RU2626502C1 - Method for determining three-dimensional orientation of hydraulic fractures - Google Patents

Method for determining three-dimensional orientation of hydraulic fractures Download PDF

Info

Publication number
RU2626502C1
RU2626502C1 RU2016116352A RU2016116352A RU2626502C1 RU 2626502 C1 RU2626502 C1 RU 2626502C1 RU 2016116352 A RU2016116352 A RU 2016116352A RU 2016116352 A RU2016116352 A RU 2016116352A RU 2626502 C1 RU2626502 C1 RU 2626502C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
proppant
fracture
well
formation
hydraulic
Prior art date
Application number
RU2016116352A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Олег Вячеславович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Ильдар Ильясович Гирфанов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2016116352A priority Critical patent/RU2626502C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2626502C1 publication Critical patent/RU2626502C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
    • G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
    • G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
    • G01V5/10—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources
    • G01V5/107—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources and detecting reflected or back-scattered neutrons
    • G01V5/108—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources and detecting reflected or back-scattered neutrons the neutron source being of the pulsed type

Landscapes

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

Abstract

FIELD: mining engineering.
SUBSTANCE: method for determining the three-dimensional orientation of a hydraulic fracture includes formation hydraulic fracturing - Frac with the formation of a hydraulic fracture and determining the three-dimensional orientation of the hydraulic fracture after the Frac. Prior to the Frac in the well in the interval of the formation to be fractured, a geophysical device is lowered on a pipe string, pulsed neutron logging is performed by rotating the pipe string with the geophysical device at an angle of 360°, measuring the neutron-absorbing capacity of the formation rocks. The pipe casing with the geophysical device is removed out of the well. Then, the Frac is done producing and maintaining a hydraulic fracture with a proppant. Moreover, maintaining the fracture, the proppant is pumped in two portions. The first portion to be pumped is the proppant of 4/5 of its total mass, and the second portion is a marked proppant containing 0.4% by weight of gadolinium (Gd64 157.25) in 1/5 of the total proppant mass. At the same time the proppant fractions are the same in both portions. Upon completion of fixing fractures, the pressure is released from the well and the bottom hole is washed off the excess marked proppant. The pipe casing with a packer is recovered from the well. A geophysical device on a pipe casing is lowered into the well in the formation interval fixed with a fracture, fixed in the bottom hole area with a marked proppant. Pulsed neutron logging is performed by rotating the pipe string with the geophysical device at an angle of 360,° measuring the neutron-absorbing capacity of the formation rocks and the fracture and the three-dimensional orientation of the hydraulic fracture is determined.
EFFECT: simplification of the process of determining the three-dimensional orientation of a hydraulic fracture, improved reliability and efficiency of determining the direction of the three-dimensional orientation of the fracture, reduced duration of the implementation process.
6 dwg

Description

Изобретение относится к проведению гидравлического разрыва пласта и может быть использовано для определения ориентации трещины, полученной в результате гидроразрыва пласта.The invention relates to hydraulic fracturing and can be used to determine the orientation of the fracture resulting from hydraulic fracturing.

Известен способ определения параметров системы трещин гидроразрыва (патент RU №2507396, МПК Е21В 47/14, опубл. 20.02.2014 г., бюл. №5), включающий возбуждение упругих колебаний источником колебаний в скважине, пересекающей трещины гидроразрыва, регистрацию в точках приема по меньшей мере в одной соседней скважине резонансных колебаний, излучаемых системой трещин гидроразрыва при возбуждении в буровой жидкости упругих колебаний, и определение параметров системы трещин по возникающим при этом в трещинах резонансным колебаниям. С целью повышения однозначности определения параметров системы трещин гидроразрыва возбуждение колебаний в скважине и их регистрацию проводят до и после гидроразрыва. При этом для каждой фиксированной пары источник-приемник формируют разностную сейсмическую запись из записей, полученных до и после гидроразрыва. На разностной сейсмозаписи выделяют сигналы, излучаемые системой трещин, и по этим сигналам судят о параметрах трещин. Причем резонансную частоту системы трещин гидроразрыва определяют по максимуму интенсивности возбуждаемых системой трещин колебаний путем изменения частоты в скважине колебаний в пределах от нижней границы диапазона возбуждаемых непрерывных колебаний до верхней границы. Сейсмические колебания, излучаемые системой трещин гидроразрыва, регистрируют в скважинах, расположенных в различных направлениях от скважины, пересекающей трещины гидроразрыва, и по кинематическим и динамическим параметрам зарегистрированных сигналов судят о параметрах системы трещин, причем дополнительно одновременно с регистрацией колебаний в соседней скважине регистрируют колебания в точках приема, расположенных в приповерхностной зоне.A known method for determining the parameters of a fracturing system (patent RU No. 2507396, IPC ЕВВ 47/14, published on 02.20.2014, bull. No. 5), including the excitation of elastic vibrations by a vibration source in a well crossing hydraulic fractures, registration at points of reception in at least one neighboring well of resonant vibrations emitted by the hydraulic fracturing system upon excitation of elastic vibrations in the drilling fluid, and determining the parameters of the fracture system from the resonant vibrations that occur in the fractures. In order to increase the unambiguity of determining the parameters of a hydraulic fracture system, the excitation of vibrations in the well and their registration is carried out before and after hydraulic fracturing. Moreover, for each fixed pair of source-receiver form a differential seismic record from the records obtained before and after hydraulic fracturing. On the differential seismic record, the signals emitted by the crack system are isolated, and the crack parameters are judged from these signals. Moreover, the resonant frequency of the system of hydraulic fractures is determined by the maximum intensity of the vibrations excited by the system of cracks by changing the frequency in the well of vibrations in the range from the lower boundary of the range of excited continuous vibrations to the upper boundary. Seismic vibrations emitted by the hydraulic fracturing system are recorded in wells located in different directions from the well crossing the hydraulic fracturing, and the kinematic and dynamic parameters of the recorded signals are used to judge the parameters of the fracture system, and additionally, simultaneously with the registration of vibrations in an adjacent well, vibrations are recorded at points reception located in the surface area.

