RU2649195C1 - Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2649195C1 RU2649195C1 RU2017102005A RU2017102005A RU2649195C1 RU 2649195 C1 RU2649195 C1 RU 2649195C1 RU 2017102005 A RU2017102005 A RU 2017102005A RU 2017102005 A RU2017102005 A RU 2017102005A RU 2649195 C1 RU2649195 C1 RU 2649195C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fracture
- parameters
- interval
- placement
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 13
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 229910052704 radon Inorganic materials 0.000 description 4
- SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N radon atom Chemical compound [Rn] SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 3
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000002224 dissection Methods 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
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
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено в гидроразрыве пласта при одновременном контроле геометрических и гидродинамических параметров трещины в реальном времени. Способ включает измерение распределенных температуры и давления в скважине с последующим вычислением по ним геометрических параметров трещины. При этом дополнительно одновременно производят измерение механических деформаций обсадной колонны скважины с помощью тензодатчиков, размещенных на наружной поверхности обсадной колонны скважины в заданном порядке в пределах интервала перфорации, и мониторинг сейсмических событий посредством приемников, размещенных выше и ниже интервала перфорации. Благодаря проводимому в реальном времени параллельному мониторингу распределенных физических параметров скважины и сейсмических событий вокруг нее, заявляемый способ позволяет определять азимут, длину, ширину раскрытия трещины, высоту (интервал раскрытия) трещины в реальном времени при выполнении гидродинамического воздействия на проницаемый коллектор, что, в совокупности с геомеханической моделью развития трещины, позволяет оптимальным образом уточнить режимы закачки с целью достижения целевых параметров трещины ГРП. Технический результат заключается в обеспечении возможности определения с высокой точностью геометрических параметров трещины, а именно азимута, длины, средней ширины раскрытия, высоты (интервала раскрытия) непосредственно в процессе ГРП. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к области выполнения работ по интенсификации притока в нефтегазовой скважине с помощью гидроразрыва пласта при одновременном контроле геометрических и гидродинамических параметров трещины в реальном времени.
Гидроразрыв пласта является эффективным способом интенсификации притока нефтегазовых скважин, однако геологические факторы накладывают определенные ограничения на предельную эффективность трещины, при достижении которой необходимо прекратить закачку и остановить рост трещины. К данным факторам относятся:
- преобладающий рост трещины не по горизонтали в пределах целевого горизонта, а по вертикали, что особенно опасно приобщением соседних водоносных горизонтов или прорывом к флюидальным контактам;
- достижение предельной гидравлической эффективности, после которой дальнейший рост трещины не приведет к повышению продуктивности скважины, однако будет сопряжен с расходом реагентов.
Поскольку детальное моделирование роста трещины затруднено неопределенностями в геологическом строении среды и знании ее физических характеристик, то необходим такой способ гидроразрыва, при котором одновременно с закачкой регентов осуществлялся бы мониторинг геометрических параметров трещины, таких как азимут распространения, длина, высота, ширина раскрытия.
Известны способы контроля процесса гидроразрыва пласта (см. патенты RU: №2319177, МПК G01V1/00, опубликован 10.03.2008 г.; 2461026, МПК E21B47/14, опубликован 10.09.2012 г.; 2550770, МПК E21B47/14, опубликован 10.05.2015 г.; 2507396, МПК E21B47/14, опубликован 20.02.2014 г.; 2455665, МПК E21B47/14, опубликован 10.07.2012 г.), которые основаны на записи и интерпретации сейсмических событий как до, так в процессе, и после гидроразрыва пласта, тем самым вычисляют координаты источников сейсмических колебаний, выделяют пространственные зоны микросейсмической активности, определяют размеры и направление развития поверхностей трещиноватости и обеспечивают контроль процесса гидроразрыва пласта.
Перечисленные способы позволяют визуализировать трещину гидроразрыва по сейсмическим событиям, приуроченным в основном к кончику трещины, где сейсмическая активность наиболее интенсивна, что позволяет определить длину трещины и азимут распространения. Однако способ практически не дает информации ни о высоте, ни о ширине раскрытия трещины гидроразрыва.
