Спектральная идентификация проппанта в зонах разрывов подземных пластов
Изобретение относится к операциям гидроразрыва, в частности к средствам идентификации трещи. Техническим результатом является упрощение, снижение трудозатрат на проведение операций в скважине и повышение безопасности и эффективности исследований. Предложен способ каротажа скважины, проходящей через подземный пласт, включающий осуществление по меньшей мере одной операции каротажа на отрезке скважины, причем в процессе каждой такой операции в скважине перемещают каротажный прибор, содержащий источник излучения нейтронов и по меньшей мере один детектор, измеряющий гамма-излучение захвата тепловых нейтронов, с получением спектров энергии захватного гамма-излучения, зависящих от продольного положения прибора в скважине. При этом используют указанные спектры энергии захватного гамма-излучения, полученные в результате по меньшей мере одной операции каротажа, для определения присутствия проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, в пласте и/или в зоне скважины. Причем указанное использование включает различение захватного гамма-излучения, исходящего из проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, и захватного гамма-излучения, возникающего в результате реакций тепловых нейтронов с другими составляющими компонентами пласта и скважины. При этом указанное различение включает вычитание эталонных спектров отдельных элементов, аппроксимацию с использованием способа наименьших квадратов или другие способы обработки/деконволюции спектров для отграничения захватного гамма-излучения, исходящего из материала с большой величиной сечения захвата, содержащегося в проппанте, от захватного гамма-излучения, исходящего из других элементов/материалов, присутствующих в пласте и в зоне скважины. Причем указанное определение на стадии использования включает идентификацию отрезков в скважине, в которых обнаружено захватное гамма-излучение, исходящее из материала с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 27 ил., 8 табл.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение относится к операциям гидроразрыва и, более конкретно, к способам идентификации трещин, сформированных при разрыве пласта, с использованием приборов нейтронного каротажа.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Для повышения эффективности добычи углеводородов из продуктивных пластов, и особенно из пластов с низкой пористостью и/или низкой проницаемостью, широко применяются технологии искусственного формирования трещин с помощью разрыва (гидроразрыва) продуктивного пласта. При выполнении традиционной операции гидроразрыва в скважину закачивают флюиды под высоким давлением, которые вызывают растрескивание породы пласта вокруг скважины, в результате чего образуются проходы, обеспечивающие высокую проницаемость, что способствует улучшению притока углеводородов из пласта в скважину. Такие операции гидроразрыва могут выполняться в горизонтальных, наклонных, а также в вертикальных скважинах, причем на любых интервалах необсаженных скважин, или на перфорированных интервалах обсаженных скважин.
Например, в вертикальных обсаженных скважинах флюиды, выходящие под высоким давлением через перфорации в обсадной колонне и окружающий слой цемента, вызывают растрескивание породы пласта, в результате чего формируются тонкие пластинчатые трещины, направленные по вертикали, в более глубокозалегающих пластах, в которых обычно находится нефть и газ. Эти искусственно созданные трещины обычно отходят вбок в окружающие пласты на достаточно большое расстояние от скважины и проходят по вертикали, пока не достигают пластов, находящихся выше/ниже интервала гидроразрыва, которые трудно поддаются разрыву. Направления максимального и минимального напряжений по горизонтали внутри пласта определяют азимутальное направление искусственно создаваемых трещин. Если флюид, закачиваемый в скважину, не содержит твердых частиц, которые могут оставаться в трещинах после снижения давления флюида, то трещины закрываются, в результате чего проницаемость породы пласта уменьшится.
Эти частицы составляют твердую фазу расклинивающего наполнителя (проппанта) и обычно представляют собой крупицы песка или керамические частицы, и флюид, используемый для подачи частиц в трещины пласта, обычно имеет достаточную вязкость, чтобы частицы проппанта хорошо захватывались флюидом и подавались в сформированные трещины. Перед выполнением гидроразрыва специальные материалы ("брейкеры"), закачиваемые в скважину вместе с флюидом для гидроразрыва, через некоторое время снижают вязкость флюида, так что флюид может быть удален из трещин, когда начинается добыча углеводорода, а частицы проппанта при этом остаются в созданных трещинах, не давая им закрываться, чтобы проницаемость породы пласта не снижалась.
Частицы проппанта могут также доставляться в созданные трещины в процессе гидроразрыва флюидом с низкой вязкостью, например, жидкостью на водной основе (водный гидроразрыв). В этом случае флюид для гидроразрыва представляет собой воду, содержащую небольшое количество полимера или другие добавки. Преимущество водного гидроразрыва заключается в меньшей стоимости используемого флюида. Кроме того, при использовании сшитых полимеров существенна эффективность разрушителей, поскольку при их низкой эффективности флюид не может быть удален в достаточной степени из трещины, в результате чего будет ограничиваться поток пластовых флюидов. В случае водного гидроразрыва флюид не имеет поперечных связей, и поэтому получаемый результат не зависит от эффективности разрушителей.
В качестве проппантов для гидроразрыва обычно используется частицы песка, частицы песка, покрытые смолой, и керамические частицы. Керамические проппанты обычно изготавливают из природных материалов, таких как каолиновые и бокситовые глины, и такие материалы обладают по сравнению с частицами песка (покрытыми смолой или без такого покрытия) рядом достоинств и преимуществ, которые обусловливаются высокой прочностью на сжатие керамических частиц и их формой, близкой к сферической.
Хотя искусственно созданные трещины представляют собой высокоэффективный инструмент добычи флюидов из коллекторов углеводородов, однако обычно возникает задача определения интервала, в котором фактически выполнен гидроразрыв. Возможно, в пределах заданного интервала гидроразрыва имеются зоны, в которых гидроразрыв оказался неэффективным, либо в связи с аномалиями пласта в этих зонах, либо из-за проблем внутри скважины, таких неэффективные или заблокированные перфорации. Также необходимо знать, проходят ли трещины по вертикали по всему заданному интервалу гидроразрыва, и не выходят ли в каких-то местах трещины по вертикали за пределы заданного интервала. В последнем случае, если трещина проходит в водоносную зону, в скважину может поступать вода, что крайне нежелательно. Во всех таких ситуациях знание расположения зон с трещинами и зон без трещин будет очень полезным для планирования корректирующих операций в этой скважине и/или для планирования будущих операций гидроразрыва в других скважинах.
Было разработано несколько способов определения интервалов, в которых гидроразрыв прошел успешно, и протяженности полученных трещин. Например, может использоваться акустический способ получения каротажных диаграмм. Способ акустического каротажа позволяет определить наличие трещин, поскольку трещины влияют на скорости и величины продольных и поперечных акустических волн, распространяющихся в пласте. Однако известные способы каротажа подвержены действию многих других параметров, таких как тип породы, пористость пласта, геометрия пор, скважинные условия и наличие в пласте природных трещин.
В другом известном способе акустического каротажа зон гидроразрыва используются измерения "потрескивания в трещинах", которое происходит при закрытии трещин после сброса давления гидроразрыва, причем измерения осуществляются акустическим датчиком, расположенным в скважине, сразу же после выполнения операции гидроразрыва. Этот способ дает лишь ограниченные результаты, поскольку: 1) возникают логистические и механические проблемы, связанные с необходимостью нахождения датчика в месте измерения в процессе выполнения гидроразрыва, потому что датчик должен быть включен сразу же после завершения операции гидроразрыва; и 2) в способе используются измерения звуков, возникающих при смыкании трещин, поэтому эффективно сформированные трещины, надлежащим образом расклиненные проппантом, предотвращающим их смыкание, в отличие от нерасклиненных трещин часто не издают звуковых сигналов достаточной силы, в результате чего могут быть получены недостоверные результаты.
Также для определения наличия подземных разрывов использовались расположенные на поверхности группы датчиков наклона. Эти датчики могут обнаруживать очень малые изменения контуров земной поверхности над пластом при его гидроразрыве, и эти изменения по группам датчиков могут быть расшифрованы для обнаружения интервалов гидроразрыва. Этот способ очень затратен, и у него нет разрешения по вертикали для определения зон, в которых произошел гидроразрыв, а в которых нет, и, кроме того, этот способ не обеспечивает определения прохождения фактического разрыва по вертикали за пределы заданного интервала.
Также для составления карты местонахождения и конфигурации разрыва использовались приборы микросейсмических исследований. В этом способе локализации разрыва пласта в соседней скважине переде выполнением разрыва устанавливают множество микросейсмических датчиков. В процессе выполнения операций гидроразрыва оборудование записывает микросейсмическую информацию, которая отражает картину гидроразрыва. Построив карту источников микросейсмических колебаний, можно оценить высоту и длину созданной зоны трещин. Однако этот способ затратен, и для его осуществления необходима поблизости расположенная скважина.