Недостатки способа:The disadvantages of the method:

- во-первых, технологическая сложность реализации способа, связанная с тем, что дополнительно одновременно с регистрацией колебаний в соседней скважине регистрируют колебания в точках приема, расположенных в приповерхностной зоне;- firstly, the technological complexity of the implementation of the method, due to the fact that in addition to registering vibrations in a neighboring well, vibrations are recorded at receiving points located in the near-surface zone;

- во-вторых, низкая надежность определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва, так как направление трещин регистрируют в скважинах, расположенных в различных направлениях от скважины, пересекающей трещины гидроразрыва, и по кинематическим и динамическим параметрам зарегистрированных сигналов судят о параметрах направления трещины, причем если сигнал слабый, то информация будет недостоверной, т.е. направление развития трещины будет определено ошибочно;- secondly, the low reliability of determining the spatial orientation of a hydraulic fracture, since the direction of the fractures is recorded in wells located in different directions from the well crossing the hydraulic fractures, and the kinematic and dynamic parameters of the recorded signals judge the parameters of the fracture direction, and if the signal is weak , then the information will be unreliable, i.e. the direction of crack development will be determined erroneously;

- в-третьих, длительность процесса, связанная с регистрацией сигналов о параметрах направления трещины в соседних скважинах.- thirdly, the duration of the process associated with the registration of signals about the parameters of the direction of the fracture in neighboring wells.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва (а.с. №1629521, МПК Е21В 47/10, опубл. 23.02.1991 г., бюл. №7), включающий возбуждение вблизи устья скважины поперечной сейсмической волны, после проведения гидроразрыва измерение расположенными на поверхности земли приемниками амплитуд волнового поля, по которым определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва. Дополнительно возбуждают поперечную волну до проведения гидроразрыва, ориентируют приемники вдоль линии поляризации возбуждаемой волны и измеряют амплитуду волнового поля. Изменяют направление поляризации на угол α, повторяют возбуждение волны и измерение амплитуды волнового поля n раз до момента n⋅α>180°, а пространственную ориентацию трещины гидроразрыва определяют по величине разности амплитуд, измеренных при одинаковом направлении поляризации волны, возбужденной до и после гидроразрыва.The closest in technical essence and the achieved result is a method for determining the spatial orientation of a hydraulic fracture (AS No. 1629521, IPC Е21В 47/10, publ. 02.23.1991, bull. No. 7), including excitation of a transverse seismic near the wellhead waves, after hydraulic fracturing, the measurement of wave field amplifiers located on the surface of the earth, which determine the spatial orientation of the hydraulic fracture. Additionally, a transverse wave is excited before fracturing, the receivers are oriented along the line of polarization of the excited wave, and the amplitude of the wave field is measured. The polarization direction is changed by an angle α, the wave excitation and the measurement of the wave field amplitude are repeated n times until n⋅α> 180 °, and the spatial orientation of the hydraulic fracture is determined by the magnitude of the difference in amplitudes measured for the same polarization direction of the wave excited before and after hydraulic fracturing.

