

На фиг. 4А, В представлены смоделированные кривые спада каротажа методом захвата импульсных нейтронов при операции стандартного гидравлического разрыва пласта перед (фиг. 4А) и после (фиг. 4В) нагнетания шлама для гидравлического разрыва пласта с 1% маркера на основе бора в трещину, проходящую в обе стороны от ствола скважины (как на фиг. 3А).

На фиг. 5 представлена смоделированная конфигурация ствола скважины для операции стандартного гидравлического разрыва, при этом расклинивающий агент/песок содержит маркер с высоким сечением захвата тепловых нейтронов и расклинивающий агент/песок может быть расположен в области ствола скважины, а также в искусственно созданных в пласте трещинах.

На фиг. 6 представлены смоделированные кривые спада гамма-излучения в результате захвата тепловых нейтронов в ближнем детекторе прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов в зависимости от времени после выброса нейтронов при осуществлении операции стандартного гидравлического разрыва пласта, при этом маркирующий материал на основе Gd2O3 был добавлен в расклинивающий агент/песок.

На фиг. 7 представлена смоделированная конфигурация ствола скважины для операции создания набивки по технологии «frac раck», при этом маркированный Gd расклинивающий агент/песок был использован при осуществлении процедуры гидравлического разрыва пласта и создания набивки. Маркированный расклинивающий агент был помещен в трещины пласта и/или в кольцевое пространство между обсадкой и внутренним сетчатым фильтром/хвостовиком. Смоделированная на этой фигуре конфигурация, в которой расклинивающий агент находится только в кольцевом пространстве, также является конфигурацией при осуществлении типичной операции по созданию гравийной набивки в обсаженном стволе скважины.

На фиг. 8 представлен вид сверху (перпендикулярно оси ствола скважины) смоделированной конфигурации при осуществлении операции создания набивки по технологии «frac раck», при этом маркированный Gd материал набивки расположен в области гидравлического разрыва в пласте, а также в кольцевом пространстве с набивкой по технологии «frac раck» между обсадкой скважины и внутренним сетчатым фильтром/хвостовиком.

На фиг. 9 представлены смоделированные кривые спада захватного гамма-излучения в трех случаях набивки по технологии «frac раck», которые представлены на фиг. 7. Кроме того, показаны компоненты спада пласта и ствола скважины вычисленные на основе смоделированных кривых спада.

На фиг. 10 представлена смоделированная диаграмма смоделированных значений сечения захвата компонента пласта и ствола скважины в ближнем детекторе для каротажа методом захвата импульсных нейтронов, а также значения скорости счета в ближнем детекторе в некотором временном интервале после (т.е. между выбросами) выбросов нейтронов для смоделированных случаев набивки по технологии «frac раck», представленных на фиг. 7.

На фиг. 11 представлена смоделированная конфигурация необсаженного ствола скважины (горизонтальной скважины) для операции гидравлического разрыва пласта, создания набивки по технологии «frac раck» или гравийной набивки в необсаженном стволе скважины, при этом маркированный Gd расклинивающий агент/песок расположен в области гидравлического разрыва в пласте и/или в кольцевом пространстве между стенкой ствола скважины и внутренней насосно-компрессорной колонной/сетчатым фильтром/хвостовиком.

Подробное описание изобретения

Раскрытые в настоящем документе способы не требуют применения сложных и/или обладающих высоким разрешением детекторов спектров гамма-излучений. Кроме того, отсутствует необходимость в способах анализа спектральных данных, при этом глубина исследования является большей, чем у радиоактивных технологий, использующих нейтронную активацию в забое скважины. Отсутствует возможная угроза, возникающая в результате обратного потока на поверхность радиоактивных расклинивающих агентов или текучих сред, а также возможность загрязнения оборудования на площадке скважины. Логистика операции также является очень простой, поскольку (1) расклинивающий агент может быть приготовлен задолго до необходимых операций по гидравлическому разрыву пласта без беспокойства о радиоактивном распаде, который связан с задержками, (2) отсутствуют проблемы, связанные с радиационным воздействием на расклинивающий агент при транспортировке и хранении расклинивающего агента, (3) любое избыточное количество расклинивающего агента, приготовленного для одной операции по гидравлическому разрыву пласта, может быть использовано для любой последующей операции по гидравлическому разрыву пласта, и (4) необходимые каротажные приборы являются широко доступными и, как правило, недорогими в эксплуатации. Кроме того, низкая скорость каротажа не является проблемой, а также отсутствует необходимость в осуществлении сложной спектральной деконволюции гамма-лучей или другой сложной обработки данных (за исключением возможной нормализации диаграммы каротажа).

Более того, затраты, связанные с процедурой, которая включает использование прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, ниже затрат, связанных со способами, требующими применения дорогостоящих индикаторных материалов, сложного оборудования обнаружения, дорогостоящих каротажных приборов или сложной обработки данных.

Варианты осуществления настоящего изобретения включают способ определения местонахождения и высоты трещины в области подземного пласта и/или материала набивки поблизости со стволом скважины при осуществлении операций создания набивки по технологии «frac раck» и гравийной набивки при помощи прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов. Способ включает: получение набора данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта; гидравлический разрыв пласта и набивку трещин пласта и/или набивку участков области ствола скважины при помощи шлама, который содержит жидкость и расклинивающий агент (который также включает песок или другой стандартный материал набивки), причем весь или часть указанного расклинивающего агента содержит поглощающий тепловые нейтроны материал; получение набора данных после осуществления гидравлического разрыва пласта; и сравнение набора данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и набора данных после осуществления гидравлического разрыва пласта. Это сравнение показывает местонахождение и радиальное распределение расклинивающего агента в трещине относительно расклинивающего агента, расположенного в области ствола скважины. Затем осуществляют корреляцию указанного местонахождения/распределения расклинивающего агента с измерениями глубины ствола скважины. Таким образом, расположение и высоту трещины определяют исходя из маркированного материала, который согласно показаниям находится в трещине, при этом может быть выполнена совместная оценка расклинивающего агента, который был расположен в районе набивки в кольцевом пространстве либо за пределами внешней системы труб ствола скважины, либо между двумя системами труб ствола скважины.

Наборы данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта были получены путем спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, испускающего нейтроны прибора, содержащего импульсный источник быстрых нейтронов и один или несколько детекторов тепловых нейтронов или гамма-излучений, испускания нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и пласт, и обнаружения в области ствола скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций нейтронов источника с элементами в области ствола скважины и подземного пласта. В контексте настоящей заявки выражение «область ствола скважины» включает каротажный прибор, текучую среду ствола скважины, системы труб в стволе скважины и любой другой затрубный материал, такой как цемент, расположенный между пластом и системой труб (системами труб) в стволе скважины.

Согласно некоторым вариантам осуществления, в которых используют прибор каротажа методом захвата импульсных нейтронов, наборы данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта используют для того, чтобы отличить расклинивающий агент в пласте от расклинивающего агента в стволе скважины.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения, в которых используют прибор каротажа методом захвата импульсных нейтронов, указанный прибор каротажа методом захвата импульсных нейтронов генерирует данные, которые содержат зарегистрированные значения скорости счета, вычисленные значения сечения захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленные значения сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины, и связанные со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины вычисленные параметры и/или селектированные значения скорости счета в выбранных временных интервалах после выбросов нейтронов.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения наборы данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта нормализируют перед стадией сравнения наборов данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта. Нормализация включает корректировку данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта для учета изменений, вызванных внешней средой, и/или изменений, вызванных приборами, для того, что сравнить наборы данных.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения шлам для гидравлического разрыва пласта (либо «шлам для создания набивки по технологии «frac pack» в случае осуществления операции создания набивки по технологии «frac раck», либо «шлам для создания гравийной набивки» в случае осуществления операции создания гравийной набивки) содержит расклинивающий агент, содержащий поглощающий тепловые нейтроны материал. Расклинивающий агент представляет собой гранулированный материал, который может в контексте настоящего документе содержать (1) «частицы для осуществления гидравлического разрыва», размещаемые в подземном пласте за пределами ствола скважины, (2) «частицы набивки по технологии «frac pack», размещаемые в «районе набивки по технологии «frac pack» в стволе скважины в связи с проведением операции создания набивки по технологии «frac раck», или (3) «частицы гравийной набивки», размещаемые внутри «района гравийной набивки» внутри ствола скважины в связи с проведением операции создания гравийной набивки, при использовании, соответственно, в операциях гидравлического разрыва пласта, создания набивки по технологии «frac раck» или гравийной набивки. Расклинивающий агент, допированный поглощающим тепловые нейтроны материалом, характеризуется сечением захвата тепловых нейтронов, превышающим сечения захвата элементов, обычно встречающихся в подвергаемых гидравлическому разрыву подземных районах. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения расклинивающий агент, содержащий поглощающий тепловые нейтроны материал, характеризуется макроскопическим сечением захвата тепловых нейтронов, составляющим по меньшей мере приблизительно 90 единиц сечения захвата, и предпочтительно до 900 единиц сечения захвата или более. Предпочтительно, материал расклинивающего агента является гранулированным керамическим материалом, причем по существу каждая гранула материала расклинивающего агента содержит поглощающий тепловые нейтроны материал с высоким значением сечения захвата, составляющий с ней единое целое.

Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения поглощающий тепловые нейтроны материал является бором, кадмием, гадолинием, иридием, самарием или их смесями.

Подходящие содержащие бор материалы с высоким значением сечения захвата включают карбид бора, нитрид бора, борную кислоту, стекло с высокой концентрацией бора, борат цинка, тетраборат натрия и их сочетания. Расклинивающий агент, содержащий 0,1% по массе карбида бора, характеризуется макроскопическим сечением захвата, составляющим приблизительно 92 единицы сечения захвата. Подходящий расклинивающий агент, содержащий 0,025-0,030% по массе оксида гадолиния, характеризуется свойствами поглощения тепловых нейтронов, аналогичными свойствам расклинивающего агента, содержащего 0,1% по массе карбида бора. В некоторых из примеров, приведенных ниже, используют карбид бора; однако специалистам в данной области техники будет понятно, что может быть использован любой поглощающий тепловые нейтроны материал с высоким значением сечения захвата, такой как оксид гадолиния.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения используемый расклинивающий агент содержит от приблизительно 0,025% до приблизительно 4,0% по массе поглощающего тепловые нейтроны материала. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения расклинивающий агент содержит концентрацию от приблизительно 0,1% до приблизительно 4,0% по массе поглощающего тепловые нейтроны материала на основе соединений бора. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения расклинивающий агент содержит концентрацию от приблизительно 0,025% до приблизительно 1,0% по массе поглощающего тепловые нейтроны материала на основе соединений гадолиния.

Согласно вариантам осуществления настоящего изобретения расклинивающий агент может быть керамическим расклинивающим агентом, песком, песком со смоляным покрытием, пластмассовой дробью, стеклянной дробью и другими керамическими расклинивающими агентами или расклинивающими агентами со смоляным покрытием. Подобные расклинивающие агенты могут быть изготовлены согласно любому подходящему процессу, включая, кроме прочего, непрерывное струйное распыление, струйное псевдоожижение, сушку распылением или прессование. Подходящие расклинивающие агенты и способы производства раскрыты в патентах США №4,068,718, 4,427,068, 4,440,866, 5,188,175 и 7,036,591, полные описания которых включены в настоящий документ ссылкой.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения поглощающий тепловые нейтроны материал добавляют к керамическому расклинивающему агенту в ходе процесса производства, такого как непрерывное струйное распыление, струйное псевдоожижение, сушка распылением или прессование. Керамические расклинивающие агенты отличаются свойствами, такими как предполагаемая удельная масса, за счет исходного сырьевого материала и процесса производства. В настоящем документе под выражением «предполагаемая удельная масса» подразумевают массу на единицу объема (граммы на кубический сантиметр) частиц, включая внутреннюю пористость. Характеризующиеся малой плотностью расклинивающие агенты, как правило, обладают предполагаемой удельной массой, составляющей менее 3,0 г/см3, и обычно выполнены из каолиновой глины и глинозема. Характеризующиеся средней плотностью расклинивающие агенты, как правило, обладают предполагаемой удельной массой, составляющей приблизительно от 3,1 до 3,4 г/см3, и обычно выполнены из бокситовой глины. Высокопрочные расклинивающие агенты, как правило, выполнены из бокситовых глин с глиноземом и обладают предполагаемой удельной массой более 3,4 г/см3. Поглощающий тепловые нейтроны материал может быть добавлен в процессе производства любых из указанных расклинивающих агентов для получения расклинивающего агента, пригодного для применения согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения. Керамический расклинивающий агент может быть изготовлен таким образом, чтобы образовывалась некоторая пористость в каждой грануле расклинивающего агента. Способ производства подходящей пористой керамики раскрыт в патенте США №7,036,591, полное описание которого включено в настоящий документ ссылкой. В этом случае поглощающий тепловые нейтроны материал пропитывают в поры гранул расклинивающего агента до концентрации, составляющей от приблизительно 0,025 до приблизительно 4,0% по массе.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения поглощающий тепловые нейтроны материал включен в смоляной материал, и керамический расклинивающий агент или природные пески покрывают смоляным материалом, содержащим поглощающий тепловые нейтроны материал. Способы покрытия смолой расклинивающих агентов и природных песков хорошо известны специалистам в данной области техники. Например, подходящий способ нанесения покрытия с использованием раствора раскрыт в патенте США №3,929,191, авторы Graham et al., полное описание которого включено в настоящий документ ссылкой.

Другой подходящий способ, такой как раскрыт в патенте США №3,492,147, авторы Young et al., полное описание которого включено в настоящий документ ссылкой, включает покрытие подложки в виде частиц жидкой некатализированной смоляной композицией, характеризующейся способностью извлекать катализатор или отверждающий агент из неводного раствора. Кроме того, подходящий способ нанесения покрытия из расплава для использования новолачных фенолоформальдегидных смол раскрыт в патенте США №4,585,064, авторы Graham et al, полное описание которого включено в настоящий документ ссылкой. Специалисты в данной области техники хорошо осведомлены о других подходящих способах покрытия смолой расклинивающих агентов и природных песков.