Кроме того, способ накладывает ограничения на ландшафт местности, поскольку требуется площадная съемка на дневной поверхности, и также на степень расчлененности геологической формации (при сильной расчлененности размывается акустическая картина). Применение в реальном времени в процессе гидроразрыва ограничивается скоростью обработки сейсмической информации, и, как правило, не достижимо на практике.
Известен способ контроля развития трещины гидроразрыва пласта и ее геометрии (см. патент № RU 2374438, МПК E21B43/26, опубликован 27.11.2009 г.), включающий нагнетание в ствол одной из скважин проводящей жидкости гидроразрыва и измерение параметров электромагнитного поля и/или акустических сигналов, возникающих в результате приложения импульсов напряжения к жидкости гидроразрыва, и определяют координаты кончика трещины.
Данный способ позволяет наблюдать распространение трещины в процессе гидроразрыва пласта по изменению местоположения кончика трещины, тем самым фиксировать длину и азимут распространения трещины, однако не позволяет судить ни о высоте, ни о ширине раскрытия трещины. Преимуществом является отсутствие ограничений на ландшафт местности, и расчлененность геологической формации. Недостатком способа является требование на контраст электрического сопротивления между жидкостью и породами целевого горизонта, что проблематично в низкоомных коллекторах, и накладывает серьезные ограничения на составы жидкостей, а также необходимость электрической изоляции скважинного оборудования для проведения замеров.
Известен способ контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта (см. патент № RU 2390805, МПК G01V5/12, опубликован 27.05.2010 г.), включающий поверхностную радоновую съемку, замер гамма-активности, радоновые индикаторные исследования, для получения таких гидродинамических характеристик пласта, как проницаемость и профиль приемистости, проводят замер гамма-активности, осуществляют гидроразрыв пласта, повторяют радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности, полученные данные сопоставляют и устанавливают азимутальное расположение трещин гидроразрыва, а также проницаемость и профиль приемистости пласта.
Данный способ позволяет наблюдать только за азимутальным распространением трещины гидроразрыва и не позволяет судить о прочих параметрах, таких как высота, длина и ширина раскрытия. Способ не накладывает каких-либо ограничений на расчлененность геологической формации, однако, поскольку связан с проведением площадной съемки на дневной поверхности, то это накладывает ограничения на ландшафт местности. Кроме того, способ основан на сравнении съемок до и после гидроразрыва, и поэтому не годится для наблюдения в реальном времени в процессе гидроразрыва.
Известен способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта (см. патент № RU 2324810, МПК E21B43/26, опубликован 20.05.2008 г.), при котором предварительно создают численную модель вытеснения жидкости гидроразрыва из трещины и из зоны фильтрата пластовым флюидом с целью расчета изменения содержания жидкости разрыва в общей добыче во время пуска скважины в эксплуатацию после гидроразрыва, а затем сравнивают результаты измерений с модельными расчетами и определяют длину трещины на основе обеспечения наилучшего совпадения результатов измерений и модельных расчетов.
Данный способ позволяет определять только длину трещины гидроразрыва, и не позволяет судить об остальных параметрах, таких как высота, ширина раскрытия и азимут распространения по раздельности. Преимуществами способа являются возможность работы при любых типах ландшафта местности и любой расчлененности геологической формации. Однако способ не дает информацию в реальном времени в процессе гидроразрыва, поскольку основан на наблюдениях за скважиной после гидроразрыва.
Наиболее близким к заявляемому является взятый в качестве прототипа способ контроля распределённых геолого-технологических параметров нефтегазовых скважин (см.: Рязанцев А.Э., Черемисин А. Н., Торопецкий К.В., Внутрискважинный мониторинг в концепции «умной» скважины, Вестник ЦКР Роснедра. 2014. №1, с. 2 – 6), включающий измерение ее физических характеристик с помощью опущенных в скважину геофизических приборов и вычисление по ним геолого-технологических параметров скважины, причем измерения производят в реальном времени в локально выбранных точках и/или вдоль выбранных участков скважины измерения физических характеристик скважины. При этом в качестве физических характеристик скважины выбирают температуру флюида и/или дебит флюида, и/или давление флюида, и/или характеристики акустического шума скважины, и/или компонентный состав флюида.
К недостаткам данного способа можно отнести невозможность определения азимута трещины в реальном времени с начала формирования, а также низкую точность определения геометрических параметров трещины ГРП.