Недостатки способа:The disadvantages of the method:

- во-первых, сложность реализации способа, связанная с возбуждением вблизи устья скважины поперечной сейсмической волны, а также дополнительной одновременно с регистрацией колебаний в соседней скважине регистрацией колебаний в точках приема, расположенных в приповерхностной зоне;- firstly, the complexity of the method, associated with the excitation near the wellhead of a transverse seismic wave, as well as additional simultaneously with the registration of vibrations in a neighboring well, the registration of vibrations at points of reception located in the near-surface zone;

- во-вторых, низкая надежность определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва, так как приемники амплитуд волнового поля, по которым определяют пространственную ориентацию трещины, расположены на поверхности земли и могут иметь нечеткий сигнал, особенно в скважинах с глубиной до 2000 м, в связи с чем определить направление ориентации трещины будет невозможно;- secondly, the low reliability of determining the spatial orientation of a hydraulic fracture, since the wave field amplitude receivers used to determine the spatial orientation of the fracture are located on the surface of the earth and may have a fuzzy signal, especially in wells with a depth of up to 2000 m, therefore it will be impossible to determine the direction of orientation of the crack;

- в-третьих, низкая эффективность способа, обусловленная тем, что направление пространственной ориентации трещины гидроразрыва определяют расчетным путем по величине разности амплитуд, измеренных при одинаковом направлении поляризации волны, возбужденной до и после гидроразрыва, причем ошибка в расчете может указать иное направление пространственной ориентации трещины гидроразрыва, чем то направление, в котором она сориентирована в действительности;- thirdly, the low efficiency of the method, due to the fact that the direction of the spatial orientation of the hydraulic fracture is determined by calculation by the magnitude of the difference in amplitudes measured for the same direction of polarization of the wave excited before and after hydraulic fracturing, and the calculation error may indicate a different direction of the spatial orientation of the fracture hydraulic fracturing, than the direction in which it is oriented in reality;

- в-четвертых, продолжительность технологического процесса, связанная с многократными повторениями возбуждения волны и измерения амплитуды волнового поля n раз до момента n⋅α>180°,что увеличивает трудозатраты на реализацию способа.- fourthly, the duration of the process associated with repeated repetitions of the excitation of the wave and measuring the amplitude of the wave field n times up to the moment n⋅α> 180 °, which increases the labor costs for implementing the method.

Техническими задачами изобретения являются упрощение технологии реализации способа, а также повышение надежности и эффективности определения направления пространственной ориентации трещины, сокращение продолжительности процесса реализации способа.The technical objectives of the invention are to simplify the technology for implementing the method, as well as to increase the reliability and efficiency of determining the direction of the spatial orientation of the crack, reducing the duration of the process of implementing the method.

Поставленные задачи решаются способом определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва, включающим проведение гидроразрыва пласта - ГРП, с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП.The tasks are solved by a method of determining the spatial orientation of a hydraulic fracture, including hydraulic fracturing — hydraulic fracturing, with the formation of a fracture fracture and determining the spatial orientation of the hydraulic fracture after hydraulic fracturing.

Новым является то, что перед проведением ГРП в скважину в интервал пласта, подлежащего гидроразрыву на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта, извлекают колонну труб с геофизическим прибором из скважины, производят ГРП с образованием и креплением трещины разрыва проппантом, причем в процессе крепления трещины проппант закачивают двумя порциями, первой порцией закачивают проппант в 4/5 части от его общей массы, а второй порцией закачивают маркированный проппант, содержащий 0,4% мас. гадолиния (Gd64 157,25) в 1/5 части от общей массы проппанта, при этом фракции проппанта одинаковы в обеих порциях, по окончании крепления трещины стравливают давление из скважины и промывают забой скважины от излишков маркированного проппанта, извлекают колонну труб с пакером из скважины, в скважину в интервал пласта с трещиной, закрепленной в призабойной зоне маркированным проппантом, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта и трещины разрыва и определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва.The new one is that before conducting hydraulic fracturing, a geophysical device is lowered into the interval of the formation to be fracked on the pipe string, the pipe string with the geophysical device is rotated 360 ° by pulse-neutron logging by measuring the neutron-absorbing capacity of the formation rock, the pipe string is removed with a geophysical instrument from the well, hydraulic fracturing is carried out with the formation and fastening of a proppant fracture, and in the process of fixing the proppant, the proppant is pumped in two portions, the first portion is pumped proppant in 4/5 parts of its total mass, and a labeled proppant containing 0.4% wt. gadolinium (Gd 64 157.25 ) in 1/5 of the total proppant mass, while the proppant fractions are the same in both portions; upon completion of the crack attachment, release pressure from the well and wash the bottom of the well from excess marked proppant, remove the pipe string with the packer from wells, into the well in the interval of the formation with a crack fixed in the bottomhole zone with a marked proppant, a geophysical instrument is lowered on the pipe string, pulse-neutron logging is performed by rotating the pipe string with the geophysical tool through an angle of 360 ° by replacing a neutron-absorbing ability of the reservoir rock and the crack and the gap determine the spatial orientation of hydraulic fracture.

На фиг. 1, 3, 4 схематично и последовательно изображены этапы реализации способа.In FIG. 1, 3, 4 schematically and sequentially depicted the stages of the method.