В других известных способах локализации гидроразрыва используется техника радиоактивного каротажа. В одном из таких способов использовались радиоактивные материалы, которые на месте проведения работ смешиваются с частицами проппанта и/или с жидкостью гидроразрыва перед закачиванием в скважину проппанта и/или жидкости гидроразрыва. После закачивания проппанта и/или жидкости гидроразрыва в скважине перемещают скважинный прибор для измерения и записи потока гамма-лучей, излучаемых радиоактивным материалом, имеющимся в скважине, и записанные данные обрабатываются для определения местонахождения трещин. В другом известном способе, использующем радиоактивные материалы, один или нескольких устойчивых изотопов закачиваются в скважину вместе с проппантом в жидкости гидроразрыва, причем такие изотопы могут активироваться (то есть, становятся радиоактивными) излучателем нейтронов каротажного прибора, опускаемого в скважину после распределения изотопов в зоне скважины и в трещинах пласта. Спектроскопический детектор гамма-лучей каротажного прибора измеряет и записывает поток гамма-лучей, испускаемых при распаде предварительно активированного изотопного маркера, по мере того, как прибор перемещается мимо активированного материала. Затем спектры гамма-излучения анализируются для определения активированных изотопов и, соответственно, зон гидроразрыва. Один или оба вышеуказанных способов, в которых используются радиоактивные материалы для составления карты гидроразрыва пласта, имеют несколько известных ограничений и недостатков, а именно:
1. Необходимость закачивания радиоактивного материала в скважину или возбуждения радиоактивности в скважине путем активации находящегося в ней ранее нерадиоактивного материала.
2. Необходимость использования спектроскопии гамма-излучения с высоким разрешением.
3. Недостаточные возможности в части глубинности исследуемой зоны гидроразрыва.
4. Возможные опасности, связанные с выносом на поверхность радиоактивного проппанта или флюида.
5. Потенциальная опасность радиоактивного заражения оборудования на площадке скважины.
6. Необходимость приготовления проппанта на площадке скважины, чтобы предотвратить нежелательное снижение радиоактивности материалов проппанта до выполнения каротажных операций.
7. Возможность накопления на поверхности радиоактивного материала, который не может быть использован в другой скважине.
8. Необходимость в специализированных каротажных приборах, использование которых связано с высокими затратами.
9. Очень низкие скорости перемещения каротажного прибора в скважине.
10. Необходимость использования сложных алгоритмов обработки полученных данных.
Как это понятно из вышеописанного, существует потребность в способах определения конфигурации и размеров трещин в пласте, которые по меньшей мере частично устраняют некоторые из вышеуказанных проблем, ограничений и недостатков, связанных с известными способами определения результатов гидроразрыва.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фигура 1 - общая схема оборудования для гидроразрыва, размещенного на площадке скважины.
Фигура 2 - общая схема выполнения каротажа подземного пласта, в котором имеются искусственно созданные трещины.
Фигуры 3A, 3B - виды в плане от оси Z геометрических схем "para" и "perp" расположения прибора относительно трещины.
Фигуры 4A-4F - графические результаты моделирования, полученные для трех детекторов, расположенных в разных местах (ближний, дальний и самый дальний детекторы) на приборе компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, причем графики показывают зависимость чувствительности интенсивности отсчетов нейтронов от ширины трещины и концентрации в проппанте карбида бора (B4C).
Фигуры 4G-4L - графики, аналогичные графикам, представленным на фигурах 4A-4F, однако вместо B4C в проппанте используется оксид гадолиния (Gd2O3) в качестве материала, имеющего большое поперечное сечение захвата.
Фигуры 5A, 5B - графики, иллюстрирующие глубинность измерения при использовании двух детекторов, расположенных в разных местах (ближний и дальний детекторы) на приборе компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа. На фигуре 5A представлены графики интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов в зависимости от радиального размера пласта, содержащего трещину (результаты моделирования). На фигуре 5B представлены графики интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов для прибора компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа в ориентации "para" при измерениях проппанта с активной добавкой, находящегося в объемных элементах трещины, расположенных снаружи скважины по обе стороны от обсадной колонны (результаты моделирования).
Фигуры 6A, 6B - графики, содержащие точки кривых спада гамма-излучения захвата тепловых нейтронов при использовании импульсного нейтронного генератора 14 МэВ (результаты моделирования). Графики фигур 6A, 6B приведены для детекторов, расположенных на трех разных расстояниях от источника, причем на фигуре 6A приведены данные кривых спада, когда проппанта, содержащего карбид бора, в трещинах нет, и на фигуре 6B приведены данные кривых спада, когда проппант, содержащий карбид бора, введен в трещины, вместе с расчетными компонентами спада для пласта и скважины, как форме уравнений, так и в форме графиков. Фигура 6C - аналогичные кривые спада для помеченного проппанта, находящегося не в трещинах пласта, а в затрубном пространстве скважины. На фигурах 6A-6C верхние кривые спада (наибольшая интенсивность отсчетов) и компоненты относятся к ближнему детектору, промежуточные данные спада относятся к дальнему детектору, и данные, содержащие наименьшую интенсивность отсчетов, относятся к самому дальнему детектору.
Фигуры 7A, 7B - каротажные диаграммы для идентификации проппанта в пласте и в зоне скважины. На фигуре 7A представлен пример каротажной диаграммы, полученной с использованием прибора компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа с тремя детекторами тепловых нейтронов (ближний, дальний и самый дальний детекторы, расположенные на постепенно увеличивающейся высоте над генератором нейтронов). Прибор импульсно-нейтронного каротажа с детектором гамма-излучения или с детектором тепловых нейтронов дает каротажную диаграмму, аналогичную диаграмме, представленной на фигуре 7B. В нормальных условиях получения каротажных данных прибор импульсно-нейтронного каротажа имеет по меньшей мере два детектора, ближний детектор и дальний детектор, и каждый детектор обеспечивает получение каротажной диаграммы.
На фигуре 8 представлен график функциональной зависимости интенсивности отсчетов тепловых нейтронов, измеренной одним детектором прибора компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, от водородного индекса подземных пластов, в которых нет трещин, в условиях, показанных на фигуре 3А. Также показана функциональная зависимость между теми же параметрами с проппантом, содержащим 1% карбида бора, в трещине шириной 1,0 см, сформированной в пласте в результате гидроразрыва.
На фигуре 9 представлен график функциональной зависимости отношения интенсивностей отсчетов тепловых нейтронов, измеренных двумя детекторами, расположенными на разном расстоянии в приборе компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, от водородного индекса подземных пластов, в которых нет трещин, в условиях, показанных на фигуре 3А. Также показана функциональная зависимость между теми же параметрами с проппантом, содержащим 1% карбида бора, в трещине шириной 1,0 см, сформированной в пласте в результате гидроразрыва.
Фигура 10 - график зависимости интенсивности отсчетов тепловых нейтронов, полученной ближним детектором, и отношения интенсивностей отсчетов тепловых нейтронов, полученных ближним и дальним детекторами, при концентрациях 0% и 1% карбида бора в проппанте. На этой фигуре также показан сдвиг величин интенсивностей отсчетов и отношений величин интенсивностей отсчетов, когда концентрация карбида бора увеличивается от 0% до 1% в диапазоне пористостей пласта (водородного индекса), как показано на этой фигуре.
Фигура 11 - общая схема способа спектральной идентификации проппанта в подземном пласте.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способы, раскрытые в настоящем описании, обеспечивают большую глубину исследований по сравнению с известными способами, использующими нейтронную активацию изотопов в скважине. При этом отсутствует возможная опасность, связанная с выносом на поверхность радиоактивных проппантов или флюидов, или с заражением оборудования на площадке скважины. Технологически способы очень просты, поскольку: 1) проппант может быть приготовлен достаточно заблаговременно перед планируемой операцией гидроразрыва без опасений относительно снижения радиоактивности, связанного с задержками использования проппанта; 2) отсутствуют проблемы, связанные с возможностью радиоактивного облучения при транспортировке и хранении проппанта; 3) любые излишки проппанта, подготовленные для одной операции гидроразрыва, могут быть использованы в любой другой операции гидроразрыва; и 4) используются широко распространенные каротажные приборы, и они сравнительно недороги в работе. Малая скорость получения каротажных данных также не является проблемой.
Кроме того, стоимость каротажной операции при использовании приборов нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа гораздо ниже по сравнению с известными способами, в которых используются дорогие изотопные материалы.
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу определения местонахождения и высоты трещины в подземном пласте с использованием прибора импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, прибора нейтрон-нейтронного каротажа с одним детектором или прибора компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа. Способ включает: получение набора каротажных данных до выполнения гидроразрыва; выполнение гидроразрыва пласта с использованием суспензии, которая содержит жидкость и проппант, содержащий материал, поглощающий тепловые нейтроны; получение набора каротажных данных после выполнения гидроразрыва; сравнение наборов каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва, для определение местонахождения проппанта; и установление соответствия местонахождения проппанта и глубины измерений в скважине для определения местонахождения и высоты трещины.
Указанные наборы каротажных данных получают, выполняя следующие стадии: опускают в скважину, проходящую через подземный пласт, прибор нейтронного каротажа, содержащий источник непрерывного или импульсного потока нейтронов и один или несколько детекторов нейтронов или гамма-излучения; обеспечивают излучение нейтронов источником нейтронов в скважину и пласт; и измеряют в зоне скважины поток тепловых нейтронов или захватное гамма-излучение, возникающее в результате реакций нейтронов, излучаемых источником, с химическими элементами в зоне скважины и в подземном пласте. Для целей настоящего описания термин "зона скважины" включает каротажный прибор, скважинный флюид, трубные конструкции в скважине и любые материалы в затрубном пространстве, например цемент, который расположен между пластом и трубной конструкцией в скважине.
В соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения, в которых используется прибор импульсно-нейтронного каротажа, наборы каротажных данных, полученные до и после гидроразрыва, используются для различения проппанта в пласте и проппанта в скважине.
В соответствии с одним из вариантов, в котором используется прибор импульсно-нейтронного каротажа, этот прибор формирует данные, содержащие интенсивности отсчетов, вычисленные сечения захвата тепловых нейтронов материалами пласта, вычисленные сечения захвата тепловых нейтронов материалами скважины и вычисленные параметры пласта и скважины, связанные со спадом компонентов интенсивностей отсчетов.
В соответствии с одним из вариантов, в котором используется прибор компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, этот прибор обеспечивает определение место нахождения и высоты трещины в пласте и пористости пласта. Наборы каротажных данных, полученные с помощью прибора компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа до и после гидроразрыва, включают интенсивности отсчетов и отношения интенсивностей отсчетов.
В одном из вариантов используется прибор нейтрон-нейтронного каротажа с одним детектором для определения местонахождения и высоты трещины. Наборы каротажных данных, полученные с помощью прибора нейтрон-нейтронного каротажа с одним детектором до и после гидроразрыва, включают интенсивности отсчетов.
В соответствии с некоторыми вариантами наборы каротажных данных, полученные до и после гидроразрыва, нормализуют перед выполнением их сравнения. Процесс нормализации включает корректировку данных, полученных до и после гидроразрыва, для учета изменений среды и/или каротажного прибора, в результате чего становится возможным сравнение этих данных.
В соответствии с некоторыми вариантами суспензия гидроразрыва содержит проппант, содержащий материал, поглощающий тепловые нейтроны. Проппант, в который добавлен материал, поглощающий тепловые нейтроны, имеет сечение захвата тепловых нейтронов, превышающее сечения химических элементов, обычно встречающихся в зонах, которые подвергаются гидроразрыву. В соответствии с некоторыми вариантами проппант, содержащий материал, поглощающий тепловые нейтроны, имеет макроскопическое сечение захвата тепловых нейтронов, равное по меньшей мере примерно 90 единиц захвата и предпочтительно 900 и более единиц захвата. В предпочтительных вариантах проппант представляет собой гранулированный керамический материал, каждое зерно которого содержит внедренный в него материал с большим сечением захвата тепловых нейтронов.
В соответствии еще с одним вариантом в качестве материала, поглощающего тепловые нейтроны, может использоваться бор, кадмий, гадолиний, иридий и их смеси.
В соответствии еще с одним вариантом, когда в приборах нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата используются детекторы гамма-излучения, то для обнаружения, выделения и идентификации гамма-излучения, исходящего из содержащегося в проппанте материала, поглощающего тепловые нейтроны, после захвата тепловых нейтронов, могут использоваться способы спектроскопии захватного гамма-излучения и деконволюции спектра.
Подходящие борсодержащие материалы с большим сечением захвата включают карбид бора, нитрид бора, ортоборную кислоту, боросиликатное стекло с высоким содержанием бора, борат цинка, тетраборнокислый натрий и их сочетания. Проппант, содержащий карбид бора в количестве 0,1 вес.%, имеет макроскопическое сечение захвата примерно 92 единицы захвата. Подходящий проппант, содержащий оксид гадолиния в количестве 0,025-0,030 вес.%, имеет аналогичные характеристики поглощения тепловых нейтронов, что и проппант, содержащий карбид бора в количестве 0,1 вес.%. В большинстве нижеописанных примеров используется карбид бора, однако специалистам в данной области техники будет понятно, что может использоваться любой поглощающий материал с большим сечением захвата тепловых нейтронов, такой как, например, оксид гадолиния.
В соответствии с некоторыми вариантами используемый проппант содержит материал, поглощающий тепловые нейтроны, в количестве от примерно 0,025 вес.% до примерно 4,0 вес.%. В соответствии с некоторыми вариантами проппант содержит борсодержащий материал, поглощающий тепловые нейтроны, в количестве от примерно 0,1 вес.% до примерно 4,0 вес.%. В соответствии с некоторыми вариантами проппант содержит материал, содержащий соединение гадолиния, поглощающий тепловые нейтроны, в количестве от примерно 0,025 вес.% до примерно 1,0 вес.%.
В соответствии с некоторыми вариантами в качестве проппанта может использоваться керамический проппант, песок, песок, крупинки которого покрыты смолой, пластмассовые бусинки, стеклянные бусинки или иные типы проппантов. Такие проппанты могут быть изготовлены с использованием подходящих процессов, в том числе, например, путем непрерывного распыления материала, псевдоожижения распылением, распылительной сушки или уплотнения. Подходящие проппанты и способы их изготовления раскрыты в патентах US 4,068,718, 4,427,068, 4,440,866, 5,188,175 и 7,036,591, полное содержание которых вводится здесь ссылкой.
В соответствии с некоторыми вариантами материал, поглощающий тепловые нейтроны, добавляют в керамический проппант в процессе его изготовления, таком как, например, непрерывное распыление материала, ожижение распылением, распылительная сушка или уплотнение. Характеристики керамических проппантов, такие как, например, кажущаяся удельная плотность, могут варьироваться в зависимости от исходного материала и производственного процесса. Термин "кажущаяся удельная плотность", как он используется в настоящем описании, относится к плотности, равной весу единицы объема (г/см3), включая внутреннее пространство между зернами проппанта. Проппанты с низкой плотностью обычно имеют кажущуюся удельную плотность, не превышающую 3,0 г/см3, и обычно их изготавливают из каолина и глинозема. Проппанты промежуточной плотности обычно имеют кажущуюся удельную плотность в диапазоне от примерно 3,1 г/см3 до примерно 3,4 г/см3, и их обычно изготавливают из бокситовой глины. Проппанты повышенной прочности обычно изготавливают из бокситовой глины с глиноземом, и их кажущаяся плотность превышает 3,4 г/см3. В процессе изготовления любого из указанных проппантов в них может быть добавлен материал, поглощающий тепловые нейтроны, в результате чего может быть получен проппант, который будет пригоден для использования в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения. Керамический проппант может быть изготовлен таким образом, чтобы в его зернах возникала пористость. Способ изготовления подходящей пористой керамики описан в патенте US №7,036,591, полное содержание которого вводится здесь ссылкой. В этом случае материал, поглощающий тепловые нейтроны, импрегнируют в поры зерен проппанта в концентрации от примерно 0,025 вес.% до примерно 4,0 вес.%.
В соответствии с некоторыми вариантами материал, поглощающий тепловые нейтроны, вводится в смолу, и керамический проппант или крупицы природного песка покрывают смолой, содержащей этот материал. Способы изготовления проппантов с покрытием из смолы хорошо известны специалистам в данной области техники. Например, подходящий способ покрытия в растворе описан в патенте US №3,929,191, выданном Graham и др., полное содержание которого вводится здесь ссылкой. Другой подходящий способ, описанный в патенте US №3,929,191, выданном Young и др., полное содержание которого вводится здесь ссылкой, включает нанесение покрытия на зерна гранулированного материала жидкой некаталитической композиции смолы, отличающейся способностью извлекать катализатор или вулканизирующее вещество из неводного раствора. Также в патенте US №4,585,064, выданном Graham и др., полное содержание которого вводится здесь ссылкой, описан подходящий способ нанесения покрытия из горячего расплава для использования фенолформальдегидных новолачных смол. Специалистам в данной области техники известны и другие подходящие способы нанесения покрытия на крупинки проппантов и природных песков.
Соответственно, способы по настоящему изобретению могут быть осуществлены с использованием керамического проппанта или природного песка, содержащего материал, поглощающий тепловые нейтроны, который может быть введен в частицы путем нанесения покрытия или иным способом. В соответствии с некоторыми вариантами в качестве подходящего материала, поглощающего тепловые нейтроны, может использоваться карбид бора или оксид гадолиния, каждый из которых обладает эффективной способностью поглощения тепловых нейтронов при низкой концентрации в помеченном проппанте или песке. Концентрация таких материалов, поглощающих тепловые нейтроны, обычно находится в диапазоне от примерно 0,025% до примерно 4,0% от веса проппанта. Для соединений бора, таких как карбид бора, может использоваться концентрация от примерно 0,1 вес.% до примерно 4,0 вес.%, и для соединений гадолиния, таких как оксид гадолиния, может использоваться концентрация от примерно 0,025 вес.% до примерно 1,0 вес.%. Эти концентрации достаточно малы, так что эти материалы с большим сечением захвата не оказывают существенного влияния на другие характеристики помеченного проппанта, такие как, например, прочность на раздавливание. Хотя в вариантах осуществления изобретения могут использоваться любой поглощающий материал с большим сечением захвата тепловых нейтронов, однако в тех вариантах, в которых используются приборы импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, может использоваться карбид бора или другой борсодержащий материал, поскольку при захвате тепловых нейтронов бором не возникает гамма-излучение, которое может быть измерено детекторами каротажного прибора. В вариантах осуществления изобретения, в которых используются приборы нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, может использоваться оксид гадолиния или другой материал, содержащий гадолиний, поскольку в этом случае требуется меньшее количество материала по сравнению с материалами, содержащими бор. Концентрация других материалов с большим сечением захвата тепловых нейтронов, необходимая для обеспечения аналогичных характеристик поглощения тепловых нейтронов, зависит от плотности и молекулярного веса используемого материала и от сечений захвата компонентов, содержащихся в этом материале.