Задачей настоящего изобретения является повышение точности определения геометрических параметров трещины в режиме «он-лайн».
Техническим результатом изобретения является возможность определения с высокой точностью большего количества геометрических параметров трещины, а именно азимута, длины, средней ширины раскрытия, высоты (интервала раскрытия) непосредственно в процессе ГРП.
Технический результат достигается тем, что в способе определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине, включающем измерение распределенных температуры и давления в скважине с последующим вычислением по ним геометрических параметров трещины, дополнительно одновременно производят измерение механических деформаций обсадной колонны скважины с помощью тензодатчиков, размещенных на наружной поверхности обсадной колонны скважины в заданном порядке в пределах интервала перфорации, и мониторинг сейсмических событий посредством приемников, размещенных выше и ниже интервала перфорации.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков поперечных микродеформаций возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков продольных микродеформаций возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков главных радиусов кривизны поверхности возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков расстояний от обсадной колонны до стенок скважины возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.
В качестве заданного порядка размещения всех типов тензодатчиков возможно их азимутальное распределение с заданным шагом со смещением по спирали относительно центральной оси скважины в пределах интервала перфорации.
В качестве заданного порядка размещения сейсмоприемников возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях выше и ниже интервала перфорации.
Заявляемое изобретение поясняется чертежами, в которых на фиг.1 представлена принципиальная схема системы скважинного мониторинга параметров трещины гидроразрыва пласта (ГРП), с помощью которой возможно осуществление заявляемого способа, на фиг. 2 - схема возможного размещения датчиков в такой системе.
Система скважинного мониторинга содержит скважину 1, установленную в ней обсадную колонну 2, размещенные на ней муфты 3 с тензодатчиками 4, АЦП 5, блоками 6 передачи данных и блоками 7 питания, заколонную цементную стяжку 8, перфорацию 9 ствола, датчики 10 температуры и давления, сейсмоприемники 11.
Определение параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине производят в следующем порядке.
Сначала производят работы по подготовке скважины к измерениям. Для этого в пробуренную скважину 1 опускают обсадную колонну 2 с размещенными в ней датчиками 10 температуры и давления, а также с предварительно установленными на ее наружной поверхности в заданном порядке муфтами 3 с тензодатчиками 4, АЦП 5, блоками 6 и 7 передачи данных и автономного питания, соответственно, и сейсмоприемниками 11. Пространство между породой и обсадной колонной 2 заливают цементом с образованием стяжки 8. Производят перфорацию 9 ствола обсадной колонны 2 насквозь (через обсадку и цементный камень).
Далее в скважину 1 под давлением начинают закачивать жидкость и одновременно в режиме «он-лайн» регистрировать показания с датчиков 10 (температуру, давление в различных точках внутри скважины 1), механические деформации обсадной колонны 2 и/или околоскважинного пространства с тензодатчиков 4 и сейсмические волны в районе скважины с сейсмоприемников 11. Регистрация показаний с датчиков 10, 4 и 11 преобразуется АЦП 5 и через блоки 6 передачи данных поступает в комплекс обработки в течение всего времени до момента гидроразрыва околоскважинного пространства (открытия трещины ГРП) и далее до момента стабилизации геометрических размеров трещины ГРП. При этом наличие блоков 7 автономного питания обеспечивает возможность работы погружных элементов системы без их подключения к внешним источникам.
Предложенная система скважинного мониторинга параметров трещины ГРП предполагает разработку специального прибора, выполненного в виде трубы-переводника, размещаемого в верхней части хвостовика в процессе его сборки и спуска в скважину. Важными функциями прибора является сбор, обработка и хранение информации от системы датчиков, расположенных на поверхности хвостовика по всей его длине, обеспечение автономного питания всей системы. Передача информации на дневную поверхность с помощью канала связи, основанного на модуляции длины заземляющего электрода и подачи в цепь квазипостоянного тока с дневной поверхности.
В качестве измерительной системы малой информативности предлагается использовать накладные приборы для измерения механических напряжений на поверхности трубы хвостовика, температуры и давления в затрубье. Этой информации, согласно нашим исследованиям достаточно для определения геометрических характеристик трещины в окрестности скважины. Это - вертикальное распространение трещины, азимут ее плоскости и амплитуду раскрытия.