Соответственно, способы согласно настоящему изобретению могут быть реализованы с использованием керамического расклинивающего агента или природных песков, покрытых поглощающим тепловые нейтроны материалом или другим образом содержащих этот материал. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения подходящим поглощающим тепловые нейтроны материалом является либо карбид бора, либо оксид гадолиния, каждый из которых характеризуется способностью эффективно поглощать тепловые нейтроны при низкой концентрации в маркированном расклинивающем агенте или песке. Концентрация таких поглощающих тепловые нейтроны материалов, как правило, составляет порядка от приблизительно 0,025% до приблизительно 4,0% по массе расклинивающего агента. Для соединений бора, таких как карбид бора, концентрация составляет от приблизительно 0,1% до приблизительно 4,0% по массе расклинивающего агента, а для соединений гадолиния, таких как оксид гадолиния, концентрации составляет от приблизительно 0,025% до приблизительно 1,0% по массе расклинивающего агента. Эти концентрации являются достаточно низкими для того, чтобы другие свойства маркированного расклинивающего агента (такие как прочность на раздавливание) по существу оставались неизменными из-за добавления материала с высоким значением сечения захвата. Хотя любой поглощающий тепловые нейтроны материал с высоким значением сечения захвата может быть использован в вариантах осуществления настоящего изобретения, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения, в которых используют приборы каротажа методом захвата импульсных нейтронов, могут быть использованы карбид бора или другие содержащие бор материалы ввиду того, что захват тепловых нейтронов бором не приводит к появлению гамма-излучения, измеримого в детекторах каротажного прибора. Кроме того, согласно вариантам осуществления настоящего изобретения, в которых используют приборы каротажа методом захвата импульсных нейтронов, могут быть использованы оксид гадолиния или другие содержащие гадолиний материалы ввиду того, что необходимо меньшее количество содержащего гадолиний маркирующего материала по сравнению с содержащими бор материалами. Массовый процент, необходимый для получения подобных характеристик поглощения тепловых нейтронов, для других материалов с высоким значением сечения захвата тепловых нейтронов будет зависеть от плотности и молекулярной массы используемого материала, а также от значений сечения захвата составляющих материала.

Изготовленный керамический расклинивающий агент, содержащий от приблизительно 0,025% до приблизительно 4,0% по массе поглощающего тепловые нейтроны материала, может быть получен с оптимальными затратами и может обеспечить эффективные сигналы для выявления трещин, набивки по технологии «frac раck» или гравийной набивки при сравнении значений на диаграмме каротажа методом захвата импульсных нейтронов перед и после операции по гидравлическому разрыву пласта. Эти сигналы способны обеспечить индикацию и различие между интервалами, которые были и которые не были подвержены гидравлическому разрыву, расклиниванию и/или заполнению набивкой.

Согласно представленному на фиг. 1 операция на площадке скважины для осуществления гидравлического разрыва пласта включает смешивание воды с гелем для образования вязкой текучей среды для гидравлического разрыва пласта. Расклинивающий агент, содержащий поглощающий тепловые нейтроны материал, добавляют к вязкой текучей среде для гидравлического разрыва пласта или для формирования набивки, создавая шлам, который закачивают в скважину, как правило, при помощи насосов высокого давления. Шлам нагнетают в трещины, образованные в пласте, а также, при необходимости и в зависимости от конкретного случая, в интервалы, в которых желательно сформировать набивку, в области ствола скважины поблизости от трещин. Частицы расклинивающего агента закачивают в скважину совместно с жидкостью (шлам для гидравлического разрыва пласта) и далее в искусственно созданные трещины и намеченное кольцевое пространство (кольцевые пространства) в области ствола скважины.

На фиг. 2 изображена каротажная станция на шасси грузовика, расположенная на площадке скважины и содержащая прибор каротажа методом захвата импульсных нейтронов, расположенный на некоторой глубине искусственно созданной трещины и/или заполненного набивкой интервала. Питание от каротажной станции на шасси грузовика (или платформы) подают на каротажный прибор, который регистрирует и передает каротажные данные, полученные при прохождении прибором района (районов) гидравлического разрыва и пластов, расположенных выше и/или ниже подверженного гидравлическому разрыву района (подверженных гидравлическому разрыву районов).

Согласно вариантам осуществления настоящего изобретения способ идентификации искусственно вызванного гидравлического разрыва пласта и заполненного набивкой интервала с использованием расклинивающего агента, содержащего поглощающий тепловые нейтроны материал, и результатов измерений, полученных посредством прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, включает:

1. Подготовку расклинивающего агента, допированного поглощающим тепловые нейтроны материалом, посредством изготовления расклинивающего агента из исходных материалов, которые содержат поглощающий тепловые нейтроны материал, посредством нанесения поглощающего тепловые нейтроны материала на расклинивающий агент или посредством пропитки или другого способа внедрения поглощающего тепловые нейтроны материала в расклинивающий агент.

2. Спуск в скважину оборудования и регистрация или получение другим способом диаграммы каротажа методом захвата импульсных нейтронов перед осуществлением гидравлического разрыва пласта (включая перед созданием гравийной набивки), охватывающей потенциальные районы, которые будут подвержены гидравлическому разрыву, чтобы получить набор данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта, а также предпочтительно охватывающей районы за пределами потенциальных районов гидравлического разрыва пласта.

3. Выполнение в скважине операции гидравлического разрыва пласта, операции создания набивки по технологии «frac раck» или операции создания набивки гравием, включающее введение расклинивающего агента, содержащего поглощающий тепловые нейтроны материал, в закачиваемый в забой скважины шлам.

4. Спуск в скважину оборудования и регистрация диаграммы каротажа методом захвата импульсных нейтронов после осуществления гидравлического разрыва (включая после создания гравийной набивки), по возможности с использованием прибора типа, аналогичного используемому для диаграммы перед осуществлением гидравлического разрыва пласта, охватывающей потенциальные районы интереса, содержащие один или несколько интервалов гидравлического разрыва, интервалов с набивкой по технологии «frac раck» или интервалов с гравийной набивкой, чтобы получить набор данных после осуществления гидравлического разрыва пласта, и предпочтительно также охватывающей районы за пределами интервала, где ожидался гидравлический разрыв пласта, создание набивки по технологии «frac раck» и/или создания гравийной набивка. Диаграммы каротажа могут быть зарегистрированы при помощи прибора, находящегося по центру или смещенного от центра обсадки или насосно-компрессорной колонны. Диаграммы каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта предпочтительно регистрируют при аналогичном условии смещения от центра.

5. Сравнение наборов данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта, полученных на основании диаграмм каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта (после какой-либо нормализации диаграмм), чтобы определить (как вертикальное, так и радиальное) местонахождение расклинивающего агента. Выполнение нормализации может быть необходимо, если диаграммы каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта были зарегистрированы при различных условиях в стволе скважины, или если были использованы различные приборы или источники. Это может быть особенно актуально, если диаграмма каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта была зарегистрирована в более ранний момент процесса эксплуатации скважины с использованием измерительных датчиков, спускаемых в скважину на кабель-канате, временных датчиков и/или датчиков каротажа во время бурения (КВБ). Процедуры нормализации сравнивают данные диаграммы каротажа из районов, находящихся предпочтительно за пределами возможно подверженных гидроразрыву и/или заполнению набивкой интервалов на диаграммах каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта. Поскольку эти районы не изменились на диаграммах каротажа, приросты и/или смещения используют на диаграммах каротажа, чтобы согласовать диаграммы каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта в этих интервалах нормализации. Аналогичные приросты/смещения затем используют на диаграммах каротажа по всему интервалу выполнения каротажа. Различия в данных указывают на присутствие расклинивающего агента в трещине и/или в области ствола скважины, находящейся рядом с трещиной, а также указывают на присутствие расклинивающего агента в скважине относительно расклинивающего агента в кольцевой области ствола скважины с набивкой.

Для приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов увеличение в вычисленных значениях сечения захвата пласта и/или ствола скважины и уменьшение в вычисленных значениях скорости счета компонента ствола скважины и/или пласта в выбранных временных интервалах между выбросами нейтронов, имеющие место на диаграмме каротажа после осуществления гидравлического разрыва пласта относительно диаграммы каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта, указывают на присутствие расклинивающего агента, содержащего поглощающий тепловые нейтроны материал. Сравнения между различными параметрами измерения по методу захвата импульсных нейтронов, которым присущи различные чувствительности в пласте по сравнению со стволом скважины, могут быть использованы для выявления относительного радиального положения маркированного расклинивающего агента (т.е. относительного распределения расклинивающего агента в кольцевом районе с набивкой в стволе скважины по сравнению с расклинивающим агентом в трещинах в пласте).

6. Обнаружение местонахождения и высоты расклиненной трещины и местонахождения расклинивающего агента, намытого в область ствола скважины, посредством сопоставления различий данных из стадии (5) с измерением глубины ствола скважины.

Дополнительные варианты осуществления настоящего изобретения включают внесение в описанные в настоящем документе способы изменений, таких как, кроме прочего, включение нескольких диаграмм каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта в любые сравнения данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта с данными после осуществления гидравлического разрыва пласта, или использование смоделированной диаграммы каротажа в качестве диаграммы каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта (подобные смоделированные диаграммы каротажа получают, например, при помощи нейронных сетей для генерирования значений смоделированной диаграммы каротажа методом захвата импульсных нейтронов на основе других диаграмм каротажа участков с необсаженным или обсаженным стволом в этой скважине), или использование нескольких стационарных каротажных измерений вместо данных, собранных при помощи непрерывных диаграмм каротажа, или в дополнение к ним.

Согласно дополнительным вариантам осуществления настоящего изобретения первый и второй наборы данных после осуществления гидравлического разрыва пласта (включая также после создания гравийной набивки) получают и используют для определения различий, если они существуют, между количествами расклинивающего агента в районе гидравлического разрыва и/или заполненных набивкой районах до добычи некоторого количества текучих сред из подземного пласта и количествами расклинивающего агента в соответствующих районах после указанной добычи посредством сравнения наборов данных после осуществления гидравлического разрыва пласта (включая также после создания гравийной набивкой). Определенные различия в количествах расклинивающего агента используют для определения одной или нескольких характеристик добычи и/или относящихся к трещине характеристик подземного пласта, а именно: (а) один или несколько подверженных гидроразрыву и/или образованию набивки районов не так хорошо заполнены расклинивающим агентом, как это было первоначально, (b) добыча из одного или нескольких продуктивных районов превышает добычу из других районов, и (с) в одном или нескольких предполагаемых продуктивных районах отсутствует добыча. Указанная процедура после осуществления гидравлического разрыва пласта (или после заполнения гравийной набивкой) может быть осуществлена с использованием прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, данные которого возможно дополнены другой информацией с площадки скважины или информацией, обеспеченной другими стандартными каротажными приборами, такими как приборы для исследования в действующих скважинах.

Согласно некоторым вариантам осуществления способа каротажа по тепловым нейтронам, быстрые нейтроны испускают из источника нейтронов в ствол скважины и пласт, после чего происходит их быстрая термолизация до тепловых нейтронов посредством упругих и неупругих соударений с ядрами пласта и области ствола скважины. Упругие соударения с водородом в пласте и области ствола скважины являются главным механизмом термолизации. Тепловые нейтроны диффундируют в область ствола скважины и пласт, и, в конечном счете, поглощаются одним из присутствующих ядер. Как правило, эти реакции поглощения приводят к почти мгновенному излучению захватного гамма-излучения; однако, поглощение бором является известным исключением. Детекторы в приборе каротажа методом захвата импульсных нейтронов либо непосредственно определяют тепловые нейтроны, которые рассеиваются обратно к прибору, либо опосредовано определяют гамма-излучение, возникающее вследствие реакций поглощения тепловых нейтронов (что используется в большинстве коммерчески доступных версий приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов). Большинство приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов оснащены источником нейтронов и двумя детекторами, расположенными над источником нейтронов, которые именуют в настоящем документе «ближним» детектором и «дальним» детектором. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения могут быть использованы приборы каротажа методом захвата импульсных нейтронов, которые содержат один детектор или более двух детекторов. Например, подходящие приборы каротажа методом захвата импульсных нейтронов содержат импульсный источник нейтронов и три детектора, расположенные над источником нейтронов, которые именуют в настоящем документе ближним, дальним и «самым дальним» или «сверхдальним» детекторами, причем ближний детектор находится ближе всех к источнику нейтронов, а сверхдальний детектор находится дальше всех от источника нейтронов. Кроме того, возможна установка одного или нескольких детекторов нейтронов или детекторов захватных гамма-излучений под источником нейтронов.

Каротажная система прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов измеряет скорость спада (как функцию времени между импульсами нейтронов) тепловых нейтронов или совокупности захватного гамма-излучения в пласте и области ствола скважины. Из этой кривой скорости спада могут быть выделены и определены сечения захвата пласта Σпл (сигма-пл) и ствола скважины Σсс (сигма-сс), а также компоненты спада пласта и ствола скважины. Чем больше суммарное значение сечений захвата материалов в пласте и/или в области ствола скважины, тем больше вероятность того, что этот материал захватит тепловые нейтроны. Таким образом, в пласте, характеризующимся высоким значением суммарного сечения захвата, тепловые нейтроны исчезают более быстро, чем в пласте, характеризующимся низким значением сечения захвата. Это выглядит как крутой уклон на графике, показывающем зависимость наблюдаемой скорости счета от времени после выброса нейтронов.

Различия между параметрами каротажа методом захвата импульсных нейтронов в стволе скважины и пласте, полученными перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта, могут быть использованы для отличия расклинивающего агента в пласте от расклинивающего агента в стволе скважины.

Данные каротажа методом захвата импульсных нейтронов, используемые для получения фиг. 4А и 4В, были смоделированы с использованием приборов, использующих детекторы гамма-излучений. Детектор захватных гамма-излучений измеряет гамма-излучения, испускаемые после захвата тепловых нейтронов элементами, вблизи «облака» тепловых нейтронов в стволе скважины и пласте. В случае если присутствует допированный бором или гадолинием расклинивающий агент, то может иметь место снижение скорости счета, наблюдаемое в приборах каротажа методом захвата импульсных нейтронов, использующих детекторы гамма-излучений, по сравнению с приборами, содержащими детекторы тепловых нейтронов.

Следующие ниже примеры представлены для дополнительной иллюстрации различных аспектов настоящего изобретения, и не предназначены для ограничения объема настоящего изобретения. Приведенные ниже примеры были сгенерированы с использованием программы Monte Carlo N-Particle Transport Code, версия 5 (в дальнейшем в настоящем документе «MCNP»). MCNP является пакетом программного обеспечения, который был разработан Лос-Аламосской национальной лабораторией и который реализуется на территории США Radiation Safety Information Computation Center (http://www-rsicc.ornl.gov). Программное обеспечение MCNP может работать с геометрическими деталями и обеспечивать изменения в химическом составе и размере всех смоделированных компонентов, включая минерализацию текучей среды ствола скважины, концентрацию поглощающего тепловые нейтроны материала в расклинивающем агенте в трещине, и ширину трещины. Приведенные ниже данные MCNP, как правило, характеризуются статистическими стандартными отклонениями в вычисленных значениях скорости счета, которые составляют приблизительно 0,5-1,0%.