Производство керамического проппанта, содержащего от примерно 0,025 вес.% до примерно 4,0 вес.% материала, поглощающего тепловые нейтроны, может быть экономически эффективным, и такой проппант может обеспечить полезную информацию для идентификации трещин при сравнении каротажных данных, полученных с использованием приборов нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, или приборов импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата до и после выполнения операции гидроразрыва пласта. Эта информация может обеспечивать указания и различение между интервалами, в которых имеются трещины, расклиненные проппантом, и интервалами, в которых нет таких трещин.
Как показано на фигуре 1, операция гидроразрыва включает смешивание на площадке скважины воды с гелем для получения вязкой жидкости гидроразрыва. В полученную вязкую жидкость гидроразрыва добавляют проппант, включающий материал, поглощающий нейтроны, и полученную суспензию закачивают в скважину с использованием насосов высокого давления. Суспензия продавливается под высоким давлением в трещины, создаваемые в пласте, и возможно также в зоны скважины, прилегающие к трещинам. Частицы проппанта подаются вместе с жидкостью (суспензией гидроразрыва) в скважину и создаваемые трещины, а также в зоны скважины, прилегающие к местам, от которых отходят трещины, проникающие в окружающий пласт.
На схеме фигуры 2 показан подвижной модуль с каротажной аппаратурой на площадке скважины и прибор нейтрон-нейтронного, компенсированного нейтрон-нейтронного или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, опущенный на глубину искусственно сформированных трещин. Мощность из модуля с каротажным оборудованием подается на каротажный прибор, который записывает и передает каротажные данные, когда он перемещается через зону гидроразрыва и через вышележащие и нижележащие пласты.
В различных вариантах осуществления изобретения раскрывается способ идентификации трещин, создаваемых в результате гидроразрыва, с использованием проппанта, содержащего материал, поглощающий тепловые нейтроны, и измерений с помощью приборов нейтрон-нейтронного (в том числе и компенсированного) каротажа или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, причем способ включает:
1. Изготовление доппанта, содержащего материал, поглощающий тепловые материалы, причем проппант изготавливают из исходных материалов, которые включают материал, поглощающий тепловые нейтроны, путем покрытия этим материалом частиц проппанта, или же этот материал может импрегнироваться или иным образом вводиться в частицы проппанта.
2. Выполнение каротажных работ с использованием приборов нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, включая приборы с одним или несколькими детекторами, или приборов импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата для получения данных до гидроразрыва в потенциальных зонах осуществления гидроразрыва, а также предпочтительно в зонах, охватывающих сверху и снизу потенциальные зоны гидроразрыва.
3. Осуществление операции гидроразрыва в скважине путем закачивания в нее суспензии гидроразрыва, содержащей проппант, в состав которого входит материал, поглощающий тепловые нейтроны.
4. Выполнение каротажных работ с использованием приборов нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, или приборов импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата (приборы того же типа, что и в п.2) для получения данных после гидроразрыва в одной или нескольких зонах гидроразрыва, а также предпочтительно в зонах, охватывающих сверху и снизу заданные зоны гидроразрыва. Каротажные работы могут проводиться с прибором, расположенным по центру скважины или смещенным от центра к стенке обсадной или лифтовой колонны. Каротажные диаграммы до и после гидроразрыва предпочтительно получают в условиях одного и того же смещения прибора от центра.
5. Сравнение массивов данных, полученных до и после гидроразрыва (после нормализации каротажных данных) для определения местонахождения проппанта. Нормализация может быть необходима, если каротажные работы до и после гидроразрыва проводились для разных условий в скважине, или же использовались разные приборы или источники. Это может быть особенно справедливо, если данные каротажа до выполнения гидроразрыва в скважине были записаны задолго до выполнения этой операции с использованием детекторов на каротажном кабеле и/или системы выполнения каротажа в процессе бурения скважины. Для выполнения операций нормализации осуществляют сравнение каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва, которые относятся к зонам, охватывающим заданные интервалы гидроразрыва. Поскольку эти зоны не изменились за время, прошедшее между указанными каротажными работами, то для приведения в соответствие каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва, к каротажным данным в указанных охватывающих зонах применяются соответствующие коэффициенты и/или смещения. Затем эти же коэффициенты/смещения применяются к каротажным данным для всего интервала, охваченного измерениями. Разницы в данных указывают наличие проппанта в трещине и/или в зоне скважины, прилегающей к трещине.
Для приборов нейтрон-нейтронного каротажа и компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа уменьшение измеренной интенсивности отсчетов в каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва, по сравнению с каротажными данными, полученными до выполнения гидроразрыва, указывает на присутствие проппанта, содержащего материал с высокой поглощающей способностью для тепловых нейтронов. Небольшие изменения отношений интенсивностей отсчетов также могут указывать на присутствие проппанта.
Для приборов импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата увеличение вычисленных сечений захвата в пласте и/или в скважине, а также уменьшение компонентов интенсивностей отсчетов для пласта и/или в скважины в выбранных интервалах времени между импульсами нейтронов (особенно в случае использования бора в качестве материала с высоким сечением захвата) в каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва, по сравнению с каротажными данными, полученными до выполнения гидроразрыва, указывают на присутствие проппанта, содержащего материал, поглощающий тепловые нейтроны.
Для приборов нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа или приборов импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата наличие гамма-излучения, исходящего из материала, поглощающего нейтроны, с высоким сечением захвата, указывает на присутствие проппанта.
6. Определение местонахождения и высоты трещины путем установления соответствия различий в данных (стадия 5) и глубины измерений в скважине. Эти различия могут быть определены с использованием каротажных диаграмм скважины, примеры которых приведены на фигурах 7A и 7B.
Другие варианты осуществления изобретения включают (без ограничения) изменения способов, раскрытых в настоящем описании, в которых для сравнения каротажных данных до и после гидроразрыва используются самые разные каротажные данные, полученные до выполнения гидроразрыва, или используются каротажные данные, полученные для состояния скважины до гидроразрыва с помощью моделирования (такие данные могут быть получены с использованием нейронных сетей для формирования расчетных откликов в случае нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата для обсаженной или необсаженной скважины), или используются данные стационарных каротажных систем вместо данных (или в дополнение к ним), полученных из непрерывных каротажных диаграмм.
В дополнительных вариантах осуществления изобретения получают первые и вторые массивы данных после выполнения гидроразрыва, которые используются для определения различий, если таковые имеются, между количеством проппанта в зонах гидроразрыва до получения некоторого количества скважинных флюидов из пласта и количеством проппанта после получения этих скважинных флюидов путем сравнения указанных массивов данных после выполнения гидроразрыва. Выявленные различия в количествах проппанта используются для определения одной или нескольких характеристик, относящихся к добыче флюидов и/или к гидроразрыву, например: a) одной или нескольких зон гидроразрыва, в которых расклинивание трещин ухудшилось по сравнению с начальным моментом; b) разницы в добыче между разными зонами гидроразрыва; и c) одной или нескольких зон гидроразрыва, из которых нет притока пластовых флюидов. Эта процедура после выполнения гидроразрыва может быть осуществлена с использованием прибора компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, с дополнением, по возможности, другой информацией по скважине или информацией, обеспечиваемой другими традиционными приборами каротажа, такими как приборы эксплуатационного каротажа.
В одном из предпочтительных вариантов кажущийся водородный индекс пласта вычисляется с использованием ранее определенной зависимости между водородным индексом пласта и отношением интенсивностей отсчетов двух детекторов тепловых нейтронов или захватного гамма-излучения в приборе компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата. Затем полученный таким образом кажущийся водородный индекс сравнивается со второй оценкой кажущегося водородного индекса пласта, полученной с использованием ранее определенной зависимости между водородным индекса и интенсивностью отсчетов одного из детекторов соответствующего каротажного прибора. Если указанные функциональные зависимости получены с использованием предполагаемых условий в скважине (или скорректированы с учетом изменений этих условий в скважине), то различия между кажущимися водородными индексами, вычисленными для отношения интенсивностей отсчетов и для интенсивности отсчетов, будут указывать на присутствие в трещине и/или в затрубном пространстве скважины проппанта, помеченного материалом с высоким сечением захвата тепловых нейтронов. Этот вариант обеспечивает возможность определения присутствия проппанта по изменению водородного индекса (например, по изменению газонасыщенности в поровом пространстве) в каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва. В этом варианте также обеспечивается определение присутствия помеченного проппанта без использования каротажных данных, полученных до выполнения гидроразрыва, если скважинные условия после выполнения гидроразрыва достаточно хорошо известны.