На фиг. 2 представлен график-развертка по периметру ствола скважины при вращении колонны труб с геофизическим прибором до проведения ГРП.In FIG. Figure 2 shows a scan along the perimeter of the wellbore during rotation of the pipe string with a geophysical instrument before hydraulic fracturing.

На фиг. 5 представлен график-развертка по периметру стола скважины при вращении колонны труб с геофизическим прибором после проведения ГРП.In FIG. Figure 5 shows a scan along the perimeter of the well table during rotation of the pipe string with a geophysical instrument after hydraulic fracturing.

На фиг. 6 в сечении А-А показано направление пространственной ориентации трещины.In FIG. 6 in section AA shows the direction of the spatial orientation of the crack.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.

В скважину 1 (см. фиг. 1) в интервал пласта 2, подлежащего гидроразрыву, на колонне труб 3 спускают геофизический прибор 4.A geophysical instrument 4 is lowered into the well 1 (see Fig. 1) in the interval of the formation 2 to be fractured on the pipe string 3.

Вращением (с устья скважины 1) колонны труб 3 с геофизическим прибором 4 на угол 360°, например, против часовой стрелки, производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта 2.Rotation (from the wellhead 1) of the pipe string 3 with the geophysical instrument 4 through an angle of 360 °, for example, counterclockwise, produces pulsed-neutron logging by measuring the neutron-absorbing capacity of the formation 2 rock.

Геофизический прибор 4 представляет скважинный снаряд нейтронного гамма-каротажа, включающий в себя источник нейтронов и детектор гамма-излучения.The geophysical instrument 4 represents a borehole neutron gamma ray projectile including a neutron source and a gamma radiation detector.

Таким образом, перед проведением ГРП вращают колонну труб 3 (см. фиг. 1 и 2) с геофизическим прибором 4 и замеряют (определяют) нейтронно-поглощающую способность пласта 2 путем чередования импульсов нейтронов и замеров плотности потока нейтронов, т.е. облучают породу пласта 2 кратковременными потоками быстрых нейтронов. По результатам замера строят график (см. фиг. 2) (развертка по периметру ствола скважины на 360°), который в породе пласта 2 (см. фиг. 1 и 2) показывает значение времени жизни нейтронов (t, мкс) в зависимости от азимута (угол, °).Thus, before the hydraulic fracturing, the column of pipes 3 (see Figs. 1 and 2) is rotated with a geophysical instrument 4 and the neutron-absorbing capacity of formation 2 is measured (determined) by alternating neutron pulses and measuring the neutron flux density, i.e. irradiate the formation rock 2 with short-term fluxes of fast neutrons. Based on the measurement results, a graph is constructed (see Fig. 2) (360 ° scan along the perimeter of the wellbore), which in the rock of formation 2 (see Figs. 1 and 2) shows the value of the neutron lifetime (t, μs) depending on azimuth (angle, °).

По графику (см. фиг. 2) видно, что время жизни тепловых нейтронов в результате их взаимодействия с исследуемой породой пласта 2 составляет t=56-62 мкс.According to the graph (see Fig. 2), it can be seen that the lifetime of thermal neutrons as a result of their interaction with the studied rock of formation 2 is t = 56-62 μs.

Для проведения ГРП в скважину 1 (см. фиг. 3) спускают колонну труб 3 с пакером 5. Производят посадку пакера 5 в скважине 1, при этом пакер 5 находится, например, на расстоянии 1=7 м выше кровли пласта 2. Посадка пакера 5 в скважине 1 обеспечивает герметизацию заколонного пространства 6, что предохраняет стенки скважины 1 от воздействия высокого давления в процессе проведения ГРП и исключает вероятность их повреждения, при этом применяют любой известный пакер, обеспечивающий герметизацию при давлении ГРП, например, максимальном давлении 35,0 МПа.To carry out hydraulic fracturing, a pipe string 3 with a packer 5 is lowered into the well 1 (see FIG. 3). Packer 5 is planted in well 1, while packer 5 is, for example, 1 = 7 m above the top of formation 2. Packer is planted 5 in the well 1 provides sealing of the annulus 6, which protects the walls of the well 1 from high pressure during hydraulic fracturing and eliminates the likelihood of damage, using any known packer that provides sealing at hydraulic fracturing pressure, for example, a maximum pressure of 35.0 MPa .

Далее производят ГРП с образованием трещины и ее крепление проппантом любым известным способом. Сначала производят ГРП с образованием трещины разрыва. Для этого производят закачку жидкости разрыва, например, линейного геля под давлением 28,0 МПа и образуют трещину разрыва 7.Then hydraulic fracturing is performed with the formation of a crack and its proppant fastening in any known manner. First, hydraulic fracturing is performed with the formation of a fracture fracture. To do this, inject the fracture fluid, for example, a linear gel under a pressure of 28.0 MPa and form a fracture fracture 7.