В некоторых из приведенных ниже иллюстраций, расклинивающий агент был допирован карбидом бора или оксидом гадолиния; тем не менее, могут быть использованы другие подходящие поглощающие тепловые нейтроны материалы. Согласно некоторым практическим применениям предпочтительный расклинивающий агент является гранулированным керамическим материалом, по существу в каждую гранулу которого интегрировали допирующую добавку. Согласно другим практическим применениям не все гранулы расклинивающего агента могут быть маркированы, а согласно некоторым практическим применениям могут быть использованы песок или другие твердые гранулированные материалы, при этом маркирующий материал нанесен в качестве покрытия.

Для целей большей части приведенных ниже примеров, на фиг. 3А и 3В представлены виды вдоль оси Z конфигураций, использованных при моделировании в MCNP. В этих случаях ствол скважины диаметром 8 дюймов был обсажен посредством стальной обсадки внешним диаметром 5,5 дюйма, погонной массой 24 фунта/фут, без насосно-компрессорной колонны и окружен цементным кольцом шириной 1 дюйм. Прибор каротажа методом захвата импульсных нейтронов диаметром 1,6875 дюйма показан в параллельном («паралл.») положении на фиг. 3А и в перпендикулярном («перпенд.») положении на фиг. 3В. В «параллельном» положении смещенный от центра каротажный прибор центрируют относительно трещины, а в «перпендикулярном» положении он расположен смещенным на 90° по стволу скважины от трещины.

На фиг. 3А и 3В область пласта за пределами цементного кольца была смоделирована как песчаник с сечением захвата материнской породы, составляющим приблизительно 10 единиц сечения захвата. На этих двух фигурах представлено идеальное моделирование пласта и области ствола скважины, которое используется в большей части прогонов программы MCNP. Вертикальная трещина проходит в обе стороны в радиальном направлении от обсадки ствола скважины, и шлам для гидравлического разрыва пласта в канале трещины продавливает цемент в канале, а также пласт в канале за пределами цементного кольца. Ширина канала трещины изменяется от 0,1 см до 1,0 см в различных прогонах моделирования. Созданная программой MCNP модель не обеспечивает выходные данные в виде непрерывных диаграмм каротажа, а скорее обеспечивает данные, которые позволяют выполнить, в данных пластах и в фиксированных положениях в стволе скважины, сравнения значений на диаграммах каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта.

Пример на основе каротажа методом захвата импульсных нейтронов

Система каротажа методом захвата импульсных нейтронов, которая характеризуется наличием импульсного генератора нейтронов с энергией 14 МэВ, была смоделирована с использованием MCNP для определения высоты трещины в пласте исходя из обнаружения маркированного материала расклинивающего агента, размещенного в трещинах пласта, и/или для обнаружения местонахождения материала расклинивающего агента/набивки в намеченной кольцевой области ствола скважины при создании набивки по технологии «frac раck» и гравийной набивки. Данные кривой спада скорости счета, зафиксированные в датчиках тепловых нейтронов или датчиках гамма-излучения, были зарегистрированы после осуществления операции гидравлического разрыва пласта/создания набивки. Как и в случае приборов нейтронного и компенсированного нейтронного каротажа в ранее упоминавшемся патенте США №8,100,177, наблюдаемые параметры затем сравнили с соответствующими величинами, зарегистрированными при получении каротажной диаграммы, выполненной перед осуществлением гидравлического разрыва пласта /создания набивки в скважине, и предпочтительно полученной при помощи того же или аналогичного каротажного прибора и с такими же условиями в стволе скважины, как и для диаграммы каротажа после осуществления гидравлического разрыва пласта. Сечения поглощения тепловых нейтронов пласта и ствола скважины вычислены из зарегистрированных двухкомпонентных кривых спада. Увеличения в сечениях поглощения тепловых нейтронов пласта и/или ствола скважины на диаграммах каротажа методом захвата импульсных нейтронов после осуществления гидравлического разрыва пласта по сравнению с диаграммами каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта, а также снижения в значениях скоростей счета на диаграммах каротажа в выбранные временные интервалы между выбросами нейтронов, и снижения в значениях скорости счета в интегралах вычисленной скорости счета компонента пласта и/или ствола скважины используют для идентификации присутствия допированного бором или гадолинием расклинивающего агента в искусственно созданной трещине(трещинах) и/или в кольцевой области ствола скважины с набивкой, как правило, поблизости с подверженным гидроразрыву районом. Выборы и/или сравнения параметров измерения по методу захвата импульсных нейтронов с различными относительными чувствительностями в пласте и области ствола скважины были осуществлены для получения показаний относительного присутствия маркированного расклинивающего агента в трещинах пласта по сравнению с кольцевыми пространствами с набивкой по технологии «frac раck» или гравийной набивкой внутри ствола скважины.

Прибор каротажа методом захвата импульсных нейтронов может быть использован для сбора и обработки данных для обеспечения наблюдения за связанными со скорость счета изменениями и изменениями в вычисленных сечениях захвата тепловых нейтронов пласта и ствола скважины, чтобы идентифицировать присутствие поглотителя нейтронов в расклинивающем агенте.

В современных «двухэкспоненциальных» приборах каротажа методом захвата импульсных нейтронов, как раскрыто в документах SPWLA Annual Symposium Transactions, 1983 paper CC под названием «Experimental Basis For A New Borehole Corrected Pulsed Neutron Capture Logging System (Thermal Multi-gate Decay «TMD»)», авторы Shultz et al; 1983 paper DD под названием «Applications Of A New Borehole Corrected Pulsed Neutron Capture Logging System (TMD)», авторы Smith, Jr. et al.; и 1984 paper KKK под названием «Applications of TMD Pulsed Neutron Logs In Unusual Downhole Logging Environments», авторы Buchanan et al., уравнение для обнаруженной скорости счета c(t), измеренной детекторами тепловых нейтронов (или гамма-излучений) как функции времени между выбросами нейтронов, может быть аппроксимировано уравнением 1:

где t является временем после нейтронного импульса, Асс и Апл являются начальными величинами компонентов спада ствола скважины и пласта в конце нейтронных импульсов (иногда называемых выбросами), соответственно, и τсс и τпл являются соответствующими постоянными экспоненциального спада компонента ствола скважины и пласта. Сечения захвата компонента ствола скважины и пласта Σсс и Σпл обратно пропорциональны соответствующим им постоянным спада посредством следующих отношений:

где сечения представлены в единицах сечения захвата, и постоянные спада представлены в микросекундах.

Увеличение в сечение захвата Σпл будет наблюдаться на диаграммах каротажа после осуществления гидравлического разрыва пласта с расклинивающим агентом в трещинах пласта по сравнению с диаграммами каротажа методом захвата импульсных нейтронов перед осуществлением гидравлического разрыва пласта. К счастью, благодаря способности каротажа методом захвата импульсных нейтронов разделять сигналы скорости счета от ствола скважины и пласта, также будет иметь место сниженная чувствительность в сечении захвата пласта к любым неизбежным изменениям в области ствола скважины (таким как изменения минерализации ствола скважины или обсадки) между диаграммами каротажа методом захвата импульсных нейтронов перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта, по сравнению с ситуациями, в которых используют приборы нейтронного каротажа или компенсированного нейтронного каротажа для осуществления измерений.

Скорость счета компонента спада пласта (или наблюдаемая скорость счета в выбранном, селектированном по времени интервале (интервалах) между выбросами нейтронов) будет также подвержена влиянию (снижена) в виду присутствия поглотителей нейтронов в расклинивающем агенте в трещинах, особенно в приборах каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащих детекторы гамма-излучений. Эти значения скорости счета компонента пласта или селектированные значения скорости счета также будут снижены из-за маркера, присутствующего в кольцевых областях с набивкой по технологии «frac раck» или областях с гравийной набивкой во всем стволе скважины, поскольку многие из тепловых нейтронов, главным образом замедляющихся в пласте, могут фактически быть захвачены в области ствола скважины (по этой же причине большое число гамма-излучений ядер железа видно на спектральных характеристиках из временных интервалов после выбросов нейтронов, в которых доминирует компонент спада пласта, хотя железо присутствует только в системе труб (системах труб) скважины и корпусе прибора в области ствола скважины).

Поскольку большая часть современных приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов также измеряют спад компонента ствола скважины, увеличение в сечении захвата ствола скважины Σсс и изменение в скорости счета компонента ствола скважины на диаграмме каротажа после осуществления гидравлического разрыва пласта по сравнению с диаграммой каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта, как правило, будут свидетельствовать о присутствии расклинивающего агента рядом со стволом скважины, включая области с набивкой по технологии «frac-расk» или области с гравийной набивкой.

На фиг. 4А, 4В и в таблице 1 представлены смоделированные при помощи MCNP результаты для одного варианта осуществления настоящего изобретения, который включает использование прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, при осуществлении операции стандартного гидравлического разрыва, в которой не предусмотрено создание набивки из расклинивающего агента в области ствола скважины, предназначенной для набивки по технологии «frac раck». Детекторы гамма-излучений NaI были использованы во всех моделях каротажа методом захвата импульсных нейтронов. Данные были получены с использованием гипотетического прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов с диаметром 1,6875 дюйма для сбора данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта (фиг. 4А), при операции стандартного гидравлического разрыва пласта, и данных после осуществления гидравлического разрыва пласта (фиг. 4В) с расклинивающим агентом, содержащим 1,0% карбида бора, в трещине шириной 1,0 см в пласте пористостью 28,3%). Если не указано иначе, условия ствола скважины и пласта являются такими же, как условия, описанные на фиг. 3А. Расстояния удаления источника от детектора являются такими же, как расстояния, используемые в предыдущих примерах диаграмм нейтронного каротажа. На фиг. 4А, 4В результирующие скорости счета в каждом временном отрезке вдоль каждой из кривых спада представлены в виде точек вдоль оси времени (ось х). Спад в ближнем детекторе представлен медленно спадающей верхней кривой на каждой фигуре, спад в дальнем детекторе представлен центральной кривой, а спад в сверхдальнем детекторе представлен нижней кривой. Вычисленные компоненты спада пласта при помощи процедур двухэкспоненциального приближения представлены более медленно спадающими экспонентами (сплошные линии на фигурах), нанесенными на все точки кривой спада на каждой фигуре (для каждого детектора). Отклонения кривой спада в начальных частях кривой от сплошной линии происходят вследствие дополнительной скорости счета от более быстро спадающего компонента ствола скважины. Показанные на фигурах точки, представляющие более стремительный спад области ствола скважины, были вычислены посредством вычитания вычисленного компонента пласта из результирующей скорости счета. Линии, представляющие вычисленные экспоненциальные уравнения ствола скважины из алгоритмов двухэкспоненциального приближения, наложены на каждую из точек вдоль кривых спада ствола скважины. Значения R2, связанные с каждым вычисленным экспоненциальным компонентом на фиг. 4А и 4В, показывают, как близко вычисленные значения соотносятся с фактическими данными, причем 1,0 обозначает отличное приближение. Вычисленные сечения захвата компонента пласта и ствола скважины для дальнего детектора также представлены на фиг. 4А и 4В. Хорошие приближения между точками вдоль всех кривых спада и вычисленными экспоненциальными компонентами пласта и ствола скважины подтверждают правильность двухэкспоненциальных аппроксимаций.

В таблице 1 отображены вычисленная информация пласта и ствола скважины из фиг. 4А и 4В, а также похожая информация из кривых спада, вычисленных при наличии трещин с перпендикулярной ориентацией относительно прибора (см. фиг. 3В). Как видно в таблице 1, хотя наблюдаемое изменение сечений захвата компонента пласта, Σпл, не было настолько значительным как было вычислено из чисто объемных соображений, все же существуют заметные (до 18%) увеличения, наблюдаемые в Σпл при наличии допированного карбидом бора расклинивающего агента в трещине, в зависимости от разнесения детекторов. Кроме того, из таблицы 1 видно, что ориентация прибора в стволе скважины относительно трещины (данные при параллельной ориентации по сравнению с данными при перпендикулярной ориентации) не является такой значимой, как для приборов компенсированного нейтронного каротажа. Когда 0,27% Cd2O3 (в отличие от 1,0% В4С) смоделировали в программном обеспечении MCNP5 в качестве материала с высоким значением сечения захвата в расклинивающем агенте, Σпл увеличился аналогичным образом как отмечалось выше в отношении карбида бора. Также, из уравнения 1, интеграл по всему времени экспоненциально спадающей скорости счета из компонента пласта может быть вычислен как Апл×τпл, где Апл является начальной величиной компонента спада пласта и τпл является постоянной экспоненциального спада компонента пласта. Интеграл вычисленной скорости счета компонента пласта Апл×τпл уменьшается приблизительно на 22-44% при наличии допированного карбидом бора расклинивающего агента в трещине, что является значительным сигналом от трещины. Наблюдаемые кривые спада скорости счета, суммированные по данному выбранному временному интервалу после выбросов нейтронов, в котором предпочтительно доминирует скорость счета компонента пласта (например, 400-1000 мкс), могут быть заменены на Апл×τпл или вычислены в дополнение к Апл×τпл. Некоторые изменения также можно наблюдать в таблице 1 для скоростей счета и сечений захвата компонента ствола скважины. Эти изменения, хотя и потенциально полезные для идентификации гидравлического разрыва пласта, не являются столь же систематичными, как изменения в данных компонента пласта, так как расклинивающий агент, расположенный только в трещинах пласта в основном влияет на параметры пласта, а не на параметры ствола скважины при каротаже методом захвата импульсных нейтронов.

Эффекты, описанные в таблице 1, могут быть также увидены при визуальном рассмотрении кривых спада на фиг. 4А и 4В. При сравнении трех кривых спада перед осуществлением гидравлического разрыва пласта на фиг. 4А с соответствующими кривыми после осуществления гидравлического разрыва пласта на фиг. 4В, можно увидеть, что компоненты пласта спадают более быстро при наличии допированного карбидом бора расклинивающего агента в трещинах пласта (фиг. 4В). С другой стороны, значения скорости спада компонентов ствола скважины оказываются намного менее чувствительными к присутствию расклинивающего агента в трещине (фиг. 4В), но очень полезными при идентификации расклинивающего агента в цементированной области или в кольцевом пространстве с набивкой по технологии «frac раck» или гравийной набивкой.