Также в настоящем изобретении предлагаются способы корректировки вычисленных величин кажущегося водородного индекса для случая, когда условия в скважине отличаются от условий, используемых для определения зависимости, позволяющей получить кажущийся водородный индекс по интенсивности отсчетов детектора. В этом случае величина водородного индекса, вычисленного по интенсивности отсчетов каротажных данных, полученных до выполнения гидроразрыва, не будет соответствовать величине, вычисленной по отношению интенсивностей отсчетов в этих каротажных данных, поскольку измерения отношения интенсивностей отсчетов гораздо менее чувствительны к изменениям скважинных условий, чем интенсивность отсчетов одного детектора. Если наблюдается такое несоответствие полученного водородного индекса, то ранее определенную зависимость для преобразования интенсивности отсчетов в водородный индекс корректируют, пока величина водородного индекса, полученного по интенсивности отсчетов, не будет соответствовать величине водородного индекса, полученной по отношению интенсивностей отсчетов. И поскольку скважинные условия в большинстве случаев не изменяются существенно для каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва, то эта откорректированная зависимость также используется для вычисления кажущегося водородного индекса по интенсивности отсчетов в каротажных данных после выполнения гидроразрыва. Однако если скважинные условия для каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва, изменяются, на что указывает несоответствие между величинами водородного индекса, полученными по отношению интенсивностей отсчетов и по интенсивности отсчетов после выполнения гидроразрыва в интервалах измерений за пределами заданного интервала гидроразрыва, то в этом случае для определения местонахождения помеченного проппанта используется нижеописанный способ для ситуаций, когда отсутствуют какие-либо каротажные данные, полученные до выполнения гидроразрыва.
В тех ситуациях, когда отсутствуют какие-либо каротажные данные, полученные до выполнения гидроразрыва, или же когда скважинные условия для каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва, изменяются, этот же способ может быть применен практически без изменений с использованием только каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва. В этом случае водородный индекс, полученный по отношению интенсивностей отсчетов, сравнивается с водородным индексом, полученным по интенсивности отсчетов, но для сравнения выбираются только те интервалы, которые находятся за пределами заданного интервала гидроразрыва. Если имеется несоответствие между двумя водородными индексами, полученными в этих выбранных интервалах, то ранее определенная зависимость, используемая для вычисления кажущегося водородного индекса по интенсивности отсчетов, корректируется, пока эти два водородных индекса не будут согласованы в этих выбранных интервалах. Затем эта откорректированная зависимость между интенсивностью отсчетов и водородным индексом применяется ко всему интервалу измерений в скважине.
В другом предпочтительном варианте использования отношения (N/F) интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов, а также интенсивности отсчетов детектора для определения местонахождения помеченного проппанта используется график зависимости отношения N/F от интенсивности отсчетов детектора. Отношение интенсивностей отсчетов и интенсивность отсчетов детектора имеют сильную зависимость от водородного индекса (HI), поэтому график зависимости этих двух переменных (без присутствия помеченного проппанта) будет представлять собой хорошо выраженную линию тренда, перемещение по которой соответствует пластам с разными величинами HI.
Как уже указывалось, на интенсивность отсчетов детектора, регистрирующего тепловые нейтроны, также оказывают существенное влияние изменения количества помеченного проппанта в созданной трещине и/или в части скважины, прилегающей к зоне гидроразрыва. Однако отношение N/F гораздо менее чувствительно к присутствию помеченного проппанта. Поэтому точки на графике зависимости отношения и интенсивности отсчетов, соответствующие зонам, содержащим помеченный проппант, будут выпадать из этой линии тренда для зон без проппанта. Поскольку каждая такая точка на графике может быть идентифицирована (с помощью соответствующего программного обеспечения) глубиной скважины, которая соответствует этой точке на графике, то местонахождение каждого интервала (зоны) глубин скважины, содержащего проппант, может быть идентифицировано отклонением этих точек от линии тренда. Далее, величина отклонения от линии тренда (аналогично величине разницы между водородными индексами, полученными на основе отношения интенсивностей отсчетов и интенсивности отсчетов в зонах, содержащих проппант, как это осуществляется в вышеописанном способе) связана с концентрацией поглощающего материала в проппанте, шириной трещины и/или распределением имеющегося проппанта в радиальном направлении.
В соответствии с некоторыми вариантами способа каротажа по тепловым нейтронам быстрые нейтроны излучаются источником в скважину и пласт, где они замедляются до тепловых нейтронов в результате упругих и неупругих столкновений с ядрами атомов материалов пласта и зоны скважины. Основным механизмом замедления быстрых нейтронов до уровня тепловых нейтронов являются упругие столкновения с ядрами водорода в пласте и в скважине. Тепловые нейтроны рассеиваются в зоне скважины и пласта и, в конце концов, поглощаются имеющимися там ядрами атомов. В общем случае в результате этих реакций поглощения возникает почти одновременно захватное гамма-излучение, за исключением захвата нейтронов бором. Детекторы в каротажном приборе измеряют поток тепловых нейтронов, которые рассеиваются обратно в прибор (в большинстве приборов нейтрон-нейтронного и компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, а также в некоторых вариантах приборов импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата), либо непосредственно, либо опосредованно путем измерения гамма-излучения, возникающего в результате реакций поглощения тепловых нейтронов (в некоторых вариантах приборов нейтрон-нейтронного и компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, а также в большинстве коммерческих приборов импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата). Большинство приборов компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа и импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата содержат источник нейтронов и два детектора, установленных над источником, которые в настоящем описании указываются как "ближний" и "дальний" детекторы. В соответствии с вариантами осуществления изобретения могут использоваться приборы компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, которые содержат один или несколько детекторов. Например, подходящие приборы компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата содержат источник нейтронов и три детектора, расположенных над источником, которые указываются в настоящем описании как "ближний", "дальний" и "самый дальний", так что ближний детектор расположен ближе всех к источнику нейтронов, и самый дальний детектор находится дальше всех от источника нейтронов. Также один или несколько детекторов нейтронов могут быть расположены под источником нейтронов.
В приборе компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа также вычисляется отношение интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов. Пористость (водородный индекс) пласта может быть определена по этим интенсивностям отсчетов или по указанным отношениям интенсивностей отсчетов.
В системах импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата измеряется скорость спада (в зависимости от времени между импульсами нейтронов) интенсивности потока тепловых нейтронов или гамма-излучения, возникающего в результате захвата тепловых нейтронов, в пласте и в зоне скважины. Из этой кривой спада интенсивности отсчетов могут быть выделены и определены поперечные сечения захвата пласта и скважины, Σfm, и Σbh, соответственно, а также компоненты спада, определяемые пластом и зоной скважины. Чем выше полные поперечные сечения захвата материалов пласта и/или зоны скважины, тем выше способность этих материалов захватывать тепловые нейтроны. Поэтому в материале пласта, имеющем высокое полное поперечное сечение захвата, поток тепловых нейтронов спадает гораздо быстрее, чем в материале пласта с меньшим сечением захвата. Это проявляется в более крутом наклоне графика изменения измеренной интенсивности отсчетов во времени.
Различия между параметрами, полученными средствами импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата до и после гидроразрыва, могут использоваться для различения проппанта в материале пласта и проппанта в зоне скважины, как показано на фигуре 7B.
Данные, представленные на графиках фигур 4A-5B и в Таблицах 1-4, были получены с помощью моделирования для нейтрон-нейтронных или компенсированных нейтрон-нейтронных каротажных приборов с детекторами тепловых нейтронов, такими как детекторы с He3. Следует понимать, что также можно было бы использовать соответствующую обработку для таких приборов с детекторами гамма-излучения, или с детекторами, измеряющими гамма-излучение и поток нейтронов. Данные импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, использованные для построения графиков 6A-6C, были получены с помощью моделирования для детекторов гамма-излучения. Детектор гамма-излучения считает гамма-кванты, возникающие в результате захвата нейтронов элементами возле "облака" тепловых нейтронов в скважине и в материале пласта. Однако при захвате тепловых нейтронов бором гамма-кванты не излучаются. Поэтому, если в проппант добавлен бор, то снижение интенсивности отсчетов, наблюдаемое в приборах компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, в которых используются детекторы гамма-квантов, будет более четко выражено по сравнению с приборами, содержащими детекторы тепловых нейтронов. Это происходит потому, что интенсивность отсчетов гамма-квантов будет снижаться не только из-за увеличенного захвата нейтронов, но также в связи с тем, что измеряемые гамма-кванты будут излучаться в результате захвата нейтронов только другими материалами (кроме бора).
Нижеприведенные примеры, предназначенные для дополнительной иллюстрации различных аспектов настоящего изобретения, никоим образом не ограничивают его объем. Нижеприведенные примеры, за исключением каротажных диаграмм фигур 7A, 7B, были получены с использованием программы моделирования прохождения нейтронов через вещество с помощью алгоритма Монте-Карло, версия 5 (далее "MCNP5"). MCNP5 - это программный продукт, который был разработан Лос-Аламосской национальной лабораторией, и предлагается на рынке США организацией Radiation Safety Information Computation Center (http://www-rsicc.ornl.gov). Программный продукт MCNP5 может обрабатывать задаваемые геометрические конфигурации и размеры, а также химический состав всех моделируемых компонентов, включая соленость скважинных флюидов, концентрацию материала, поглощающего нейтроны, в проппанте, присутствующем в трещине, и ширину трещины. Описанные ниже данные, полученные с использованием MCNP5, давали стандартные отклонения в вычисленных интенсивностях отсчетов, составляющие примерно 0,5-1,0%.