Затем производят крепление трещины 7 закачкой проппанта 8. В процессе крепления трещины 7 проппант закачивают двумя порциями, первой порцией закачивают в 4/5 части проппант 8 от его общей массы, а второй порцией закачивают маркированный проппант 9, содержащий 0,4% мас. гадолиния (Gd64 157,25) в 1/5 части от общей массы проппанта, при этом фракции проппанта одинаковы в обеих порциях.Then, the crack 7 is fixed by injection of proppant 8. In the process of fixing the crack 7, the proppant is pumped in two portions, the first portion is pumped into 4/5 of the proppant 8 of its total mass, and the second portion is pumped labeled proppant 9, containing 0.4% wt. gadolinium (Gd 64 157.25 ) in 1/5 of the total proppant mass, while the proppant fractions are the same in both portions.

Например, при общей массе проппанта 8, равной 10 т: первой порцией закачивают проппант 8, например, фракции 20/40 меш в количестве 10 т⋅4/5=8 т в любой известной жидкости-носителе, например, сшитом геле.For example, with a total proppant mass of 8 equal to 10 tons: proppant 8 is pumped in the first portion, for example, 20/40 mesh fractions in an amount of 10 tons 4/5 = 8 tons in any known carrier fluid, for example, cross-linked gel.

Затем крепят трещину 7 (см. фиг. 3) закачкой второй порции маркированного проппанта 9, той же фракции 20/40 меш в сшитом геле в 1/5 части от общей массы проппанта, т.е. 10 т⋅1/5=2 т, содержащего 0,4% мас. гадолиния (Gd64 157,25), т.е. с добавлением 2000 кг⋅(0,4%/100%)=8 кг гадолиния (Gd64 157,25). Итого, второй порцией закачивают 2000 кг+8 кг=2008 кг маркированного проппанта 9.Then, crack 7 is fixed (see FIG. 3) by injection of a second portion of labeled proppant 9, the same fraction of 20/40 mesh in a crosslinked gel, in 1/5 of the total proppant mass, i.e. 10 t⋅1 / 5 = 2 t containing 0.4% wt. gadolinium (Gd 64 157.25 ), i.e. with the addition of 2000 kg⋅ (0.4% / 100%) = 8 kg of gadolinium (Gd 64 157.25 ). Total, 2000 kg + 8 kg = 2008 kg of labeled proppant 9 is pumped in a second portion.

По окончании крепления трещины 7, т.е. закачки второй порции маркированного проппанта 9 стравливают давление из скважины 1. Распакеровывают пакер 5 и, например, обратной промывкой, т.е. подачей промывочной жидкости в заколонное пространство 6 промывают забой скважины 1 от излишков маркированного проппанта 9 с целью исключения получения недостоверных результатов повторного замера при последующем импульсно-нейтронном каротаже. Извлекают из скважины 1 колонну труб 3 с пакером 5. После чего в скважину 1 (см. фиг. 4) в интервал пласта с трещиной 7, закрепленной в призабойной зоне маркированным проппантом 9, на колонне труб 3 спускают геофизический прибор 4.At the end of the fastening of the crack 7, i.e. injections of the second portion of the marked proppant 9 release the pressure from the well 1. Unpack the packer 5 and, for example, backwash, i.e. by supplying a washing liquid to the annulus 6, the bottom hole of the well 1 is washed from the excess of marked proppant 9 in order to exclude unreliable results of repeated measurement during subsequent pulse-neutron logging. A pipe string 3 with a packer 5 is removed from the well 1. After that, a geophysical instrument 4 is lowered into the pipe 1 with a fracture 7 fixed in the bottomhole zone with a marked proppant 9 into the well 1 (see FIG. 4).

Вращением колонны труб 3 с геофизическим прибором 4 на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта 2 и трещины 7 и определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва. По результатам замера строят график (см. фиг. 5) (развертка по периметру ствола скважины на 360°), который в породе пласта 2 и трещине 7 показывает значение времени жизни нейтронов (t, мкс) в зависимости от азимута (угол, °). Повышается надежность определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва, так как геофизический прибор спущен непосредственно в интервал пласта, а не размещен на устье скважины, что повышает точность получаемых данных.Rotation of the pipe string 3 with the geophysical instrument 4 through an angle of 360 ° produces a pulsed-neutron logging by measuring the neutron-absorbing capacity of the formation rock 2 and crack 7 and determine the spatial orientation of the fracture. Based on the measurement results, a graph is constructed (see Fig. 5) (360 ° scan along the perimeter of the wellbore), which in the rock of formation 2 and fracture 7 shows the value of the neutron lifetime (t, μs) depending on the azimuth (angle, °) . The reliability of determining the spatial orientation of a hydraulic fracture increases, since the geophysical instrument is lowered directly into the interval of the formation, and not placed at the wellhead, which increases the accuracy of the data obtained.