Эта сниженная чувствительность компонента ствола скважины к расклинивающему агенту в трещине также может быть видна из данных в таблице 1, в которой показаны Σсс и Асс×τсс, вычисленные из данных спада на фиг. 4А и 4В для кривых спада перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта. Эти процентные изменения в параметрах ствола скважины Σсс и Асс×τсс между данными спада перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта при операциях стандартного гидравлического разрыва пласта намного меньше по сравнению с процентным изменением параметров пласта, таких как Σпл, селектированные значения скорости счета и Апл×τпл. Эта уменьшенная чувствительность компонента ствола скважины к трещине вызвана главным образом вследствие того, что область ствола скважины не значительно отличается в этих двух ситуациях (трещина, содержащая расклинивающий агент, не проходит через область ствола скважины), а компонент ствола скважины главным образом чувствителен в этой области.

Параметры пласта при каротаже методом захвата импульсных нейтронов, как описано ранее, являются менее чувствительными, чем параметры при нейтронном или компенсированном нейтронном каротаже, к несвязанным с расклинивающим агентом изменениям в условиях в стволе скважины между диаграммами каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта (такими как изменения минерализации текучей среды ствола скважины или изменения в свойствах обсадки). Это происходит вследствие способности систем каротажа методом захвата импульсных нейтронов разделять компоненты пласта и ствола скважины.

Современные многокомпонентные приборы каротажа методом захвата импульсных нейтронов обнаруживают гамма-излучения, что может быть использовано для вычисления сечения захвата пласта, Σпл, которое лишь в минимальной степени чувствительно к большинству изменений в области ствола скважины при операциях стандартного гидравлического разрыва, как видно выше. Если используют прибор каротажа методом захвата импульсных нейтронов, измеряющий тепловые нейтроны вместо гамма-излучения, параметр Σпл также будет чувствительным к изменениям в пласте (маркированные трещины) и относительно нечувствительным к изменениям в области ствола скважины. Как и в случае приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащих детекторы гамма-излучений, параметр Апл×τпл будет чувствителен к присутствию расклинивающего агента в стволе скважины, частично в виду того, что тепловые нейтроны будут дополнительно ослабляться при переходе через это кольцевое пространство ствола скважины с высоким сечением захвата между пластом и детекторами в каротажном приборе. Параметры спада ствола скважины (Σсс и Асс×τсс), подобно параметрам, измеренным в приборе каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащем детекторы гамма-излучений, являются менее чувствительными, чем Σпл и Апл×τпл к изменениям в пласте, но параметры ствола скважины, и особенно Σсс, являются очень чувствительными к присутствию маркированного расклинивающего агента в цементированной области или в областях с набивкой по технологии «frac раck» или в областях с гравийной набивкой. Следовательно, для прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего детекторы тепловых нейтронов, изменения во всех четырех параметрах (Σпл, Апл×τпл, Σсс и Асс×τсс), как правило, будут подвержены воздействию маркированного расклинивающего агента аналогично изменениям для приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащих детекторы гамма-излучений.

Изменения в Σпл могут контролироваться в случае возникновения трудностей в количественном измерении изменения в условиях области ствола скважины (таких как изменения в показателе минерализации текучей среды ствола скважины или условиях обсадки), произошедшего между регистрациями диаграмм каротажа. Поскольку Σпл не очень чувствителен к изменениям в области ствола скважины, Σпл может контролироваться в случае, если желательно подчеркнуть обнаружение маркированного расклинивающего агента в пласте в отличие от маркированного расклинивающего агента в области ствола скважины. С другой стороны, если некоторое количество допированного поглотителем нейтронов расклинивающего агента расположено в цементированной области, смежной с искусственно созданной скважиной, увеличение в вычисленном сечении захвата тепловых нейтронов ствола скважины Σсс будет наблюдаться на диаграмме каротажа после осуществления гидравлического разрыва пласта по сравнению с диаграммой каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта (изменения в значениях скорости счета компонента спада ствола скважины и Асс×τсс будут менее значительными). Эти изменения параметров ствола скважины будут намного менее выражены в случае, если расклинивающий агент присутствует в трещинах в пласте. Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения предлагают осуществлять контроль изменений в параметрах Σсс и Апл×τпл, а в некоторых случаях Асс×τсс (и отсутствие изменения в Σпл), для обнаружения расклинивающего агента, расположенного в цементированной области/области ствола скважины.

При осуществлении искусственного гидравлического разрыва пласта и создании набивки по технологии «frac раck» существуют несколько ситуаций, когда может быть желательным знать не только то, что маркированный расклинивающий агент присутствует в интересуемых интервалах, но и также знать относительную радиальную глубину местонахождения расклинивающего агента. При осуществлении операций стандартного гидравлического разрыва полезно знать относительную долю расклинивающего агента в трещине по сравнению с поврежденным районом в непосредственной близости от ствола скважины, включая цементированную область за пределами обсадки. В случаях создания набивки по технологии «frac раck» в обсаженном стволе скважины было бы полезным иметь возможность отличить расклинивающий агент, расположенный в кольцевом пространстве между обсадкой скважины и сетчатым фильтром/насосно-компрессорной колонной, от расклинивающего агента, расположенного за пределами обсадки в районе и трещине с набивкой по технологии «frac раck». В случаях осуществления гидравлического разрыва пласта, создания набивки по технологии «frac раck» и гравийной набивки в необсаженных скважинах, которые содержат хвостовики и сетчатые фильтры, включая установленные в горизонтальных скважинах, было бы полезно отличать расклинивающий агент, расположенный в области рядом со стволом скважины за пределами хвостовика/сетчатого фильтра, от расклинивающего агента, расположенного в искусственно созданных трещинах. Обнаружение расклинивающего агента при помощи прибора компенсированного нейтронного каротажа (КНК), хотя и имеющего небольшое различие между результатами измерения дальнего и ближнего детекторов в отношении глубины исследования, как правило, не так хорошо подходит для решения указанной проблемы глубины измерения, как обнаружение расклинивающего агента при помощи приборы каротажа методом захвата пульсирующих нейтронов. Измерения каротажа методом захвата импульсных нейтронов из-за импульсной работы источника и измерений значений скорости счета, выполняемых детекторами во множестве временных окон после каждого выброса нейтронов, могут разделять и измерять следующие данные: (1) сечения захвата ствола скважины и пласта исходя из данных затухания гамма-излучений (или тепловых нейтронов) после выбросов нейтронов; (2) значения скорости счета в выбранных временных интервалах относительно выбросов нейтронов; и (3) величины компонентов спада пласта и ствола скважины. Эти измерения/параметры каротажа методом захвата импульсных нейтронов хорошо подходят для решения проблем, связанных с определением глубины расположения расклинивающего агента. Три основанных на каротаже методом захвата импульсных нейтронов сценария определения глубины расположения расклинивающего агента описаны ниже в отношении операций стандартного гидравлического разрыва пласта, операций создания набивки по технологии «frac раck» в обсаженной скважине и операций гидравлического разрыва пласта, создания набивки по технологии «frac раck» и гравийной набивки в необсаженной скважине с хвостовиком/сетчатым фильтром.

Сценарий 1 - осуществление стандартного гидравлического разрыва

Конфигурация этого сценария (см. фиг. 5) включает наличие вертикальной (либо наклонной, либо горизонтальной) скважины, в которой установлена цементированная обсадная колонна, в которой выполнены перфорации. Один вариант осуществления настоящего изобретения включает качественный и количественный анализ качества работ по осуществлению стандартного гидравлического разрыва поблизости ствола скважины. В контексте настоящего документа под термином «работы по осуществлению стандартного гидравлического разрыва (или процедура стандартного гидравлического разрыва)» следует понимать процедуру гидравлического разрыва пласта без связанной с ним набивки расклинивающего агента в район ствола скважины, предназначенный для создания набивки по технологии «frac раck». Типичную конфигурацию можно увидеть на фиг. 5.

Смоделированные при помощи MCNP кривые спада и связанные с ними вычисленные параметры представлены на фиг. 6 и в таблицах 2 и 3, при этом они включают значения Σ компонента пласта и ствола скважины (Σ - сечение захвата тепловых нейтронов), значения скорости счета спада компонента А×τ и значения счета, измеренные в нескольких выбранных временных интервалах/окнах с задержкой после конца выброса нейтронов до тех пор, пока компонент ствола скважины по существу не спадет. Данные, смоделированные на фиг. 6 и в таблицах 2 и 3, предполагают наличие трещины, которая характеризуется толщиной 1,0 см и проходит в обе стороны (как представлено на фиг. 3А) в песчаном пласте с пористостью 28%, при этом обсадка с диаметром 5,5 дюйма центрирована внутри цементированного ствола скважины с диаметром 8 дюймов. Процентное содержание в расклинивающем агенте поглощающего нейтроны маркирующего материала на основе Cd2O3 составляло 0,4%. Из данных селектированной скорости счета в таблице 2, измеренных во временные интервалы, в которых компонент пласта спада является преобладающим, можно увидеть, что при наличии маркированного расклинивающего агента (или маркированного песка для гидравлического разрыва пласта) только в трещине пласта (случай 2) наблюдается значительное уменьшение селектированной скорости счета. Соответственно, когда маркированный расклинивающий агент находится только в трещине (см. случай 2 в таблице 3), сечение захвата пласта увеличивается, при этом сечение захвата ствола скважины является относительно неизменным, и значение скорости счета компонента Апл×τпл снижается, при этом любые изменения связаны с соответствующими значениями этих параметров до операции гидравлического разрыва пласта.

Когда маркированный расклинивающий агент также присутствует в области кольцевого пространства ствола скважины (цементированной области) за пределами обсадки, а также в трещине, но не в скважинной текучей среде внутри обсадки (случай 3), практически не будет какого-либо изменения в значениях Σпл или в Σсс по сравнению с диаграммой после гидравлического разрыва пласта, когда маркирующий материал расположен только в трещине. Примечание: измеренный спад компонента ствола скважины в первую очередь подвержен влиянию спада в самой скважинной текучей среде и не подвержен влиянию намного более быстро спадающей скорости счета в маркированном расклинивающем агенте в кольцевом пространстве за пределами обсадки... и, следовательно, не произойдет значительных изменений выявленного значения Σсс в случае 3 относительно случая 2. С другой стороны, значение Аплпл и селектированные значения скорости счета в таблице 3 и таблице 2, соответственно, демонстрируют дополнительные снижения значений скорости счета в случае 3 относительно данных после гидравлического разрыва пласта, когда маркер находится только в трещине (случай 2). Тот факт, что мы не видим значительного влияния шлама с маркированным расклинивающим агентом в области ствола скважины на кривую Σпл, но видим влияние добавленного расклинивающего агента в области ствола скважины на кривую Апл×τпл и кривые селектированных значений скорости счета (значительные увеличения), предоставляет способ, который позволяет отличить, находится ли в области рядом со стволом скважины большая часть маркера расклинивающего агента относительно части в самой трещине. Если маркированный расклинивающий агент находится как в трещине, так и в области рядом со стволом скважины, то Σпл будет увеличиваться, а связанные со значением скорости счета компонента пласта параметры (Апл×τпл и селектированные значения счета) будут уменьшаться. Когда маркированный расклинивающий агент расположен только в области ствола скважины (случай 4), не произойдет значительного изменения значения Σпл по сравнению со случаем до гидравлического разрыва пласта, но селектированные значения скорости счета и связанные со значениями скорости счета компонента пласта параметры уменьшатся, хотя и не на столько, как при наличии маркированного расклинивающего агента/песка также и в трещине пласта. Кроме того, должна существовать градация этого эффекта с постепенным увеличением значения Σпл (относительно наблюдаемых снижений селектированных значений скорости счета и связанных со значениями скорости счета компонента пласта параметров) при увеличении процентного содержания обнаруженного шлама для гидравлического разрыва пласта, присутствующего в трещине, относительно шлама, присутствующего в области ствола скважины/цементированной области.

Сценарий 2 - создание набивки по технологии «frac раck» в обсаженном стволе скважины

Поскольку ситуация при создании набивки по технологии «frac раck» в некоторой степени аналогична ситуации, описанной в упомянутом выше сценарии 1, концепция определения глубины расклинивающего агента также применима для количественного и качественного определения радиального местонахождения расклинивающего агента, относящегося к операциям создания набивки по технологии «frac раck» в обсаженном стволе вертикальной (наклоненной или, возможно, горизонтальной) скважины. Обнаруженные параметры будут включать: местонахождение верхней и нижней границ набивки по технологии «frac раck», относительное качество/местонахождение материала набивки по технологии «frac раck» внутри обсадки, а также местонахождение и высоту заполненного набивкой интервала (главным образом включающего трещину) за пределами обсадки. Далее описаны несколько смоделированных ситуаций расположения расклинивающего агента, связанных с операциями создания набивки по технологии «frac раck» (такие же пласт, ствол скважины и маркер, как и в сценарии 1). Как представлено на фиг. 7, в первой конфигурации набивки по технологии «frac раck» (случай 1 набивки по технологии «frac раck») расклинивающий агент отсутствует в области ствола скважины или в пласте. Кольцевое пространство между обсадкой скважины и насосно-компрессорной колонной/сетчатым фильтром/хвостовиком заполнено текучей средой, которое представляет собой кольцевое пространство рядом с каротажным прибором (при этом прибор не показан) внутри сетчатого фильтра. Для этого случая набивки по технологии «frac раck», который также представляет собой ситуацию на протяжении всего закаротированного интервала перед осуществлением операции создания набивки по технологии «frac раck», измеренные значения сигма пласта (Σпл), сигма ствола скважины (Σсс), Апл×τпл, Асс×τсс и селектированные значения скорости счета представляют собой «истинные», «эталонные» или «базовые» значения параметров спада пласта и ствола скважины и селектированных скоростей счета.