В большинстве описанных примеров в проппант добавляли карбид бора, однако могут использоваться и другие подходящие материалы, поглощающие тепловые нейтроны, такие как, например, оксид гадолиния. Предпочтительно, проппант представляет собой керамический зернистый материал, в каждую крупинку которого введен материал активной добавки.
Для целей нижеприведенных примеров на фигурах 3A и 3B представлены виды по оси Z конфигурации, использованной для моделирования MCNP5. Во всех примерах скважина диаметром 8 дюймов (без лифтовой колонны) имеет стальную обсадную колонну с внешним диаметром 5,5 дюймов и удельным весом 24 фунт/фут, которая окружена зацементированным затрубным пространством толщиной 1 дюйм. Измерительный прибор диаметром 1,6875 дюйма показан в положении "параллельно" ("para")на фигуре 3A и в положении "перпендикулярно" ("perp") на фигуре 3B. В положении "para" каротажный прибор, смещенный от центра скважины, находится на линии трещины, и в положении "perp" прибора смещен относительно линии трещины в перпендикулярном направлении.
Для конфигураций, показанных на фигурах 3A и 3B, для материала зоны пласта за пределами зацементированного затрубного пространства в модель вводился песчаник с матрицей, имеющей сечение в 10 единиц (си) захвата. Были получены данные для водонасыщенных пластов с разной пористостью. На вышеуказанных двух фигурах показана идеализированная конфигурация скважины и пласта, используемая в большей части сеансов моделирования MCNP5. Вертикальная трещина на фигуре 3A отходит от обсадной колонны в обе стороны, и в канале трещины вместо цемента и далее вместо породы пласта находится жидкость разрыва. В разных сеансах моделирования ширина канала трещины варьировалась от 0,1 см до 1,0 см. В одном из сеансов весь цемент в затрубном пространстве был заменен проппантом, содержащим карбид бора. Модель MCNP5 не обеспечивает выходные данные в форме непрерывных каротажных диаграмм, однако полученные данные позволяют для заданных пластов и для фиксированных положений в скважине выполнять сравнения каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва.
ПРИМЕР 1
Прибор компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа
При моделировании с использованием пакета MCNP5 использовался прибор компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа с источником непрерывного нейтронного излучения и одним или несколькими детекторами тепловых нейтронов, и полученные интенсивности отсчетов и отношения этих интенсивностей регистрировались для конфигураций, показанных на фигурах 3A и 3B. Затем измеренные параметры сравнивались с соответствующими величинами, полученными в сеансах моделирования MCNP5, выполненных до гидроразрыва в скважине. Снижение измеренных интенсивностей отсчетов в каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва, относительно каротажных данных, полученных до выполнения гидроразрыва, отраженное на фигурах 4A-4F для различной ширины трещины и различных концентраций карбида бора, является указанием присутствия проппанта, содержащего карбид бора, и, соответственно, наличия созданных трещин. В общем случае, поскольку одинаковые процентные снижения интенсивностей отсчетов наблюдаются в каждом детекторе для заданной концентрации имеющегося проппанта, содержащего бор, относительные изменения отношения интенсивностей отсчетов будут гораздо меньше, чем изменения интенсивностей отсчетов в каждом из детекторов. На фигурах 4G-4L приведены результаты моделирования, в котором для той же самой конфигурации скважины и пласта, а также ширины трещины, как и на фигурах 4A-4F, в качестве материала с высоким сечением захвата в проппанте используется оксид гадолиния вместо карбида бора, причем наблюдается очень сходное снижение интенсивностей отсчетов в каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва, по сравнению с каротажными данными, полученными до выполнения гидроразрыва, как и в случае использования карбида бора. Фигуры 4A-4L показывают, что карбид бора и оксид гадолиния аналогичным образом снижают измеренные интенсивности отсчетов, однако только 25-30% оксида гадолиния от веса карбида бора в проппанте необходимо для обеспечения аналогичного снижения интенсивностей отсчетов.
Материал пласта и соответствующие трещины моделировались на радиальном расстоянии 100 см от центра скважины и по вертикали от 40 см ниже источника до 100 см выше источника. Каротажный прибор содержал три детектора He3 тепловых нейтронов, расположенных на некотором расстоянии от источника нейтронов, в котором использовался америций и бериллий (AmBe). Как указано в Таблице 1, в моделировании использовались пористости материала пласта, равные 28,3%, 14,15%, 7,1% и 3,5%.
| ТАБЛИЦА 1 | ||||||||
| Данные для прибора компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, содержащие чувствительность интенсивностей отсчетов прибора для разных удалений детектора и для концентрации карбида бора в проппанте, равной 1%, относительно случая отсутствия трещин (обсаженная и зацементированная скважина). | ||||||||
| Пористость пласта (%) | Ориентация прибора: "para" или "perp" | B4C в проппанте | Интенс. отсчетов ближнего детектора | Изменение по сравнению с доппантом без добавок, в % | Интенс. отсчетов дальнего детектора | Изменение по сравнению с доппантом без добавок, в % | Интенс. отсчетов самого дальнего детектора | Изменение по сравнению с доппантом без добавок, в % |
| 28,3 | Para | 0% | 8390 | 0% | 772 | 0% | 62,2 | 0% |
| 28,3 | Para | 1% | 7563 | -9,9% | 678 | -12,2% | 54,1 | -13,0% |
| 28,3 | Perp | 0% | 8258 | 0% | 760 | 0% | 60,7 | 0% |
| 28,3 | Perp | 1% | 7974 | -3,4% | 727 | -4,3% | 58,4 | -3,8% |
| 14,15 | Para | 0% | 11632 | 0% | 1511 | 0% | 159,2 | 0% |
| 14,15 | Para | 1% | 10449 | -10,2% | 1300 | -14,0% | 134,1 | -15,8% |
| 7,1 | Para | 0% | 14946 | 0% | 2638 | 0% | 346,1 | 0% |
| 7,1 | Para | 1% | 13491 | -9,7% | 2256 | -14,5% | 286 | -17,4% |
| 3,5 | Para | 0% | 17792 | 0% | 3970 | 0% | 614,8 | 0% |
| 3,5 | Para | 1% | 16441 | -7,6% | 3418 | -13,9% | 513 | -16,6% |
В Таблице 1 приведены интенсивности отсчетов тепловых нейтронов для трех разных расстояний детекторов от источника в сеансах моделирования для случая типичной конфигурации скважины и пласта. Показанное в Таблице 1 относительное изменение (в процентах) по сравнению с проппантом без активных добавок представляет собой процентное уменьшение интенсивности отсчетов для случая, когда в трещинах находится проппант с карбидом бора (C1%), относительно интенсивности отсчетов в случае проппанта без карбида бора (C0%) и вычисляется как (C1%-C0%)/C0%. Данные моделирования получены для прибора нейтронного каротажа диаметром 1,6875 дюйма и для конфигураций скважины и пласта, показанных на фигурах 3A и 3B. Материал пласта, подвергнутого гидроразрыву, имеет низкое сечение захвата типичное для зон, выбираемых для гидроразрыва. Условия обсаженной и зацементированной скважины также типичны (обсадная колонна радиусом 5,5 дюйма, заполненная флюидом без солей, и зацементированное затрубное пространство толщиной 1 дюйм, окружающее обсадную колонну). Ширина трещины составляла 1,0 см. В модели использовались характеристики керамического проппанта CARBO ECONOPROP ® (CEP), имеющего низкую кажущуюся плотность, равную 2,7, который предлагается на рынке компанией CARBO Ceramics Inc. Проппант содержит карбид бора в количестве 1 вес.%. Задавались пористости материала пласта 28,3%, 14,15%), 7,1% и 3,5%. Для случая, когда пористость материала пласта равна 28,3%, водородный индекс жидкости гидроразрыва с проппантом такой же, что и у материала пласта, когда в нем нет трещин. В результате, действие проппанта с добавкой карбида бора на интенсивности отсчетов можно видеть непосредственно, без какого-либо изменения водородного индекса жидкости гидроразрыва. Предполагается, что проппант с карбидом бора находится только лишь в самой трещине. Полученное уменьшение интенсивности отсчетов, когда смещенный прибор находится на линии трещины (схема "para" на фигуре 3A), немного изменяется при изменении расстояния между источником и детектором, но во всех случаях это уменьшение существенно (примерно на 10-13% относительно случая, когда в материале пласта нет трещин). Для увеличенного диаметра прибора, который вытесняет больше скважинного флюида, эффект будет еще больше. Аналогичные результаты были бы получены для случая, когда в качестве материала с высоким сечением захвата вместо карбида бора используется оксид гадолиния.
Дополнительные данные в Таблице 1 иллюстрируют действие такого же разрыва для меньших величин пористости материала пласта (14,15%, 7,1% и 3,5%), то есть, для меньших величин содержания водорода (водородного индекса). При соответствующих сравнениях для величин пористости, меньших, чем 28,3%, обычно наблюдался некоторый рост полезных сигналов по сравнению со случаем пористости материала пласта, равной 28,3%. Рост величин сигналов в материалах пластов с меньшей пористостью происходит благодаря дополнительному эффекту ослабления потока нейтронов, связанному с более высокой относительной концентрацией водорода в жидкости гидроразрыва по сравнению с пластом с меньшей пористостью. Эти сигналы были бы даже более выражены, если бы моделирование осуществлялось для газа, содержащегося дополнительно или вместо воды (или нефти).