По графику (см. фиг. 5) видно, что в месте образования трещины 7, где сконцентрирован маркированный проппант 9, происходит наибольшее поглощение нейтронов, что уменьшает время жизни нейтронов (t, мкс). Поэтому в интервале скопления маркированного пропанта, т.е. в трещине 7 относительно периметра пласта 2 отмечаются пониженные значения времени жизни нейтронов (t, мкс), связанные с наличием гадолиния. Из графика (см. фиг. 4) видно, что время жизни тепловых нейтронов составляет t=38-43 мкс.According to the graph (see Fig. 5), it is seen that in the place of formation of the crack 7, where the marked proppant 9 is concentrated, the greatest absorption of neutrons occurs, which reduces the neutron lifetime (t, μs). Therefore, in the interval of accumulation of marked proppant, i.e. in crack 7 relative to the perimeter of formation 2, lower neutron lifetimes (t, μs) associated with the presence of gadolinium are noted. From the graph (see Fig. 4) it can be seen that the lifetime of thermal neutrons is t = 38-43 μs.

По результатам нормировки (развертка по периметру ствола скважины на 360°) (см. фиг. 2) кривой импульсно-нейтронного каротажа пласта 2 (исследование до проведения ГРП) и кривой импульсно-нейтронного каротажа, содержащей гадолиний в трещине 7 (после проведения ГРП) (см. фиг. 5) определяют азимут, в котором отмечается нарушение корреляции между нейтронным каротажем (см. фиг. 2) и нейтронным каротажем с содержанием гадолиния (Gd) (см. фиг. 5), что видно при сопоставлении графиков (см. фиг. 2 и 5).According to the normalization results (360 ° scan along the perimeter of the wellbore) (see Fig. 2) of the pulse-neutron logging curve of formation 2 (investigation before hydraulic fracturing) and the pulse-neutron-logging curve containing gadolinium in fracture 7 (after hydraulic fracturing) (see Fig. 5) determine the azimuth, in which there is a violation of the correlation between neutron logging (see Fig. 2) and neutron logging with gadolinium content (Gd) (see Fig. 5), which is visible when comparing graphs (see Fig. 2 and 5).

По графикам (см. фиг. 5) и по сечению А-А трещины 7 в интервале пласта 2 (см. фиг. 6) видно, что пространственная ориентация трещины 7 гидроразрыва находится под углом 90° и 270° по отношению к нейтральной линии (N), от которой начинали поворот колонны труб 3 с геофизическим прибором 4. Такое свойство гадолиния, как поглощение нейтронов, позволяет с помощью импульсно-нейтронного каротажа определить места нахождения маркированного проппанта в интервале ГРП.According to the graphs (see Fig. 5) and along section AA of the crack 7 in the interval of the formation 2 (see Fig. 6), it is seen that the spatial orientation of the fracture 7 is at an angle of 90 ° and 270 ° with respect to the neutral line ( N), from which the rotation of the pipe string 3 with the geophysical instrument 4 began. Such a gadolinium property as neutron absorption allows using pulse-neutron logging to determine the location of the marked proppant in the hydraulic fracturing interval.

Повышается эффективность определения направления пространственной ориентации трещины гидроразрыва (что необходимо для учета взаимодействия скважин) за счет повышения точности замеров в интервале пласта и трещины путем определения времени жизни нейтронов и исключения расчетов разности амплитуд, а это позволяет определить направление максимального напряжения σmax (см. фиг. 6) и более эффективно осуществлять подбор скважин для ГРП. При выполнении предлагаемого способа упрощается технология реализации, так как исключается необходимость возбуждения вблизи устья скважины поперечной сейсмической волны, а также дополнительной регистрации колебаний в соседних скважинах.The efficiency of determining the direction of the spatial orientation of the hydraulic fracture (which is necessary to take into account the interaction of the wells) is increased by increasing the accuracy of measurements in the interval of the formation and the crack by determining the neutron lifetime and eliminating the calculation of the amplitude difference, and this allows you to determine the direction of the maximum stress σ max (see Fig. 6) and more efficiently select wells for hydraulic fracturing. When performing the proposed method, the implementation technology is simplified, since the need for excitation of a transverse seismic wave near the wellhead and also additional recording of vibrations in neighboring wells is eliminated.

В предлагаемом способе измерения проводятся один раз перед проведением ГРП и один раз после проведения ГРП, в связи с чем сокращается продолжительность технологического процесса, связанная, как описано в прототипе, с многократными повторениями возбуждения волны и измерения амплитуды волнового поля n раз до момента n⋅α>180°, что снижает трудозатраты на реализацию способа.In the proposed method, the measurements are carried out once before the hydraulic fracturing and once after the hydraulic fracturing, which reduces the duration of the process associated, as described in the prototype, with multiple repetitions of the excitation of the wave and measuring the amplitude of the wave field n times until n⋅α > 180 °, which reduces the labor costs for the implementation of the method.