Эти параметры могут передаваться на поверхность практически в режиме реального времени в процессе ГРП и могут быть использованы в процессе выполнения ГРП для корректировки процесса.
В качестве важной информационной составляющей для определения длины трещины гидроразрыва пласта предлагается использовать приборы для регистрации микросейсмических событий на основе трехкомпонентных акселерометров, расположенных вдоль трубы хвостовика на его внешней поверхности выше и ниже интервала перфорации.
Микросейсмическое картирование основано на фиксировании микросейсмических событий, возникающих в околоскважинном пространстве непосредственно при росте трещины гидроразрыва пласта, когда в среде возникают перераспределения напряжений с высвобождением упругой энергии в виде упругих колебаний среды.
Комплекс трехкомпонентных сейсмоприемников размещается на глубине вблизи трещины ГРП, позволяет зарегистрировать продольные (первичные или P-волны) и поперечные (вторичные или S-волны) волны и рассчитать местоположение сейсмического события. Положение каждого отдельного микросейсмического события определяется по времени вступления продольных и поперечных волн (которые позволяют определить расстояние и абсолютную отметку), а также движению частиц в продольной волне (определяется азимут и абсолютная отметка сейсмического события относительно комплекса сейсмоприемников). Для того чтобы использовать информацию о движении частиц, необходимо определить ориентацию приемника, что обычно достигается с помощью мониторинга взрывов при перфорации скважин или других сейсмических источников в данной или соседней скважине, т.е. откалибровать скоростную модель среды.
Для микросейсмического картирования были использованы микро электро-механические (MEMS) цифровые акселерометры с 24-разрядным выходом при дискретизации не хуже 0.25 мс, что позволяет регистрировать акустические сигналы в диапазоне частот 0–2000 Гц с динамическим диапазоном 150 дБ. Для непрерывности прослеживания сигнала шаг расстановки сейсмический приемников не должен превосходить нескольких длин волны, при частоте 2000 Гц и скорости 3000 м/с это составляет 3–5 м. Для обеспечения необходимой точности определения удаления источника при неизвестном времени возбуждения сигнала необходима апертура, в 2 раза превышающая удаление источника, т.е. не менее 200 м.
Узел автономного питания необходим на случай сбоя питания с поверхности, в этот момент могут быть получены и записаны весьма ценные данные. В настоящее время существуют высокотемпературные Li-SoCl2 батареи с рабочей температурой до 150/165/200°С и емкостью до 800/70/15 Вт⋅ч, соответственно (например, EEMB Battery или Saft). При температурах до 120°С годятся NiMh батареи, обладающие типовыми емкостями до 100 Вт ч. Существуют высокотемпературные микросхемы EEPROM емкостью 32 Мбит и рабочей температурой до 210°С (например, TI SM28VLT32-HT c интерфейсом SPI), или 64 Мбит с рабочей температурой до 150°С.
Оснащение скважины измерительной системой производится на этапе строительства скважины. Размещение датчиков и электроники в кольцевом пространстве между хвостовиком и стенкой скважины, которое заполняется цементом.
Во время проведения ГРП данные (температура, давление, микродеформации, сейсмические события) по бронированному кабелю поступают в модуль сбора и передачи данных и передаются на поверхность в режиме реального времени, где обрабатываются с помощью специального ПО и выводятся на экран в виде трафиков. Анализируя графики (либо с помощью специального программного комплекса), мы можем получить вертикальное распространение трещины, азимут ее плоскости и максимальное раскрытие.
Благодаря проводимому в реальном времени параллельному мониторингу распределенных физических параметров скважины и сейсмических событий вокруг ее, заявляемый способ позволяет определять азимут, длину, ширину раскрытия трещины, высоту (интервал раскрытия) трещины в реальном времени при выполнении гидродинамического воздействия на проницаемый коллектор, что, в совокупности с геомеханической моделью развития трещины, позволяет оптимальным образом уточнить режимы закачки с целью достижения целевых параметров трещины ГРП.