Также в Таблице 1 видно, что имеется меньшее, но все же значительное снижение наблюдаемых интенсивностей отсчетов, когда прибор смещен в перпендикулярном направлении относительно линии трещины (конфигурация "perp" на фигуре 3B), и в этом случае расстояние прибора от трещины максимально. Это уменьшение сигнала, связанное со смещением прибора относительно линии трещины, будет минимизировано, если бы использовался прибор большего диаметра, или же если бы проппант был распределен в трещине и внутри скважины. Интенсивности отсчетов, приведенные в Таблице 1, имели стандартные отклонения, составляющие примерно 0,5-1,0% от вычисленных интенсивностей отсчетов. Такую статистическую воспроизводимость можно видеть на указанной фигуре, поскольку в материале пласта, имеющем пористость 28,3%, сеансы моделирования для конфигураций "para" и "perp" для случая проппанта без карбида бора дают практически одинаковые результаты.
Были получены также данные для того же материала пласта, имеющего пористость 28,3%, и для тех же параметров скважины и приборы, что указаны в Таблице 1, однако с изменениями ширины трещины и для разных концентраций карбида бора в проппанте, как показано на фигурах 4A-4F. Снижения интенсивностей отсчетов увеличиваются при повышении концентрации карбида бора в проппанте. Кроме того, полученные данные показывают, что даже для трещин толщиной от 0,1 см до 0,2 см наблюдается существенный положительный эффект, когда концентрация карбида бора в проппанте достигает 1,0%. Данные также показывают, что снижение интенсивностей отсчетов для разных расстояний между детектором и источником различается ненамного, и поэтому вполне может использоваться детектор, находящийся на малом расстоянии от источника, в результате чего могут быть получены более высокие величины интенсивностей отсчетов (и, соответственно, меньшие величины статистических ошибок). Кроме того, очень близкие результаты, полученные для трещин, ширина которых превышает 0,5 см, показывают, что концентрации карбида бора в проппанте, превышающие 1,0%, дадут сравнительно небольшой эффект. Однако если для некоторых типов пластов можно ожидать, что трещины не будут широкими, то концентрация карбида бора в проппанте может быть увеличена до величин, находящихся в диапазоне от примерно 1,0% до примерно 4,0%. Даже для концентраций карбида бора в проппанте на уровне примерно 0,1%, как показано на фигурах 4A-4F, происходит снижение интенсивностей отсчетов, которое вполне может быть измерено. Данные, представленные на фигурах 4G-4L относятся к тем же характеристикам пласта, скважины и трещины, что и фигуры 4A-4F, однако в качестве материала с высоким сечением захвата вместо карбида бора используется оксид гадолиния. Как можно видеть, для обеспечения такого же снижения интенсивностей отсчетов требуется использовать оксид гадолиния в количестве, составляющем всего лишь 25-30% от веса карбида бора.
На фигурах 5A и 5B представлены данные, полученные для определения глубинности измерений, то есть, данные показывающие, как далеко в пласте от обсадной колонны может быть обнаружен проппант с добавкой карбида бора в количестве 1,0% в трещине шириной 1,0 см. Данные, представленные на фигуре 5A, относятся к моделированию для трещины, отходящей от скважины в глубину пласта. Хорошая чувствительность интенсивностей отсчетов в отношении трещины зафиксирована для расстояния примерно 10 см от обсадной колонны, то есть, 7,5 см от зацементированного затрубного пространства. На фигуре 5В суммируется эффект, создаваемый небольшим возрастающим объемом материала трещины, по мере того этот элемент объема наращивается постепенно при моделировании в направлении от обсадной колонны. Данные, представленные на этих двух фигурах, позволяют сделать вывод, что чувствительность интенсивностей отсчетов в отношении любого проппанта, находящегося на радиальном расстоянии более чем в 10 см от обсадной колонны, существенно снижается.
Поскольку материал гидроразрыва в зоне скважины обычно также указывает на расклиненную трещину, прилегающую к этому интервалу скважины, моделировалось затрубное пространство скважины с суспензией гидроразрыва за пределами обсадной колонны (суспензия гидроразрыва, замещающая цемент). Результаты, полученные для проппанта с карбидом бора в количестве 1,0%, находящегося только в затрубном пространстве, а также для проппанта, находящегося в затрубном пространстве и в трещине шириной 1,0 см материала пласта с пористостью 28,3%, приведены в Таблице 2A. Таблица 2A также показывает действие трещин в ориентации "perp", а не в ориентации "para" относительно каротажного прибора. В Таблице 2В приведены аналогичные данные для проппанта с Gd2O3, находящегося только в затрубном пространстве, а также в затрубном пространстве и в трещине шириной 0,4 см. Приведены результаты для разных концентраций Gd2O3 (0,0%, 0,054%, 0,27%, и 0,45%) в проппанте, находящемся в затрубном пространстве. Концентрация 0,0% относится к стандартному (без добавки) керамическому проппанту. Данные, относящиеся к концентрации Gd2O3, равной 0,27%, показывают, что его действие эквивалентно действию проппанта с B4C в количестве 1%, указанному в Таблице 2A. Данные в Таблице 2B, для концентрации Gd2O3, равной 0,054%, относятся к проппанту, находящемуся в затрубном пространстве, причем 20% непомеченного проппанта заменено проппантом, содержащим Gd2O3 в количестве 0,27%. Данные для концентрации 0,45% добавки Gd2O3 иллюстрируют действие повышения концентрации Gd2O3 в проппанте.
| ТАБЛИЦА 2A | ||||||||
| Чувствительность интенсивности отсчетов нейтронов к проппанту, содержащему бор, в затрубном пространстве (цемент), а также в трещинах пласта. | ||||||||
| Трещины пласта и/или затрубное пространство, содержащие проппант с 1% B4C | ||||||||
| Пласт | Затрубное пространство | Трещина | Интенсивность отсчетов для ближнего детектора | Изменение по сравнению с доппантом без добавок, в % | Интенсивность отсчетов для дальнего детектора | Изменение по сравнению с доппантом без добавок, в % | Интенсивность отсчетов для самого дальнего детектора | Изменение по сравнению с доппантом без добавок, в % |
| Пористость - 28,3%, ширина трещины - 1,0 см, ориентация - "para" | Проппант без добавок | Проппант без добавок | 8984,5 | 0 | 845,05 | 0 | 68,507 | 0 |
| ″ | Проппант + 1% B4C | Проппант без добавок | 6184,8 | -31,2% | 553,96 | -34,4% | 44,862 | -34,5% |
| ″ | Проппант + 1% B4C | Проппант + 1% B4C | 6135,6 | -31,7% | 547,95 | -35,2% | 44,474 | -35,1% |
| Пористость - 28,3%, ширина трещины - 1,0 см, ориентация - "perp" | Проппант без добавок | Проппант без добавок | 8984,5 | 0 | 845,05 | 0 | 68,507 | 0 |
| ″ | Проппант + 1% B4C | Проппант без добавок | 6172,5 | -31,3% | 554,25 | -34,4% | 44,89 | -34,5% |
| ″ | Проппант + 1% B4C | Проппант + 1% B4C | 6154,5 | -31,5% | 549,42 | -35,0% | 44,769 | -34,7% |
| Пористость - 28,3%, ширина трещины - 1,0 см, ориентация - "para" | Чистый цемент | Проппант без добавок | 8398,7 | 772,1 | 62,16 |
Как показано в Таблице 2A, уменьшения интенсивности отсчетов в связи с присутствием проппанта с 1% B4C в затрубном пространстве по сравнению с проппантом без добавок теперь гораздо больше (снижение интенсивности отсчетов составляет примерно 30-35%). Однако когда проппант с 1% B4C находится в затрубном пространстве, действие дополнительного проппанта в самой трещине в значительной степени маскируется. Это можно видеть из данных Таблицы 2A, поскольку, когда проппант с добавкой находится в затрубном пространстве, имеются лишь очень небольшие различия в интенсивностях отсчетов для случаев, когда в трещине также находится или нет проппант с добавкой. Это справедливо и для ориентации "para" или "perp" трещины относительно каротажного прибора. Также из Таблицы 2A следует, что проппант без добавки, находящийся в затрубном пространстве, дает несколько более высокие интенсивности отсчетов (примерно на 5%) по сравнению с отсутствием проппанта в затрубном пространстве (только цемент), что связано с пониженным водородным индексом моделируемой суспензии с проппантом по сравнению с цементом. В любом случае, поскольку проппант в зоне скважины обычно также указывает на наличие трещин в пласте, прилегающем к этому интервалу скважины, признак трещины легко выявляется и может быть больше, чем признак, вызываемый проппантом, находящимся только в трещине. Конечно, маловероятно, что все затрубное пространство будет заполнено проппантом, однако данные моделирования для проппанта, содержащего только 0,2% B4C, когда проппант заполняет только 20% объема затрубного пространства, показывают существенные снижения интенсивностей отсчетов (см. аналогичные данные для 20% заполнения проппантом, представленные ниже в Таблице 2B).