Случай 2 набивки по технологии «frac раck», представленный на фиг. 7, характеризуется наличием маркированного поглотителем нейтронов расклинивающего агента (или маркированного песка), который представляет собой упомянутые выше частицы набивки по технологии «frac раck» во всем шламе для набивки по технологии «frac раck», только внутри обсадки в кольцевом пространстве района набивки по технологии «frac раck» за пределами насосно-компрессорной колонны/сетчатого фильтра/хвостовика. По сравнению со случаем 1 набивки по технологии «frac раck» наблюдается небольшое изменение или отсутствие изменения в значении Σпл, которое и не следует ожидать, так как расклинивающий агент отсутствует за пределами обсадки (см. данные таблицы 5), при этом видно значительное увеличение Σcc. Наблюдается увеличение значения Σсс, так как теперь заполненная набивкой по технологии «frac раck» область преобладает во всей области внутри обсадки, и так как свежая вода была смоделирована в качестве текучей среды ствола скважины в случае 1 набивки по технологии «frac раck» (ситуации перед размещением расклинивающего агента). Это связанное с расклинивающим агентом увеличение значения Σсс в случае 2 набивки по технологии «frac раck» будет снижено (или, возможно, не будет наблюдаться) с более высокими значениями минерализации текучей среды ствола скважины в случае 1 набивки по технологии «frac раck» перед размещением расклинивающего агента. Значения скорости счета компонента А×τ и селектированные значения скорости счета захватного гамма-излучения также демонстрируют большие изменения (снижения) относительно ситуации в случае 1 набивки по технологии «frac раck» (см. таблицы 4 и 5). Тот факт, что мы не видим значительного влияния шлама с добавленным маркированным расклинивающим агентом в области ствола скважины/кольцевом пространстве на кривую Σпл, видим влияние добавленного расклинивающего агента/песка в стволе скважины на Σпл и кривые Апл×τпл и Асс×τсс, а также на кривые селектированных значений скорости счета (значительные увеличения), предоставляет способ, который позволяет определить, находится ли в кольцеобразном пространстве между сетчатым фильтром и обсадкой скважины большая часть маркированного расклинивающего агента относительно части в области набивки по технологии «frac раck» и трещине за пределами обсадки. Увеличения наблюдаемых значениях Σпл и снижения параметров А×τ и/или селектированных значений скорости счета относительно значений этих параметров для случая 1 набивки по технологии «frac раck» указывают на качество и консистенцию набивки в кольцевом пространстве. Наибольшие снижения параметров скорости счета и наибольшие увеличения Σпл относительно случая 1 указывают на лучшее наполнение кольцевого пространства, в котором расположен маркированный расклинивающий агент или песок. Если величины ожидаемых изменений в этих параметрах в зависимости от процентного заполнения могут быть заранее определены, смоделированы или другим образом градуированы для заданных условий ствола скважины и обсадки/хвостовика в заданных условиях месторождения, то может быть определено процентное заполнение набивки по технологии «frac раck» в кольцевом пространстве между обсадкой и хвостовиком. Если осуществление градуировки недоступно, то относительные изменения на полевой диаграмме, которая отображает эти параметры, будут качественно указывать на количество наполнителя.

Случай 3 набивки по технологии «frac раck» характеризуется наличием маркированного расклинивающего агента, расположенного в кольцевом пространстве между сетчатым фильтром и обсадкой скважины, а также намытого в область гидравлического разрыва пласта и трещины за пределами обсадки. Смоделированная конфигурация для случая 3 набивки по технологии «frac раck» представлена на фиг. 7 и 8; смоделированные результаты селектированных значений скорости счета приведены в таблице 4; и смоделированные параметры пласта и ствола скважины при каротаже методом захвата импульсных нейтронов приведены в таблице 5. В этой ситуации увеличение значения Σпл наблюдается относительно случаев 1 и 2 набивки по технологии «frac раck», в которых нет маркированного расклинивающего агента/песка за пределами обсадки. Увеличение значения Σпл может быть использовано для отличия этой ситуации от упомянутого выше случая 2 набивки по технологии «frac раck», а также для однозначного определения присутствия материала набивки по технологии «frac раck» за пределами обсадки скважины/области ствола скважины. Величина увеличения значения Σпл будет непосредственно связана с количеством материала набивки по технологии «frac раck», находящегося за пределами обсадки скважины/области ствола скважины. Значения А×τ и селектированные значения скорости счета для случая 3 набивки по технологии «frac раck» демонстрируют дополнительные снижения относительно данных после создания набивки с маркером только в кольцевом пространстве внутри обсадки (случай 2 набивки по технологии «frac pack»). Когда маркированный расклинивающий агент расположен в трещинах в области набивки по технологии «frac раck» за пределами обсадки, а также внутри ствола скважины в кольцевом пространстве между сетчатым фильтром и обсадкой, произойдет увеличение значения Σпл, также, возможно, произойдет увеличение Σсс (в зависимости от минерализации текучей среды ствола скважины для случая 1 набивки по технологии «frac раck»), и произойдет снижение связанных со значениями скорости счета компонента пласта параметров (Апл×τпл и селектированных значений скорости счета), при этом изменения произойдут относительно соответствующих значений для базового случая (случай 1 набивки по технологии «frac раck»). Аналогично ситуации, описанной выше для случая 2 набивки по технологии «frac раck», величина снижений селектированной скорости счета и скорости счета компонента спада пласта относительно ситуации перед созданием набивки в случае 1 набивки по технологии «frac pack и увеличения значений Σcc связаны с качеством всей набивки по технологии «frac раck», находящейся как внутри, так и снаружи обсадки скважины. Обобщенные результаты ожидаемых изменений в наблюдаемых параметрах для сценария создания набивки по технологии «frac раck» представлены в таблице 6. Относительная величина увеличений значений Σпл между случаями 1 и 3 по сравнению с относительными снижениями связанных со значениями скорости счета компонента пласта параметрами или по сравнению с увеличениями значений Σсс, будет указывать на то, сколько маркированного расклинивающего агента расположено за пределами обсадки в трещинах по сравнению с расклинивающим агентом, расположенным внутри обсадки в кольцевом пространстве с набивкой по технологии «frac раck».

Сценарий создания набивки по технологии «frac раck» может быть дополнительно проиллюстрирован посредством смоделированных кривых спада, рассчитанных при помощи конфигураций для трех случаев на фиг. 7. Эти кривые спада представлены на фиг. 9 и синтезированная диаграмма, демонстрирующая рассчитанные значения параметров для этих трех случаев, приведена на фиг. 10. В базовом случае расклинивающий агент не присутствует в кольцевой области ствола скважины или в пласте. Перед осуществлением операции набивки по технологии «frac раck» ствол скважины за пределами насосно-компрессорной колонны/сетчатого фильтра заполняют текучей средой (как правило, на основании воды или нефти), а именно кольцевое пространство рядом с каротажным прибором (не показан) внутри насосно-компрессорной колонны/сетчатого фильтра. Для этого базового случая (случай 1 набивки по технологии «frac раck»), который имеет место перед осуществлением операции создания набивки по технологии «frac раck», измеренные значения сигма пласта (Σпл), сигма ствола скважины (Σсс), Апл×τпл, Асс×τсс и селектированные значения скорости счета представляют собой «истинные», «эталонные» или «базовые» значения.

Во втором случае набивки по технологии «frac раck» (случай 2) маркированный расклинивающий агент/песок расположен только в кольцевом пространстве между сетчатым фильтром и обсадкой. По сравнению с базовым случаем наблюдается небольшое изменение или отсутствие изменения в вычисленном значении Σпл, при этом видно значительное увеличение Σсс. Величина увеличения Σпл будет обратно пропорциональна минерализации текучей среды ствола скважины в базовом случае. С другой стороны, значения компонента пласта А×τ и селектированные значения скорости счета захватного гамма-излучения демонстрируют значительные снижения по сравнению с базовым случаем. Тот факт, что мы не видим значительного влияния шлама с добавленным маркированным расклинивающим агентом в области ствола скважины/кольцевом пространстве на кривую Σпл, но видим влияние добавленного расклинивающего агента на кривую Апл×τпл (и на кривую Асс×τсс, которая не показана), а также на кривые селектированных значений скорости счета (значительные увеличения), предоставляет способ, который позволяет определить количество/распространение маркированного расклинивающего агента, расположенного и намытого в кольцевое пространство между насосно-компрессорной колонной/сетчатым фильтром и обсадкой скважины. Если величины ожидаемых изменений в этих параметрах в зависимости от процентного заполнения могут быть заранее определены, смоделированы или другим образом градуированы для заданных условий ствола скважины и обсадки в условиях месторождения, то может быть определено процентное заполнение кольцевого пространства в указанных условиях месторождения. Если осуществление градуировки недоступно, то относительные изменения параметров, выявленные на полевой диаграмме, будут качественно указывать на количество наполнителя. Отметим, что в сценарии с гравийной набивкой (см. рассуждение в представленном ниже сценарии 2а), если не предпринимают попытку вызвать гидравлический разрыв пласта при намывке расклинивающего агента/песка/гравия в кольцевое пространство за пределами насосно-компрессорной колонны/сетчатого фильтра, то такие же способы интерпретации могут быть использованы для предоставления информации, указывающей на количество наполнителя, присутствующего в гравийной набивке.

Третий случай набивки по технологии «frac раck» (случай 3) характеризуется наличием маркированного расклинивающего агента, расположенного в кольцевом пространстве между насосно-компрессорной колонной/сетчатым фильтром и обсадкой, а также намытого в трещину, проходящую в пласте. В этой ситуации будет иметь место изменение (увеличение) значения Σпл относительно случая 2, в котором маркированный расклинивающий агент не присутствует в каких-либо трещинах пласта. Увеличение значения Σпл может быть использовано для отличия этой ситуации от упомянутого выше случая 2, а также для однозначного определения присутствия маркированного расклинивающего агента в трещине за пределами кольцевой области ствола скважины. Величина увеличения значения Σпл будет непосредственно связана с количеством маркированного расклинивающего агента, находящегося в трещинах пласта. В случае 3 значения скорости счета компонента пласта А×τ и селектированные значения скорости счета демонстрируют дополнительные снижения относительно данных после осуществления гидравлического разрыва пласта с маркированным материалом набивки только в кольцевом пространстве (случай 2). Когда маркированный расклинивающий агент находится в вертикальных трещинах за пределами ствола скважины, а также в кольцевом пространстве между насосно-компрессорной трубой/сетчатым фильтром и обсадкой скважины (случай 3), значение Σпл будет увеличиваться, а значения скорости счета компонента А×τ и селектированные значения скорости счета будут снижаться, при этом любые изменения происходят относительно базового случая.

Сценарий 2а - создание гравийной набивки в обсаженной скважине

Важно отметить, что при осуществлении стандартной операции создания гравийной набивки, при которой по существу весь материал набивки (содержащий шлам для гравийной набивки, в состав которого входят частицы гравийной набивки) расположен в кольцевом пространстве между обсадкой и сетчатым фильтром (т.е. снаружи обсадки нет материала набивки или небольшое количество материала набивки непреднамеренно оказалось снаружи обсадки), конфигурация гравийной набивки идентична конфигурации для представленного выше случая 2 набивки по технологии «frac раck», и конфигурация перед созданием гравийной набивки идентична конфигурации для случая 1 набивки по технологии «frac раck». Следовательно, представленные выше комментарии, относящиеся к определению качества заполнения области набивки по технологии «frac раck» в кольцевом пространстве между сетчатым фильтром и обсадкой посредством сравнения изменений в данных измерения при каротаже методом захвата импульсных нейтронов значения Σсс, значений скорости счета компонента А×τ и/или селектированных по времени значений скорости счета между случаем 1 и случаем 2 набивки по технологии «frac раck», в равной степени подходят для интерпретации процентного заполнения кольцевого пространства гравийной набивки, когда материал гравийной набивки содержит поглотитель нейтронов/маркер, такой как карбид бора или оксид гадолиния. С другой стороны, поскольку заполнение кольцевого пространства между сетчатым фильтром и обсадкой незначительно влияет на данные измерения при каротаже методом захвата импульсных нейтронов значения Σпл, от этого измерения будет мало пользы при определении местоположения гравия в кольцевом пространстве при создании стандартных гравийных набивок. Следует также отметить, что выполняемое ранее моделирование посредством MCNP для интерпретирования маркированных поглотителем нейтронов гравийных набивок при помощи данных от прибора компенсированного нейтронного каротажа (КНК) давало ненадежные результаты, так как снижения значений скорости счета детектора прибора компенсированного нейтронного каротажа из-за наличия поглотителя нейтронов/маркирующего материала в расклинивающем агенте/песке, который находится в гравийной набивке, частично или полностью смещаются увеличениями значений скорости счета детектора прибора компенсированного нейтронного каротажа при наличии гравия из-за более низкого водородного показателя материала гравийной набивки относительно воды в кольцевом пространстве перед созданием набивки. Следовательно, изменения значений скорости счета детектора прибора компенсированного нейтронного каротажа сложно или невозможно интерпретировать для определения процентного заполнения набивок по технологии «frac раck» или гравийных набивок, когда материал набивки содержит сильный поглотитель тепловых нейтронов. Поскольку приборы компенсированного нейтронного каротажа не очень хорошо подходят для случаев маркированной гравийной набивки, это придает дополнительную значимость тому, что приборы каротажа методом захвата импульсных нейтронов способны оценить процентное заполнение кольцевого пространства между обсадкой и сетчатым фильтром при набивках по технологии «frac раck» и гравийных набивках, когда поглотитель нейтронов добавлен в или нанесен в виде покрытия на материал набивки.

Сценарий 3 - осуществление гидравлический разрыв пласта, создание набивки по технологии «frac раck» или гравийной набивки в необсаженной скважине с хвостовиком

Геометрия в этом сценарии (см. фиг. 11) включает наличие горизонтальной (или возможно вертикальной) скважины, в которой расположен нецементированный хвостовик, в котором выполнены перфорации и/или который содержит скользящую муфту, что делает возможным заполнение расклинивающим агентом кольцевого пространства ствола скважины за пределами хвостовика (альтернативно, при осуществлении операции по созданию набивки по технологии «frac раck» или гравийной набивки хвостовик может быть заменен сетчатым фильтром для гравийной набивки). Дополнительно, на отдельных глубинах вдоль горизонтальной секции необсаженного ствола создают поперечную (или возможно аксиальную) трещину, которая проходят в пласт. Базовый (первый) случай аналогичен базовому случаю для сценария создания набивки по технологии «frac раck», т.е. расклинивающий агент не присутствует в кольцевой области ствола скважины или в пласте. Перед осуществлением гидравлического разрыва или операции по созданию набивки по технологии «frac раck» с хвостовиком/сетчатым фильтром, ствол скважины за пределами хвостовика/сетчатого фильтра заполняют текучей средой (как правило, на основании воды или нефти), а именно кольцевое пространство рядом с каротажным прибором (не показан) внутри хвостовика/сетчатого фильтра. Для этого базового случая (случай 1 горизонтальной скважины), который имеет место перед осуществлением гидравлического разрыва пласта или операции по созданию набивки по технологии «frac раек», измеренные значения сигма пласта (Σпл), сигма ствола скважины (Σсс), Апл×τпл, Асс×τсс и селектированные значения скорости счета представляют собой «истинные», «эталонные» или «базовые» значения.