Claims (7)
1. Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта, включающий измерение распределенных температуры и давления в скважине и вычисление по ним геометрических параметров трещины, отличающийся тем, что дополнительно одновременно производят измерение механических деформаций обсадной колонны скважины с помощью тензодатчиков, размещенных на наружной поверхности обсадной колонны скважины в заданном порядке в пределах интервала перфорации, и мониторинг сейсмических событий посредством приемников, размещенных выше и ниже интервала перфорации.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков поперечных микродеформаций используют их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков продольных микродеформаций используют их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков главных радиусов кривизны используют их азимутальное распределение с заданным шагом поверхности в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения тензодатчиков расстояний от обсадной колонны до стенок скважины используют их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения всех типов тензодатчиков используют их азимутальное распределение с заданным шагом со смещением по спирали относительно центральной оси скважины в пределах интервала перфорации.
7. Способ по пп.1-6, отличающийся тем, что в качестве заданного порядка размещения сейсмоприемников используют их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях выше и ниже интервала перфорации.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017102005A RU2649195C1 (ru) | 2017-01-23 | 2017-01-23 | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017102005A RU2649195C1 (ru) | 2017-01-23 | 2017-01-23 | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2649195C1 true RU2649195C1 (ru) | 2018-03-30 |
Family
ID=61867303
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017102005A RU2649195C1 (ru) | 2017-01-23 | 2017-01-23 | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2649195C1 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020117085A1 (en) * | 2018-12-06 | 2020-06-11 | Schlumberger Canada Limited | A method for multilayer hydraulic fracturing treatment with real-time adjusting |
| RU2741888C1 (ru) * | 2020-02-03 | 2021-01-29 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оценки параметров трещин гидроразрыва пласта для горизонтальной скважины |
| CN114165204A (zh) * | 2021-11-12 | 2022-03-11 | 中国石油大学(华东) | 一种储层条件下水力压裂缝网演化过程的实时可视化监测实验装置和方法 |
| RU2773015C1 (ru) * | 2021-04-20 | 2022-05-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Компьютерно-реализуемая система прогнозирования зон с повышенным содержанием трещин в массиве горных пород и расчета объемной и сдвиговой деформации |
| CN115126459A (zh) * | 2021-03-26 | 2022-09-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水力裂缝高度的处理方法和装置 |
| CN117468908A (zh) * | 2023-12-04 | 2024-01-30 | 东北石油大学 | 一种用于中低渗透储集层的压驱提高采收率新方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA009704B1 (ru) * | 2004-05-28 | 2008-02-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способы применения волоконной оптики в гибких насосно-компрессорных трубах ( нкт ) |
| RU2324810C2 (ru) * | 2006-05-31 | 2008-05-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта |
| RU2374440C2 (ru) * | 2004-07-08 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система датчиков |
| WO2011145985A1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-24 | Schlumberger Canada Limited | A method of real time diagnostic of fracture operations with combination of tube waves and microseismic monitoring. |
| RU2564040C2 (ru) * | 2010-07-19 | 2015-09-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Связь через защитную оболочку линии |
| RU2599914C1 (ru) * | 2012-10-05 | 2016-10-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Анализ стратиграфии трещин |
-
2017
- 2017-01-23 RU RU2017102005A patent/RU2649195C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA009704B1 (ru) * | 2004-05-28 | 2008-02-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способы применения волоконной оптики в гибких насосно-компрессорных трубах ( нкт ) |
| RU2374440C2 (ru) * | 2004-07-08 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система датчиков |