Предлагаемый способ позволяет:The proposed method allows you to:

- упростить технологию определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва;- simplify the technology for determining the spatial orientation of the fracture;

- повысить надежность и эффективность определения направления пространственной ориентации трещины;- increase the reliability and efficiency of determining the direction of the spatial orientation of the crack;

- сократить продолжительность процесса реализации способа.- reduce the duration of the process of implementing the method.

Claims (1)

Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва, включающий проведение гидроразрыва пласта - ГРП с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП, отличающийся тем, что перед проведением ГРП в скважину в интервал пласта, подлежащего гидроразрыву, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта, извлекают колонну труб с геофизическим прибором из скважины, производят ГРП с образованием и креплением трещины разрыва проппантом, причем в процессе крепления трещины проппант закачивают двумя порциями, первой порцией закачивают проппант в 4/5 части от его общей массы, а второй порцией закачивают маркированный проппант, содержащий 0,4% мас. гадолиния (Gd64 157,25) в 1/5 части от общей массы проппанта, при этом фракции проппанта одинаковы в обеих порциях, по окончании крепления трещины стравливают давление из скважины и промывают забой скважины от излишков маркированного проппанта, извлекают колонну труб с пакером из скважины, в скважину в интервал пласта с трещиной, закрепленной в призабойной зоне маркированным проппантом, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта и трещины разрыва и определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва.A method for determining the spatial orientation of a hydraulic fracture, including hydraulic fracturing — hydraulic fracturing with the formation of a hydraulic fracture and determining the spatial orientation of the hydraulic fracture after hydraulic fracturing, characterized in that a geophysical instrument is lowered onto the pipe string before conducting hydraulic fracturing into the well in the interval of the formation to be fractured, by rotating the pipe string with a geophysical instrument through an angle of 360 °, pulse-neutron logging is performed by measuring the neutron-absorbing capacity of the rock Asta, remove the pipe string with the geophysical instrument from the well, perform hydraulic fracturing with the formation and fastening of the proppant fracture, and in the process of fixing the fracture, the proppant is pumped in two portions, the proppant is pumped in 4/5 of its total mass in the first portion, and the marked one is pumped in the second proppant containing 0.4% wt. gadolinium (Gd 64 157.25 ) in 1/5 of the total proppant mass, while the proppant fractions are the same in both portions; upon completion of the crack attachment, release pressure from the well and wash the bottom of the well from excess marked proppant, remove the pipe string with the packer from wells, into the well in the interval of the formation with a crack fixed in the bottomhole zone with a marked proppant, a geophysical device is lowered on the pipe string, pulse-neutron logging is performed by rotating the pipe string with the geophysical tool through an angle of 360 ° by replacing a neutron-absorbing ability of the reservoir rock and the crack and the gap determine the spatial orientation of hydraulic fracture.
RU2016116352A 2016-04-26 2016-04-26 Method for determining three-dimensional orientation of hydraulic fractures RU2626502C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016116352A RU2626502C1 (en) 2016-04-26 2016-04-26 Method for determining three-dimensional orientation of hydraulic fractures

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016116352A RU2626502C1 (en) 2016-04-26 2016-04-26 Method for determining three-dimensional orientation of hydraulic fractures

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2626502C1 true RU2626502C1 (en) 2017-07-28

Family

ID=59632301

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016116352A RU2626502C1 (en) 2016-04-26 2016-04-26 Method for determining three-dimensional orientation of hydraulic fractures

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2626502C1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2667248C1 (en) * 2017-10-12 2018-09-18 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for determining spatial orientation of fracture of hydraulic fracturing in horizontal wellbore
CN108798786A (en) * 2018-07-17 2018-11-13 中国矿业大学(北京) A kind of neutron radiation monitoring method for early warning of underground coal Instability of Rock Body dynamic disaster
CN109827848A (en) * 2019-03-20 2019-05-31 中国矿业大学 A kind of oil and gas reservoir pressure-break extended simulation dynamic monitoring system and method
RU2695411C1 (en) * 2018-08-24 2019-07-23 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Method for determining geometry of fractures during formation hydraulic fracturing (hff)
RU2722431C1 (en) * 2019-12-11 2020-05-29 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of determining orientation of natural jointing of rock
RU2790471C1 (en) * 2022-06-21 2023-02-21 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук ИГД СО РАН Method for determining the spatial position and geometric parameters of a hydraulic fracture