Во втором случае горизонтальной скважины (случай 2 горизонтальной скважины) маркированный расклинивающий агент/песок расположен только в кольцевом пространстве необсаженного ствола скважины между хвостовиком/сетчатым фильтром и стенкой ствола скважины. По сравнению с базовым случаем будет наблюдаться небольшое изменение или отсутствие изменения в вычисленном значении Σпл, при этом значение Σсс будет значительно увеличиваться. Величина увеличения значения Σпл будет обратно пропорциональна минерализации текучей среды, присутствующей в базовом случае (как и в представленном выше сценарии 2 набивки по технологии «frac раck»), а также будет связано с тем, как близко (внешний) диаметр прибора приближается к (внутреннему) диаметру внутренней стенки хвостовика/сетчатого фильтра. С другой стороны, значения компонента пласта А×τ и селектированные значения скорости счета захватного гамма-излучения будут демонстрировать значительные снижения по сравнению с базовым случаем. Мы не увидим значительного влияния шлама с добавленным маркированным расклинивающим агентом в области ствола скважины/кольцевом пространстве на кривую Σпл, но увидим влияние добавленного расклинивающего агента на кривую Апл×τпл, на кривую Асс×τсс, а также на кривые селектированных значений скорости счета (значительные увеличения). Эти изменения между диаграммами каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и после осуществления гидравлического разрыва пласта предоставляют способ определения количества маркированного расклинивающего агента, расположенного и намытого в кольцевое пространство между хвостовиком/сетчатым фильтром и стенкой скважины. Если величины ожидаемых изменений в этих параметрах в зависимости от процентного заполнения могут быть заранее определены, смоделированы или другим образом градуированы для заданных условий ствола скважины и хвостовика/сетчатого фильтра в условиях месторождения, то может быть определено процентное заполнение кольцевого пространства в указанных условиях месторождения. Если осуществление градуировки недоступно, то относительные изменения параметров, выявленные на полевой диаграмме, будут качественно указывать на величину заполнения. Отметим, что аналогично сценарию гравийной набивки в обсаженном стволе скважины, рассмотренному выше, если не предпринимают попытку вызвать гидравлический разрыв пласта при намывке расклинивающего агента/песка/гравия в кольцевое пространство необсаженного ствола скважины за пределами хвостовика/сетчатого фильтра, сценарий гидравлического разрыва пласта или создания набивки по технологии «frac раck» в горизонтальной скважине в случае 2 горизонтальной скважины является идентичным аналогичной ситуации с гравийной набивкой в необсаженной скважине в горизонтальном, наклоненном или вертикальном стволе скважины, и такие же способы интерпретации могут быть использованы для предоставления информации, указывающей на количество наполнителя, присутствующего в гравийной набивке.

Третий случай горизонтальной скважины (случай 3 горизонтальной скважины) характеризуется наличием маркированного расклинивающего агента, расположенного в кольцевом пространстве между хвостовиком/сетчатым фильтром и стенкой скважины, а также намытого в трещину, проходящую в пласте. В этой ситуации будет иметь место изменение (увеличение) значения Σпл относительно случая 2 горизонтальной скважины, в котором маркированный расклинивающий агент не присутствует в каких-либо трещинах пласта. Увеличение значения Σпл может быть использовано для отличия этой ситуации от упомянутого выше случая 2 горизонтальной скважины, а также для однозначного определения присутствия маркированного расклинивающего агента в трещине за пределами кольцевой области ствола скважины. Величина увеличения значения Σпл будет непосредственно связана с количеством/распространением маркированного расклинивающего агента, находящегося в трещинах пласта. В случае 3 горизонтальной скважины значения скорости счета компонента пласта А×τ и селектированные значения скорости счета будут демонстрировать дополнительные снижения относительно данных после осуществления гидравлического разрыва пласта с маркированным материалом набивки только в кольцевом пространстве (случай 2 горизонтальной скважины). Когда маркированный расклинивающий агент находится в вертикальных трещинах за пределами необсаженного ствола скважины, а также в кольцевом пространстве между хвостовиком/сетчатым фильтром и стенкой скважины (случай 3 горизонтальной скважины), значение Σпл будет увеличиваться, а значения скорости счета компонента (А×τ для компонентов пласта или ствола) и селектированные значения скорости счета будут снижаться, при этом любые изменения происходят относительно базового случая. Когда плоскость вертикальной трещины пересекает горизонтальный ствол скважины под прямым углом или под отличным от прямого углом, сигнал прибора каротажа методом захвата импульсных нейтроном в отношении указанного материала в трещине будет распознаваться только на протяжении очень короткого интервала (приблизительно 1-3 фута) ствола скважины при прохождении указанной трещины источником и детекторами. Выявление расклинивающего агента в трещине для этой ситуации с поперечной/наклонной трещиной (т.е. с плоскостью трещины под углом к оси ствола скважины) будет, вероятно, требовать более низких значений скоростей каротажа, а также более высоких скоростей частоты выборки данных для того, чтобы получить точные показания на каротажной диаграмме (кроме тех случаев, когда присутствуют несколько близко расположенных и практически параллельных трещин). Следует отметить, что в случае 3 горизонтальной скважины, когда плоскость трещины совпадает с осью ствола скважины, указанная конфигурация будет в точности совпадать с конфигурацией, которая имеет место в случае набивки по технологии «frac раck» в вертикальном необсаженном стволе скважины с хвостовиком, при этом используемая интерпретация будет такой же, и будет по существу аналогична интерпретации, используемой в случае 3 набивки по технологии «frac раck» в приведенном выше сценарии 2.

Хотя приведенное выше обсуждение было сфокусировано на сравнении диаграмм каротажа перед осуществлением гидравлического разрыва пласта с диаграммами каротажа после осуществления гидравлического разрыва пласта для обнаружения местонахождения расклинивающего агента, маркированного материалами с высоким значением сечения захвата тепловых нейтронов (например, В4С или Gd2O3), для обнаружения искусственно созданных трещин или наличия расклинивающего агента при осуществлении операций создания набивки по технологии «frac раck» и гравийной набивки, аналогичное сравнение двух (или более) диаграмм каротажа методом захвата импульсных нейтронов, выполненных в разные моменты времени после операции по гидравлическому разрыву пласта, могут также предоставить полезную информацию. В случае возникновения снижения со временем количества маркированного расклинивающего агента в трещине и/или области ствола скважины, изменения, противоположные описанным выше изменениям, будут наблюдаться между диаграммой каротажа после осуществления гидравлического разрыва пласта, выполненной в некоторый момент времени после операции по гидравлическому разрыву пласта, и аналогичной диаграммой каротажа, выполненной в более поздний момент (после выполнения любой необходимой нормализации диаграмм каротажа). Снижения значений Σпл и/или Σсс, а также увеличения значений Апл×τпл и селектированных значений скоростей счета будут указывать на снижение количества маркированного расклинивающего агента/песка, обнаруженного при регистрации последней каротажной диаграммы после осуществления гидравлического разрыва. Это локальное снижение количества расклинивающего агента может обеспечить полезную информацию о скважине. Любое снижение количества расклинивающего агента вероятней всего вызвано извлечением расклинивающего агента из скважины совместно с добычей нефтеносных текучих сред из пласта. Снижение расклинивающего агента может указывать на то, что трещина, набивка по технологии «frac раck» или гравийная набивка содержит меньшее количество материала набивки по сравнению с изначальным количеством (и, следовательно, возможно необходимо проведение другой операции по гидравлическому разрыву пласта или другой меры по устранению последствий). Снижение количества расклинивающего агента в пласте может также указывать на подверженные гидроразрыву районы, из которых поступает большая часть продукции, поскольку расклинивающий агент вероятнее всего будет извлекаться только из продуктивных районов. Отсутствие изменений в количестве расклинивающего агента может наоборот указывать на интервалы, из которых отсутствует добыча, и, следовательно, обеспечивает информацию о районах, которые должны быть повторно закончены. Так как приборы каротажа методом захвата импульсных нейтронов использовали для этих сравнений, то будет также возможно отличить, связаны ли изменения в количестве расклинивающего агента с районом набивки по технологии «frac раck» в стволе скважины и/или с самими трещинами пласта. Если диаграммы каротажа зарегистрированы несколько раз после регистрации первой диаграммы каротажа после осуществления гидравлического разрыва пласта, то могут наблюдаться прогрессивные изменения. Разумеется, также будет полезно знать, было ли обнаруженное снижение в количестве расклинивающего агента вызвано снижением в качестве расклиненной трещины или вызвано районами с максимально высокими производительностями, или и тем, и тем. Разделение этих эффектов может быть возможно путем дополнения диаграмм каротажа для идентификации расклинивающего агента после осуществления гидравлического разрыва пласта при помощи: (1) стандартных диаграмм каротажа в эксплуатационной скважине, (2) диаграмм каротажа для определения местонахождения отложения радиоактивных солей в районах в результате добычи, (3) диаграмм акустического каротажа для обнаружения открытых трещин, (4) других данных диаграмм каротажа и/или (5) полевой информации. Следует отметить, что этот тип информации после осуществления гидравлического разрыва пласта не может быть получен при помощи способов идентификации трещин, при которых радиоактивные индикаторы с относительно малым периодом полураспада закачивают в забой скважины, поскольку радиоактивный распад сделает бесполезными последующие диаграммы каротажа после осуществления гидравлического разрыва пласта. Это не вызовет проблемы в случае использования описанных способов, поскольку характеристики/свойства маркированных бором или гадолинием расклинивающих агентов не изменяются с течением времени.

Следует ясно понимать, что приведенное выше подробное раскрытие настоящего изобретения представлено лишь в качестве иллюстрации и примера, при этом суть и объем настоящего изобретения ограничен исключительно прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ определения местонахождения и высоты частиц набивки по технологии «frac pack», расположенных в области ствола скважины и трещине (трещинах) в подземном пласте вследствие осуществления процедуры создания набивки по технологии «frac pack», включающий: (а) получение набора данных перед созданием набивки по технологии «frac pack» в результате следующих действий:

(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего источник нейтронов и детектор,

(ii) испускания нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт, и

(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;

(b) использование шлама для создания набивки по технологии «frac pack», содержащего текучую среду и частицы набивки по технологии «frac pack», для осуществления гидравлического разрыва подземного пласта, чтобы создать трещину и поместить указанные частицы в трещину, а также в участок ствола скважины, предназначенный для создания набивки по технологии «frac pack», поблизости от указанной трещины, при этом все указанные частицы набивки по технологии «frac pack» или некоторые из них содержат поглощающий тепловые нейтроны материал;

(с) получение набора данных после создания набивки по технологии «frac pack» при помощи:

(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,

(ii) испускания импульсов нейтронов из последнего из упомянутых источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт,

(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте,

(d) сравнение набора данных перед созданием набивки по технологии «frac pack» с набором данных после создания набивки по технологии «frac pack» для определения местонахождения частиц набивки по технологии «frac pack» и проведения различия между частицами в пласте и частицами набивки по технологии «frac pack», расположенными в участке ствола скважины, предназначенном для создания набивки по технологии «frac pack», поблизости от указанного пласта, при помощи процедуры градуировки для выявления качества и/или процентного заполнения частиц набивки по технологии «frac pack», расположенных в области ствола скважины; и

(e) корреляцию местонахождения частиц набивки по технологии «frac pack» с измерением глубины ствола скважины для определения местонахождения и высоты трещины (трещин) в пласте, а также местонахождения, аксиального распределения и высоты частиц набивки по технологии «frac pack», помещенных в область ствола скважины поблизости от трещины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что данные в наборах данных перед созданием набивки по технологии «frac pack» и после создания набивки по технологии «frac pack» выбирают из группы, состоящей из обнаруженных значений скорости счета, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины, а также вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac pack» выбирают из группы, состоящей из керамического расклинивающего агента, песка, песка со смоляным покрытием, пластмассовой дроби, стеклянной дроби и расклинивающих агентов со смоляным покрытием.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что шлам для создания набивки по технологии «frac pack», содержащий поглощающий тепловые нейтроны материал, характеризуется сечением захвата тепловых нейтронов, которое превышает сечение захвата тепловых нейтронов подземного пласта.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что шлам для создания набивки по технологии «frac pack», содержащий поглощающий тепловые нейтроны материал, характеризуется сечением захвата тепловых нейтронов, которое составляет по меньшей мере приблизительно 90 единиц сечения захвата.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из бора, кадмия, гадолиния, иридия, самария и их смесей.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит бор, при этом указанный материал выбирают из группы, состоящей из карбида бора, нитрида бора, борной кислоты, стекла с высокой концентрацией бора, бората цинка, тетрабората натрия и их смесей.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит гадолиний, при этом указанный материал выбирают из группы, состоящей из оксида гадолиния, ацетата гадолиния, стекла с высокой концентрацией гадолиния и их смесей.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал присутствует в количестве от приблизительно 0,1% до приблизительно 4,0% по массе частиц.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что детектор, используемый по меньшей мере на одной из стадий получения, представляет собой детектор тепловых нейтронов и/или детектор гамма-излучения.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает нормализацию наборов данных перед созданием набивки по технологии «frac pack» и после создания набивки по технологии «frac pack» перед сравнением набора данных перед созданием набивки по технологии «frac pack» с набором данных после создания набивки по технологии «frac pack».

12. Способ по п.11, отличающийся тем, что стадия нормализации включает стадию регистрации по меньшей мере одной диаграммы каротажа скважины за пределами района набивки по технологии «frac pack».

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac pack» являются гранулированными, при этом по существу каждая гранула содержит поглощающий тепловые нейтроны материал, составляющий с ней единое целое или нанесенный на нее в виде покрытия.

14. Способ по п.2, отличающийся тем, что указанные обнаруженные значения скорости счета измеряют в течение одного или нескольких выбранных временных интервалов между нейтронными импульсами.

15. Способ по п.2, отличающийся тем, что различия в показателях относительной радиальной чувствительности обнаруженных значений скорости счета, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины и/или вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины, используют для проведения различия между указанными частицами набивки по технологии «frac pack» в пласте и частицами набивки по технологии «frac pack», размещенными в участке ствола скважины, который предназначен для создания набивки по технологии «frac pack», поблизости от трещины.