| RU2324810C2 (ru) * | 2006-05-31 | 2008-05-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта |
| WO2011145985A1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-24 | Schlumberger Canada Limited | A method of real time diagnostic of fracture operations with combination of tube waves and microseismic monitoring. |
| RU2564040C2 (ru) * | 2010-07-19 | 2015-09-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Связь через защитную оболочку линии |
| RU2599914C1 (ru) * | 2012-10-05 | 2016-10-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Анализ стратиграфии трещин |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЧЕРЕМИСИН А.Н. и др. Внутрискважинный мониторинг в концепции "умной" скважины // Вестник ЦКР Роснедра, 1/2014, С.2-6. * |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020117085A1 (en) * | 2018-12-06 | 2020-06-11 | Schlumberger Canada Limited | A method for multilayer hydraulic fracturing treatment with real-time adjusting |
| US11753918B2 (en) | 2018-12-06 | 2023-09-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method for multilayer hydraulic fracturing treatment with real-time adjusting |
| RU2741888C1 (ru) * | 2020-02-03 | 2021-01-29 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оценки параметров трещин гидроразрыва пласта для горизонтальной скважины |
| CN115126459A (zh) * | 2021-03-26 | 2022-09-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水力裂缝高度的处理方法和装置 |
| CN115126459B (zh) * | 2021-03-26 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水力裂缝高度的处理方法和装置 |
| RU2773015C1 (ru) * | 2021-04-20 | 2022-05-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Компьютерно-реализуемая система прогнозирования зон с повышенным содержанием трещин в массиве горных пород и расчета объемной и сдвиговой деформации |
| CN114165204A (zh) * | 2021-11-12 | 2022-03-11 | 中国石油大学(华东) | 一种储层条件下水力压裂缝网演化过程的实时可视化监测实验装置和方法 |
| CN114165204B (zh) * | 2021-11-12 | 2023-08-25 | 中国石油大学(华东) | 一种储层条件下水力压裂缝网演化过程的实时可视化监测实验装置和方法 |
| RU2786303C1 (ru) * | 2022-07-01 | 2022-12-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Технологические партнерства" (ООО "Газпромнефть-Технологические партнерства") | Способ определения геометрии трещин ГРП с учетом разделения и взаимодействия потоков жидкости ГРП между трещинами |
| RU2796265C1 (ru) * | 2022-11-07 | 2023-05-19 | Дмитрий Викторович Бадажков | Способ определения зон развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта |
| CN117468908A (zh) * | 2023-12-04 | 2024-01-30 | 东北石油大学 | 一种用于中低渗透储集层的压驱提高采收率新方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2649195C1 (ru) | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта | |
| CN112780256B (zh) | 基于分布式光纤传感的水平井微地震监测***及监测方法 | |
| CN107387166B (zh) | 回采工作面煤层底板破坏深度实时监测预警***及方法 | |
| US7782709B2 (en) | Multi-physics inversion processing to predict pore pressure ahead of the drill bit | |
| WO2023010774A1 (zh) | 页岩油气光纤智能地球物理数据采集***及采集方法 | |
| CN107861157B (zh) | 一种地下水封洞库运营期微震监测方法 | |
| CN112647936B (zh) | 基于分布式光纤传感的优化油藏开发数据采集***及方法 | |
| CN107479098B (zh) | 一种水力压裂过程中同井微地震监测工艺 | |
| CN104215934B (zh) | 一种利用井口检波器进行水力压裂微地震监测的方法 | |
| US9903972B2 (en) | Seismic cable, system and method for acquiring information about seismic, microseismic and mechanical vibration incidents in a well | |
| CN110795878A (zh) | 一种隧道涌水量预测方法 | |
| CN102879805A (zh) | 一种基于钻孔与地面相结合的地震波空间探测方法 | |
| AU2014407527B2 (en) | Integrating vertical seismic profile data for microseismic anisotropy velocity analysis | |
| CN113847019A (zh) | 基于光纤传感的地震地质工程一体化数据采集***及方法 | |
| CN108957548B (zh) | 一种多波多分量联合观测地震页岩气富集区预测方法 | |
| CN108226995A (zh) | 一种主动源微震监测装置及方法 | |
| CN105719433A (zh) | 一种基于孔内地震波的超前预报方法 | |
| CN111852566A (zh) | 煤矿井下水力压裂裂缝扩展规律的微震监测方法 | |
| CN107179555B (zh) | 随钻地震钻头震源侧帮地质构造探测方法 | |
| CN107515430B (zh) | 一种地震法探测盐湖卤水的方法 | |
| Hickman et al. | Structure and properties of the San Andreas Fault in central California: Recent results from the SAFOD experiment | |
| WO2017116261A1 (ru) | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине | |
| CN101100940A (zh) | 一种阵列化声信号检测***及其工程应用 | |
| US9134456B2 (en) | Electrical methods seismic interface box | |
| CN103630938A (zh) | 以潜孔锤锤头为震源的井地地震成像***及成像方法 |