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2374438C2 (en) * 2007-12-21 2009-11-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method to controll crack development hydraulic fracturing and it's geometry
RU2383733C2 (en) * 2004-10-04 2010-03-10 Хексион Спешелти Кемикалс, Инк. Method of estimation of rupture geometry; compositions and items used for this purpose
US20110257948A1 (en) * 2006-08-09 2011-10-20 Hexion Specialty Chemicals, Inc. Method and tool for determination of fracture geometry in subterranean formations based on in-situ neutron activation analysis
RU2461026C1 (en) * 2011-05-31 2012-09-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method of determining geometric characteristics of hydraulic fracture cracks

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2383733C2 (en) * 2004-10-04 2010-03-10 Хексион Спешелти Кемикалс, Инк. Method of estimation of rupture geometry; compositions and items used for this purpose
US20110257948A1 (en) * 2006-08-09 2011-10-20 Hexion Specialty Chemicals, Inc. Method and tool for determination of fracture geometry in subterranean formations based on in-situ neutron activation analysis
RU2374438C2 (en) * 2007-12-21 2009-11-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method to controll crack development hydraulic fracturing and it's geometry
RU2483210C2 (en) * 2008-11-11 2013-05-27 Моументив Спешелти Кемикалс Инк. Method for determining geometry of underground formation fracture (versions), and simulation method of geometrical parameters of underground formation fracture
RU2461026C1 (en) * 2011-05-31 2012-09-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method of determining geometric characteristics of hydraulic fracture cracks

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2667248C1 (en) * 2017-10-12 2018-09-18 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for determining spatial orientation of fracture of hydraulic fracturing in horizontal wellbore
CN108798786A (en) * 2018-07-17 2018-11-13 中国矿业大学(北京) A kind of neutron radiation monitoring method for early warning of underground coal Instability of Rock Body dynamic disaster
RU2695411C1 (en) * 2018-08-24 2019-07-23 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Method for determining geometry of fractures during formation hydraulic fracturing (hff)
CN109827848A (en) * 2019-03-20 2019-05-31 中国矿业大学 A kind of oil and gas reservoir pressure-break extended simulation dynamic monitoring system and method
RU2722431C1 (en) * 2019-12-11 2020-05-29 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of determining orientation of natural jointing of rock
RU2790471C1 (en) * 2022-06-21 2023-02-21 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук ИГД СО РАН Method for determining the spatial position and geometric parameters of a hydraulic fracture

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2626502C1 (en) Method for determining three-dimensional orientation of hydraulic fractures
US10253598B2 (en) Diagnostic lateral wellbores and methods of use
US9670770B2 (en) Fracture evaluation through cased boreholes
US9347313B2 (en) Hydraulic fracture monitoring using active seismic sources with receivers in the treatment well
US9194967B2 (en) Tomographic imaging of fracture-fault permeability zones during drilling operations
US20180283153A1 (en) Methods and materials for evaluating and improving the production of geo-specific shale reservoirs
US9885795B2 (en) Acoustic wave imaging of formations
Juhlin et al. Storage of nuclear waste in very deep boreholes: Feasibility study and assessment of economic potential. Pt. 1 and 2
CN106032750B (en) Geological logging instrument based on drilling energy spectrum
Zhou et al. Seeing coal‐seam top ahead of the drill bit through seismic‐while‐drilling
Eyinla et al. Optimization of hydraulic fracture monitoring approach: A perspective on integrated fiber optics and sonic tools
Chatterjee et al. Review on drilling-induced fractures in drill cores
RU2390805C1 (en) Method of control of geometric and hydro-dynamic parametres of frac job
Vij et al. LWD as the absolute formation evaluation technology: present-day capabilities, limitations, and future developments of LWD technology
RU2667248C1 (en) Method for determining spatial orientation of fracture of hydraulic fracturing in horizontal wellbore
Kiguchi et al. Estimating the permeability of the Nojima Fault Zone by a hydrophone vertical seismic profiling experiment
Davis et al. Monitoring hydraulic fracturing complexity and containment with time-lapse, multi-component and microseismic data, Pouce Coupe, Alberta
US20210222546A1 (en) Method For Evaluating Hydraulic Fracturing
Fitz-Patrick et al. A Comprehensive Fracture Diagnostics Experiment: Part 1—An Overview
Choens et al. Acoustic emission during borehole breakout
Zang et al. Impact of Injection Style on the Evolution of Fluid-Induced Seismicity and Permeability in Rock Mass at 410 m Depth in Äspö Hard Rock Laboratory, Sweden
Aamri et al. Real-Time Data Harvesting: A Confirmation of Fracture Geometry Development and Production Using Fiber Optic in Deep Tight Gas Wells
CA2406794C (en) Methods for improving oil production
Green et al. Active seismics to determine reservoir characteristics of a hot dry rock geothermal system
Papandrea* et al. Optimizing Well Performance in Challenging Times