16. Способ по п.15, отличающийся тем, что при проведении указанного различия используют (1) чувствительность значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта к частицам набивки по технологии «frac pack», расположенным в пласте, и их относительную нечувствительность к частицам набивки по технологии «frac pack», расположенным в области ствола скважины; (2) чувствительность указанных обнаруженных значений счета и указанных вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины, к частицам набивки по технологии «frac pack», расположенным в пласте или области ствола скважины; и (3) нечувствительность указанных вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины к частицам набивки по технологии «frac pack», расположенным в пласте, включая трещины в пласте, относительно частиц набивки по технологии «frac pack», расположенных в области ствола скважины.

17. Способ по п.1, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac pack» в области ствола скважины помещают в кольцевое пространство между обсадкой скважины и внутренним хвостовиком или сетчатым фильтром в обсаженной скважине.

18. Способ по п.1, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac pack» в области ствола скважины помещают в область кольцевого пространства за пределами сетчатого фильтра или перфорированного хвостовика в скважине с необсаженным стволом.

19. Способ по п.6, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал представляет собой В4С или Gd2O3.

20. Способ по п.1, отличающийся тем, что на каждой из стадий получения данных используют один и тот же прибор каротажа методом захвата импульсных нейтронов.

21. Способ по п.1, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac pack» характеризуются наличием покрытия, при этом поглощающий тепловые нейтроны материал входит в состав указанного покрытия.

22. Способ по п.21, отличающийся тем, что покрытие представляет собой смоляное покрытие.

23. Способ определения местонахождения и высоты частиц гравийной набивки, расположенных в районе гравийной набивки в области подземного пласта вследствие осуществления процедуры создания гравийной набивки, включающий:

(a) получение набора данных перед созданием гравийной набивки в результате следующих действий:

(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего источник нейтронов и детектор,

(ii) испускания импульсов нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт, и

(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;

(b) использование шлама для создания гравийной набивки, содержащего текучую среду и частицы гравийной набивки, чтобы расположить частицы при помощи текучей среды в области ствола скважины, при этом все или некоторые из указанных частиц гравийной набивки содержат поглощающий тепловые нейтроны материал;

(c) получение набора данных после создания гравийной набивки при помощи:

(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,

(ii) испускания импульсов нейтронов из последнего из упомянутых источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт,

(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;

(d) сравнение набора данных перед созданием гравийной набивки с набором данных после создания гравийной набивки для определения местонахождения частиц гравийной набивки; и

(e) корреляцию местонахождения частиц гравийной набивки с измерением глубины ствола скважины для определения местонахождения, высоты и/или процентного заполнения частиц гравийной набивки, расположенных в районе гравийной набивки в области ствола скважины, с использованием процедуры градуировки для определения качества и/или процентного заполнения частиц гравийной набивки, расположенных в районе гравийной набивки.

24. Способ по п.23, отличающийся тем, что данные в наборах данных перед созданием гравийной набивки и после создания гравийной набивки выбирают из группы, состоящей из: обнаруженных значений скорости счета, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины, а также вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины.

25. Способ по п.23, отличающийся тем, что частицы гравийной набивки выбирают из группы, состоящей из керамического расклинивающего агента, песка, песка со смоляным покрытием, пластмассовой дроби, стеклянной дроби и расклинивающих агентов со смоляным покрытием.

26. Способ по п.23, отличающийся тем, что шлам для создания гравийной набивки, содержащий поглощающий тепловые нейтроны материал, характеризуется сечением захвата тепловых нейтронов, которое превышает сечение захвата подземного пласта.

27. Способ по п.23, отличающийся тем, что шлам для создания гравийной набивки, содержащий поглощающий тепловые нейтроны материал, характеризуется сечением захвата тепловых нейтронов, которое составляет по меньшей мере приблизительно 90 единиц сечения захвата.

28. Способ по п.23, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из бора, кадмия, гадолиния, иридия, самария и их смесей.

29. Способ по п.23, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит бор, при этом указанный материал выбирают из группы, состоящей из карбида бора, нитрида бора, борной кислоты, стекла с высокой концентрацией бора, бората цинка, тетрабората натрия и их смесей.

30. Способ по п.23, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит гадолиний, при этом указанный материал выбирают из группы, состоящей из оксида гадолиния, ацетата гадолиния, стекла с высокой концентрацией гадолиния и их смесей.

31. Способ по п.23, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал присутствует в количестве от приблизительно 0,1% до приблизительно 4,0% по массе частиц гравийной набивки.

32. Способ по п.23, отличающийся тем, что дополнительно включает нормализацию наборов данных перед созданием гравийной набивки и после создания гравийной набивки перед сравнением набора данных перед созданием гравийной набивки с набором данных после создания гравийной набивки.

33. Способ по п.32, отличающийся тем, что стадия нормализации включает стадию регистрации по меньшей мере одной диаграммы каротажа скважины за пределами района гравийной набивки.

34. Способ по п.23, отличающийся тем, что частицы гравийной набивки являются гранулированными, при этом по существу каждая гранула содержит поглощающий тепловые нейтроны материал, составляющий с ней единое целое или нанесенный на нее в виде покрытия.

35. Способ по п.34, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал представляет собой В4С или Gd2O3.

36. Способ по п.23, отличающийся тем, что частицы характеризуются наличием покрытия, при этом поглощающий тепловые нейтроны материал входит в состав указанного покрытия.

37. Способ по п.36, отличающийся тем, что покрытие представляет собой смоляное покрытие.

38. Способ по п.23, отличающийся тем, что частицы гравийной набивки в районе гравийной набивки помещают в кольцевое пространство между обсадкой скважины и внутренним хвостовиком или сетчатым фильтром в обсаженной скважине.

39. Способ по п.23, отличающийся тем, что частицы гравийной набивки в районе гравийной набивки помещают в область кольцевого пространства между стенкой ствола скважины и сетчатым фильтром или перфорированным хвостовиком в скважине с необсаженным стволом.

40. Способ по п.38, отличающийся тем, что различия в показателях относительной радиальной чувствительности обнаруженных значений скорости счета, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины и/или вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины, используют для проведения различия между указанными частицами гравийной набивки в районе гравийной набивки и любыми частицами гравийной набивки, расположенными за пределами обсадки скважины.

41. Способ по п.40, отличающийся тем, что при проведении указанного различия используют (1) чувствительность значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта к частицам гравийной набивки, расположенным за пределами обсадки скважины, и их относительную нечувствительность к частицам гравийной набивки, расположенным внутри обсадки скважины; (2) чувствительность указанных обнаруженных значений счета и указанных вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины, к частицам набивки по технологии «frac pack», расположенным в пласте или области ствола скважины; и (3) ограниченную чувствительность указанных вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины к частицам гравийной набивки, расположенным за пределами обсадки скважины, относительно частиц гравийной набивки, расположенных внутри обсадки скважины.

42. Способ по п.39, отличающийся тем, что различия в показателях относительной радиальной чувствительности обнаруженных значений скорости счета, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины и вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и/или ствола скважины, используют для проведения различия между указанными частицами гравийной набивки в районе гравийной набивки и любыми частицами гравийной набивки, расположенными за пределами района гравийной набивки.

43. Способ определения местонахождения и высоты частиц набивки по технологии «frac pack», расположенных внутри обсадки обсаженного ствола скважины и в трещине (трещинах) в подземном пласте вследствие осуществления процедуры создания набивки по технологии «frac pack», включающий:

использование шлама для создания набивки по технологии «frac pack», содержащего текучую среду и частицы набивки по технологии «frac pack», для осуществления гидравлического разрыва подземного пласта, чтобы создать трещину и поместить указанные частицы в трещину, а также в участок обсаженного ствола скважины, предназначенный для создания набивки по технологии «frac pack», поблизости от указанной трещины, при этом все указанные частицы набивки по технологии «frac pack» или некоторые из них содержат поглощающий тепловые нейтроны материал;

получение набора данных после создания набивки по технологии «frac pack» при помощи:

(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,

(ii) испускания импульсов нейтронов из вышеупомянутого источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт,

(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте, и

(iv) измерения сечения захвата компонента пласта и селектированного по времени значения скорости счета от спада в стволе скважины и пласте, при этом селектированное по времени значение скорости счета от спада в стволе скважины и пласте измеряют в пределах временного окна более чем 400 мкс после конца нейтронного импульса;

использование набора данных после создания набивки по технологии «frac pack» для определения местонахождения частиц набивки по технологии «frac pack» внутри обсадки; и

корреляцию местонахождения частиц набивки по технологии «frac pack» с измерением глубины ствола скважины для определения по меньшей мере одного параметра, выбранного из группы, состоящей из местонахождения, аксиального распределения, радиального распределения и высоты частиц набивки по технологии «frac pack», расположенных внутри обсадки поблизости от трещины, и помощи в определении местонахождения и высоты трещины (трещин) в пласте.

44. Способ по п.43, в котором поглощающий тепловые нейтроны материал содержит по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из бора, кадмия, гадолиния, иридия, самария и их смесей, при этом поглощающий тепловые нейтроны материал, содержащий гадолиний, выбирают из группы, состоящей из оксида гадолиния, ацетата гадолиния, стекла с высокой концентрацией гадолиния и их смесей.

45. Способ по п.43, в котором частицы набивки по технологии «frac pack» внутри обсадки помещают в кольцевое пространство между внутренней стенкой обсадки и внешней стенкой внутреннего хвостовика или сетчатого фильтра внутри обсадки.

46. Способ определения местонахождения и высоты частиц гравийной набивки, расположенных в районе гравийной набивки внутри обсадки обсаженного ствола скважины в области подземного пласта вследствие осуществления процедуры создания гравийной набивки, включающий:

использование шлама для создания гравийной набивки, содержащего текучую среду и частицы гравийной набивки, чтобы расположить частицы при помощи текучей среды в области обсаженного ствола скважины, при этом все или некоторые из указанных частиц гравийной набивки содержат поглощающий тепловые нейтроны материал;

получение набора данных после создания гравийной набивки при помощи:

(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,

(ii) испускания импульсов нейтронов из вышеупомянутого источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт,

(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте, и

(iv) измерения сечения захвата компонента пласта и селектированного по времени значения скорости счета от спада в стволе скважины и пласте, при этом селектированное по времени значение скорости счета от спада в стволе скважины и пласте измеряют в пределах временного окна более чем 400 мкс после конца нейтронного импульса;

использование набора данных после создания гравийной набивки для определения местонахождения частиц гравийной набивки; и

корреляцию местонахождения частиц гравийной набивки с измерением глубины ствола скважины для определения местонахождения, высоты и/или процентного заполнения частиц гравийной набивки, расположенных в районе гравийной набивки внутри обсадки.

47. Способ по п.46, в котором поглощающий тепловые нейтроны материал содержит по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из кадмия, гадолиния, иридия, самария и их смесей, при этом поглощающий тепловые нейтроны материал, содержащий гадолиний, выбирают из группы, состоящей из оксида гадолиния, ацетата гадолиния, стекла с высокой концентрацией гадолиния и их смесей.

48. Способ по п.46, в котором частицы гравийной набивки в районе гравийной набивки помещают в кольцевое пространство между внутренней стенкой обсадки и внешней стенкой внутреннего хвостовика или сетчатого фильтра внутри обсадки.

49. Способ определения качества и консистенции гравийной набивки, расположенной внутри обсадки обсаженного ствола скважины в области подземного пласта вследствие осуществления процедуры создания гравийной набивки, включающий:

моделирование процентного заполнения частиц гравийной набивки в обсаженном стволе скважины на основе имитации с использованием условий в стволе скважины и обсадке для получения модели гравийной набивки;

использование шлама для создания гравийной набивки, содержащего текучую среду и частицы гравийной набивки, чтобы расположить частицы при помощи текучей среды в области обсаженного ствола скважины, при этом все или некоторые из указанных частиц гравийной набивки содержат поглощающий тепловые нейтроны материал;

получение набора данных после создания гравийной набивки при помощи:

(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,

(ii) испускания импульсов нейтронов из вышеупомянутого источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт, и

(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;

использование набора данных после создания гравийной набивки для определения местонахождения частиц гравийной набивки;

корреляцию местонахождения частиц гравийной набивки с измерением глубины ствола скважины для получения результатов измерения параметров гравийной набивки; и

сравнение результатов измерения параметров гравийной набивки с моделью гравийной набивки для определения качества и/или процентного заполнения частиц гравийной набивки, расположенных внутри обсадки.

50. Способ по п.49, в котором получение набора данных после создания гравийной набивки дополнительно включает в себя измерение сечения захвата компонента пласта и селектированного по времени значения скорости счета от спада в стволе скважины и пласте, при этом селектированное по времени значение скорости счета от спада в стволе скважины и пласте измеряют в пределах временного окна более чем 400 мкс после конца нейтронного импульса.

51. Способ по п.49, в котором во время имитации используют полевые условия в стволе скважины, пласте и обсадке для получения модели гравийной набивки, дающей величины ожидаемых изменений по меньшей мере одного из сечения захвата компонента ствола скважины и селектированного по времени значения скорости счета от спада в стволе скважины и пласте в зависимости от моделированного процентного заполнения моделированных частиц гравийной набивки, расположенных при помощи текущей среды в области внутри обсаженного ствола скважины.

52. Способ определения местонахождения и высоты частиц набивки по технологии «frac pack», расположенных внутри обсадки обсаженного ствола скважины и в трещине (трещинах) в подземном пласте вследствие осуществления процедуры создания набивки по технологии «frac pack», включающий:

использование шлама для создания набивки по технологии «frac pack», содержащего текучую среду и частицы набивки по технологии «frac pack», для осуществления гидравлического разрыва подземного пласта, чтобы создать трещину и поместить указанные частицы в трещину, а также в участок обсаженного ствола скважины, предназначенный для создания набивки по технологии «frac pack», поблизости от указанной трещины, при этом все указанные частицы набивки по технологии «frac pack» или некоторые из них содержат поглощающий тепловые нейтроны материал;

получение набора данных после создания набивки по технологии «frac pack» при помощи:

(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,

(ii) испускания импульсов нейтронов из вышеупомянутого источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт, и

(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;

использование набора данных после создания набивки по технологии «frac pack» для определения местонахождения частиц набивки по технологии «frac pack» внутри обсадки; и

корреляцию местонахождения частиц набивки по технологии «frac pack» с измерением глубины ствола скважины для определения по меньшей мере одного параметра, выбранного из группы, состоящей из местонахождения, аксиального распределения, радиального распределения и высоты частиц набивки по технологии «frac pack», расположенных внутри обсаженной области ствола скважины поблизости от трещины, и помощи в определении местонахождения и высоты трещины (трещин) в пласте.

53. Способ определения местонахождения и высоты частиц гравийной набивки, расположенных в районе гравийной набивки внутри обсадки обсаженного ствола скважины в области подземного пласта вследствие осуществления процедуры создания гравийной набивки, включающий:

использование шлама для создания гравийной набивки, содержащего текучую среду и частицы гравийной набивки, чтобы расположить частицы при помощи текучей среды в области обсаженного ствола скважины, при этом все или некоторые из указанных частиц гравийной набивки содержат поглощающий тепловые нейтроны материал;

получение набора данных после создания гравийной набивки при помощи:

(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,

(ii) испускания импульсов нейтронов из последнего из упомянутых источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт,

(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;

использование набора данных после создания гравийной набивки для определения местонахождения частиц гравийной набивки; и

корреляцию местонахождения частиц гравийной набивки с измерением глубины ствола скважины для определения местонахождения, высоты и/или процентного заполнения частиц гравийной набивки, расположенных в районе гравийной набивки внутри обсадки.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к медицинской технике, а именно к средствам рентгеновского сканирования. Способ, включающий сбор данных фона без испускания рентгеновских лучей, сбор данных воздушной среды при испускании рентгеновских лучей и без сканируемого объекта в исследуемом канале, сканирование объекта для сбора исходных данных сканирования, и предварительную обработку исходных данных сканирования на основании данных фона и данных воздушной среды с тем, чтобы получить данные сканированного изображения, где стадия предварительной обработки исходных данных сканирования на основании данных фона и данных воздушной среды с тем, чтобы получить данные сканированного изображения, дополнительно включает сегментирование области сканирования на занимаемую объектом область, внутри которой находится объект, и занимаемую воздушной средой область без объекта на основании исходных данных сканирования, и поиск данных воздушной среды для конкретных данных воздушной среды, ближайших к значению исходных данных сканирования для занимаемой воздушной средой области, и осуществление коррекции усиления для исходных данных сканирования на основании данных фона и ближайших данных воздушной среды с тем, чтобы получить данные сканированного изображения.

Изобретение относится к области техники досмотра на основе рентгеновского излучения. Система досмотра выполнена с возможностью установки на транспортном средстве и содержит складываемое плечевое крепление на транспортном средстве, источник рентгеновского излучения, выполненный с возможностью обеспечения регулируемой дозы излучения, приемник, расположенный на складываемом плечевом креплении и выполненный с возможностью приема информации о рентгеновском излучении, проходящем через инспектируемое транспортное средство, блок управления, выполненный с возможностью управления источником рентгеновского излучения для облучения разных участков инспектируемого транспортного средства разными дозами; датчик, выполненный с возможностью восприятия того, приближается или нет транспортное средство к нему, и направления сигнала на устанавливаемую на транспортном средстве систему быстрого досмотра для приведения ее в состояние готовности к досмотру.

Использование: для проверки транспортного средства. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют следующие этапы: получение уникального идентификационного номера проверяемого транспортного средства; осуществление рентгеновского сканирования проверяемого транспортного средства, чтобы получить рентгеновское изображение проверяемого транспортного средства; извлечение по меньшей мере одного архивного проверенного изображения, относящегося к уникальному идентификационному номеру, из архивной базы данных проверок; определение на основании одного алгоритма выбора шаблонного изображения, выбранного из множественных алгоритмов выбора шаблонного изображения, одного из упомянутого по меньшей мере одного архивного проверенного изображения в качестве шаблонного изображения; определение области различий между рентгеновским изображением и шаблонным изображением и представление области различий пользователю.

Использование: для определения плотности горных пород. Сущность изобретения заключается в том, что устройство определения плотности горных пород, пересекаемых буровой скважиной, содержит корпус прибора, в котором установлены блок привода и электроники и шарнирно связанный с ним зондовый детекторный блок с размещенными в нем источником и детекторами гамма-излучений, отклоняющий рычаг, предназначенный для прижима зондового детекторного блока к стенке скважины, отклоняющий рычаг установлен с возможностью вращения на оси, закрепленной на корпусе прибора, а прибор дополнительно содержит силовую пружину и тросик, который служит для сжатия силовой пружины, один конец которой жестко закреплен на корпусе зондового детекторного блока, а второй конец связан с коротким плечом отклоняющего рычага, при этом между длинным плечом отклоняющего рычага и корпусом зондового детекторного блока установлена упорная планка, жестко связанная с корпусом прибора.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для доставки скважинных приборов. Способ доставки скважинных приборов к забоям бурящихся скважин сложного профиля и проведения геофизических исследований характеризуется тем, что каротажные приборы подсоединяют к приборному мосту, в верхнюю часть которого ввинчивают нижнюю трубу бурильной колонны и, посредством их наращивания, приборы опускают на заданную глубину.

Изобретение относится к способу детектирования ядерного вещества посредством нейтронного исследования. Способ детектирования ядерного вещества в объекте, исследуемом посредством нейтронного исследования при помощи трубки связанных частиц, содержит этапы детектирования импульсов совпадения при помощи пикселей-детекторов по меньшей мере одной пиксельной детекторной матрицы, при этом этап детектирования приводит к возникновению события, которое отражает деление, происходящее в ядерном веществе, при этом способ содержит выявление соседних пикселей среди пикселей, обнаруживших импульсы совпадения, перегруппировку соседних пикселей на группы соседних пикселей, подсчет пикселей и/или групп соседних пикселей, обнаруживших импульсы совпадения, и подтверждение наступления события, как только подсчитаны по меньшей мере три соседних пикселя и/или группы пикселей.

Изобретение относится к области определения состава скрытых опасных веществ, в том числе находящихся под водой. Устройство для обнаружения скрытых опасных веществ под водой содержит досмотровый модуль, в котором размещены источник меченых монохроматических нейтронов и сопутствующих им монохроматических α-частиц, детектор α-частиц, заключенные в вакуумную камеру, детектор γ-излучения и регистрирующую электронику, при этом устройство выполнено в виде автономного модуля с нулевой плавучестью, с возможностью его перемещения оператором; содержит снабженный дугообразной ручкой торпедообразный блок, выполняющий функции герметичного контейнера для подводных работ, в котором размещены источник меченых монохроматических нейтронов, расположенный таким образом, что ось центрального меченого пучка нейтронов совпадает с продольной осью торпедообразного блока, источник питания, регистрирующая электроника; к торпедообразному блоку в передней его части прикреплены два γ-детектора, расположенные симметрично относительно центральной оси меченого пучка нейтронов и на расстоянии от корпуса торпедообразного блока, достаточном для обеспечения защиты слоем воды сцинтилляционных кристаллов γ-детекторов от прямого потока нейтронов, испущенных нейтронным генератором в телесный угол 4π; монитор интерфейса оператора и пульт управления расположены снаружи торпедообразного блока, как правило, на самой ручке; на торпедообразном блоке снаружи установлена световая индикация наличия-отсутствия нейтронного излучения, генерируемого нейтронным генератором.

Использование: для рентгеновского контроля багажа. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют укладку багажного места в транспортировочный лоток, имеющий средство маркировки, прочно связанное с лотком и имеющее запоминающее устройство, в котором с возможностью считывания записан специфический для лотка и уникальный в мировом масштабе идентификационный код, получают и оценивают рентгеновский снимок багажного места на месте первичного контроля, определяют идентификационный код транспортировочного лотка, автоматически соотносят рентгеновский снимок с транспортировочным лотком, перемещают транспортировочный лоток к месту дополнительного контроля, определяют идентификационный код транспортировочного лотка, отображают соотнесенный с транспортировочным лотком рентгеновский снимок на месте дополнительного контроля.

Использование: для обнаружения опасных скрытых веществ. Сущность изобретения заключается в том, что контейнер досмотрового модуля выполнен герметичным, снабжен устройством нагрева внутреннего объема, при этом канал передачи данных между досмотровым модулем и модулем управления обнаружителем опасных веществ выполнен беспроводным, модуль досмотра снабжен аккумулятором для питания нейтронного генератора, альфа и гамма-детекторов, регистрирующей электроники с использованием соответствующих блоков преобразования напряжения, регистрирующая электроника в корпусе досмотрового модуля снабжена защитой от прямого потока монохроматических нейтронов, испускаемых нейтронным генератором; досмотровый модуль снабжен световым индикатором, включенное состояние которого свидетельствует о наличии нейтронного излучения, создаваемого нейтронным генератором.

Использование: для каротажа скважин гамма и нейтронным излучением. Сущность изобретения заключается в том, что при формировании излучения источник заряженных частиц - ускоритель - располагают вне скважины, излучатель располагают в скважине и пучок подводят к излучателю по трубе, выведенной из скважины и подсоединенной к ускорителю.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для определения ориентации трещины, полученной в результате гидроразрыва пласта. Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва включает проведение гидроразрыва пласта - ГРП с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП.

Использование: для определения содержания урана в ураново-рудных формациях, пересеченных скважиной, посредством нейтронного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что получают во множестве точек записи значений скорости счета мгновенных нейтронов деления и значений скорости счета тепловых нейтронов, определяют в процессе обработки спада скорости счета мгновенных нейтронов деления и тепловых нейтронов в каждой точке каротажа, получают во множестве точек записи каротажа вторичными методами физических характеристик скважины и пласта ураново-рудной формации, в котором данные каротажа получены испусканием пачек нейтронов с энергией 14 МэВ, рассеивающих свою энергию до уровня тепловых, а детектируют эпитепловые мгновенные нейтроны деления, испускаемые ураном, делящимся тепловыми нейтронами.

Использование: для исследования нефтегазовых скважин. Сущность изобретения заключается в том, что комплексная аппаратура для исследования нефтегазовых скважин включает модуль ядерного каротажа, содержащий спектрометрические зонды с детекторами гамма-излучения радиационного захвата – СНГК, зонды с детекторами тепловых нейтронов - ННК-Т и спектрометрический зонд с детектором естественной радиоактивности - СГК, а также модуль электромагнитного дефектоскопа - ЭД.

Изобретение относится к области физического приборостроения, в частности к источникам нейтронного излучения, и предназначено для использования при разработке нейтронных и рентгеновских генераторов.

Использование: для регистрации нейтронов с использованием эффекта сцинтилляции в скважинах и других областях применения на нефтяных месторождениях. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют позиционирование в скважине, по меньшей мере, одного сцинтиллятора, содержащего эльпасолит, причем эльпасолит представлен формулой Cs2LiMN6, где M представляет собой, по меньшей мере, один элемент из группы, содержащей иттрий и лантан, и N представляет собой, по меньшей мере, один элемент из группы, содержащей хлор и бром, подают нейтроны в область геологической формации, находящуюся вблизи скважины; принимают оптическое излучение от сцинтиллятора, генерирующего оптическое излучение в результате взаимодействия с нейтронами, отраженными от геологической формации; и преобразуют оптическое излучение, поданное сцинтиллятором, в электрический сигнал, принимают электрический сигнал в процессоре и применяют процессор, сконфигурированный для применения метода дискриминации по форме импульсов для различения: а) форм импульсов, полученных в результате взаимодействия между нейтронами и сцинтиллятором, и b) форм импульсов, полученных в результате взаимодействия между гамма-излучением и сцинтиллятором.

Использование: для измерения свойств пласта. Сущность изобретения заключается в том, что инструмент для измерения свойств пласта содержит корпус инструмента, источник нейтронов для излучения нейтронов, расположенный внутри корпуса инструмента, нейтронный детектор, расположенный внутри корпуса инструмента на расстоянии от источника нейтронов, и нейтронный защитный экран, расположенный в рабочем положении относительно нейтронного детектора, причем указанный нейтронный защитный экран имеет наружную поверхность и ограничивает внутренний объем, при этом нейтронный защитный экран выполнен с возможностью предотвращения проникновения нейтронов, имеющих энергию ниже первого заданного порога, от наружной поверхности во внутренний объем.

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.

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.

Изобретение относится к выполнению многостадийной обработки скважин, пронизывающих подземные формации. Способ разрыва с отведением с помощью способного разлагаться материала, содержащий этапы, на которых осуществляют: нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину, пронизывающую многослойную формацию, для распространения гидравлического разрыва в слое формации, нагнетание водной суспензии, содержащей волокна нерастворимого, способного разлагаться материала в твердой фазе для формирования пробки из уплотненных волокон и изолирования гидравлического разрыва от скважины, где способный разлагаться материал присутствует в суспензии в концентрации, по меньшей мере, 4,8 г/л (40 фунтов массы/1000 галлонов), и жидкая фаза суспензии содержит полимерный загуститель, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, вспомогательное поверхностно-активное вещество, модификатор реологических свойств, полимерное вещество для снижения сопротивления, поверхностно-активное вещество для снижения сопротивления, полимерный усилитель снижения сопротивления, мономерный усилитель снижения сопротивления, водный рассол, или их комбинацию или смесь, с помощью пробки, отводящей от предшествующего гидроразрыва, нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину для распространения следующего гидравлического разрыва в другом слое формации и разложение способного разлагаться материала для удаления пробки.

Описаны способы идентификации местонахождения и высоты искусственно созданных трещин подземного пласта, а также присутствия какого-либо материала, связанного с набивкой по технологии «frac pack» или гравийной набивкой, поблизости ствола скважины с использованием приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов. Расклинивающий агентпесок, используемый в процессах гидравлического разрыва пласта и создания набивки, маркирован поглощающим тепловые нейтроны материалом. При наличии расклинивающего агента увеличения в выявленных при помощи каротажа методом захвата импульсных нейтронов значениях сечения захвата компонента пласта иили ствола скважины в сочетании с уменьшениями в измеренных значениях скорости счета используют для того, чтобы определить местонахождение трещин пласта, а также присутствие и процентное заполнение материала набивки в области ствола скважины. Изменения в измеренных значениях сечения захвата пласта относительно изменений в других параметрах каротажа методом захвата импульсных нейтронов обеспечивают относительную индикацию расклинивающего агента в трещинах по сравнению с расклинивающим агентом в области ствола скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности определения местонахождения и высоты частиц набивки по технологии «frac pack». 7 н. и 46 з.п. ф-лы, 13 ил., 6 табл.

Наверх