| ТАБЛИЦА 2B | ||||||||
| Чувствительность интенсивности отсчетов нейтронов к проппанту, содержащему Gd2O3, в затрубном пространстве (цемент), а также в трещинах пласта. | ||||||||
| Трещины пласта и/или затрубное пространство, содержащие проппант с Gd2O3 | ||||||||
| Пласт | Затрубное пространство | Трещина | Интенсивность отсчетов для ближнего детектора | Изменение по сравнению с доппантом без добавок, в % | Интенсивность отсчетов для дальнего детектора | Изменение по сравнению с доппантом без добавок, в % | Интенсивностьотсчетов для самого дальнего детектора | Изменение по сравнению с доппантом без добавок, в % |
| Пористость 28,3%, ширина трещины -0,4 см | Проппант без добавок | Проппант без добавок | 8984,5 | 0 | 845,05 | 0 | 68,507 | 0 |
| ″ | Проппант +0,27% Gd2O3 | Проппант без добавок | 6732,1 | -25,1% | 599,39 | -29,1% | 47,591 | -30,5% |
| ″ | Проппант +0,054% Gd2O3 | Проппант без добавок | 7434,9 | -17,2% | 674,7 | -20,2% | 54,656 | -20,2% |
| ″ | Проппант +0,27% Gd2O3 | Проппант +0,27% Gd2O3 | 6708,6 | -25,3% | 591,03 | -30,1% | 47,889 | -30,1% |
| ″ | Проппант +0,054% Gd2O3 | Проппант +0,27% Gd2O3 | 7244,7 | -19,4% | 653,36 | -22,7% | 53,182 | -22,4% |
| ″ | Проппант +0,45% Gd2O3 | Проппант +0,45% Gd2O3 | 6555,5 | -27,0% | 579,8 | -31,4% | 46,842 | -31,6% |
Таблица 2B, в которой вместо 1% карбида бора проппант содержит 0,27% оксида гадолиния, показывает, что для проппанта, помеченного Gd2O3, по сравнению с проппантом без добавки для случая нахождения проппанта в затрубном пространстве наблюдается снижение интенсивностей отсчетов примерно на 25-30%. То есть, наблюдается примерно такой же эффект, который отмечен в Таблице 2A для проппанта с добавкой 1% B4C, находящегося в затрубном пространстве. Данные, приведенные в Таблице 2B, также иллюстрируют значимость уменьшенного заполнения (20%) затрубного пространства помеченным проппантом, в котором содержание Gd2O3 уменьшено в пять раз, до 0,054%. Можно видеть, что при заполнении всего лишь 20% затрубного пространства помеченным проппантом и остальной части непомеченным проппантом (или цементом) интенсивности отсчетов снижаются существенно (примерно на 15-20%), что в три раза больше, чем в случае проппанта, содержащего 0,27% Gd2O3, который заполняет трещину шириной 0,4 см (см. фигуру 4I). В Таблице 2B, так же как и в Таблице 2A, действие помеченного проппанта, находящегося в трещине, большей частью маскируется, когда помеченный проппант находится также и в затрубном пространстве скважины. Также можно видеть для данных с наибольшей концентрацией (0,45%) Gd2O3, что увеличение концентрации Gd2O3 выше уровня 0,27% дает лишь небольшой прирост влияния на уменьшение интенсивностей отсчетов (аналогично результатам, представленным на фигурах 4A-4L). Из Таблиц 2A и 2B можно сделать вывод, что одинаковые результаты могут быть получены независимо от того, какое вещество, B4C или Gd2O3, используется для того, чтобы пометить проппант.
Данные в нижеприведенной Таблице иллюстрирует чувствительность интенсивности счета нейтронов к изменению солености скважинного флюида, от флюидов, не содержащих соль (описаны на вышеуказанных фигурах), до флюидов с соленостью до 250 Kppm NaCl (соленость насыщенного солевого раствора).
| ТАБЛИЦА 3 | ||||
| Чувствительность интенсивности отсчетов нейтронов к солености скважинного флюида (BFS). | ||||
| Содержание B4C в проппанте, находящемся в трещине пласта шириной 1,0 см | Соленость скважинного флюида (Kppm NaCl) | Ближний детектор (отсчет/с) | Дальний детектор (отсчет/с) | Самый дальний детектор (отсчет/с) |
| 1% B4C | 0 | 7563,30 | 678,00 | 54,18 |
| ″ | 50 | 6487,90 | 580,95 | 47,25 |
| ″ | 100 | 5829,10 | 514,43 | 41,83 |
| ″ | 150 | 5317,90 | 468,58 | 38,32 |
| ″ | 200 | 4879,90 | 437,07 | 35,55 |
| ″ | 250 | 4607,90 | 409,82 | 33,33 |
| 0% B4C | 0 | 8389,70 | 772,11 | 62,16 |
| ″ | 50 | 7246,60 | 671,63 | 54,34 |
| ″ | 100 | 6508,10 | 597,32 | 48,66 |
| ″ | 150 | 5990,70 | 547,81 | 44,94 |
| ″ | 200 | 5595,10 | 508,74 | 40,96 |
| ″ | 250 | 5260,60 | 479,68 | 39,42 |
| Разница интенсивностей отсчетов (%): (1% B4C-0% B4C)/(0% B4C) для каждой величины BFS |
Соленость скважинного флюида | Разница | Разница | Разница |
| 0 | -9,9% | -12,2% | -12,8% | |
| 50 | -10,5% | -13,5% | -13,1%) | |
| 100 | -10,4% | -13,9% | -14,0% | |
| 150 | -11,2% | -14,5% | -14,7% | |
| 200 | -12,8% | -14,1% | -13,2% | |
| 250 | -12,4% | -14,6% | -15,4% |
Как показано в Таблице 3, соленость скважинного флюида вызывает сильное подавление интенсивностей отсчетов ближнего, дальнего и самого дальнего детекторов. Для высоких уровней солености скважинного флюида снижения интенсивностей отсчетов гораздо больше, чем снижения, вызываемые присутствием карбида бора в проппанте, находящемся в трещине. Например, в пласте с проппантом, содержащем 1% карбида бора, который находится в трещине, если соленость скважинного флюида изменяется от 0 Kppm до 150 Kppm, то интенсивность отсчетов в ближнем детекторе снизится на 29,7% ((5317,9-7563,3)/7563,3). Это снижение примерно в 2-3 раза больше, чем снижения интенсивностей отсчетов (10-15%) в Таблице 1, вызванные изменением концентрации карбида бора в проппанте, находящемся в трещине. Снижения интенсивностей отсчетов, связанные с соленостью скважинного флюида, также аналогичны или превышают по величине действие помеченного проппанта, находящегося в затрубном пространстве скважины, как это показано в Таблицах 2A и 2B. Кроме того, как показано в Таблице 3, независимо от солености скважинного флюида, если соленость не изменяется между данными, полученными до и после гидроразрыва, наличие карбида бора в проппанте, находящемся в трещине, может быть легко обнаружено (10-15% снижения интенсивностей отсчетов).
Если материалы скважины изменяются между получением каротажных данных до и после гидроразрыва (например, изменение солености, как это указано в Таблице 3), или же для получения каротажных данных в разное время используются разные приборы нейтрон-нейтронного каротажа или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата (например, приборы компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, используемые разными сервисными компаниями для получения каротажных данных до и после гидроразрыва), или же различны выходные характеристики источников нейтронов, которые использовались для получения каротажных данных до и после гидроразрыва, скорее всего необходимо будет нормализовать эти данные, предпочтительно в измеренных интервалах или зонах, которые заведомо находятся за пределами интервала, в котором могут быть трещины гидроразрыва. Во многих ситуациях также можно будет вообще исключить каротажные данные, полученные до выполнения гидроразрыва, если данные нейтрон-нейтронного каротажа, компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата уже были получены ранее в скважине. Эти данные, возможно, также нормализованные для приведения в соответствие с данными, полученными после выполнения гидроразрыва, как это уже указывалось, могут заменить данные, полученные до гидроразрыва.
Например, как это можно видеть из Таблицы 3, если между получением каротажных данных до и после гидроразрыва произошли большие изменения солености скважинного флюида, то полученное изменение интенсивностей отсчетов скорее всего будет трудно интерпретировать без использования нормализации. Однако поскольку примерно одинаковое подавление интенсивностей отсчетов, связанное с соленостью, будет наблюдаться как в интервале гидроразрыва, так и в зонах, находящихся выше и ниже зоны гидроразрыва, то можно нормализовать интенсивности отсчетов в каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва, за пределами интервала гидроразрыва, и для нормализации предпочтительно используются зоны, имеющие примерно такую же пористость, что и пласты, подвергающиеся гидроразрыву. Может потребоваться выполнить аналогичную процедуру нормализации, если для получения каротажных данных до и после гидроразрыва используются разные каротажные приборы или источники нейтронов, или же если уже имеющиеся или синтезированные данные, полученные с помощью приборов нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, или импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, используются для замены каротажных данных, полученных до выполнения гидроразрыва.
Следует отметить, что при использовании вышеописанных способов, включающих изменения интенсивностей отсчетов между получением каротажных данных до и после гидроразрыва, указывающих на присутствие помеченного проппанта (и, соответственно, искусственно созданных трещин), в некоторых случаях, в которых можно ожидать изменений газонасыщенности (водородного индекса) между получением каротажных данных до и после гидроразрыва, может оказаться полезным при выполнении сравнений использовать преимущественно измерения ближнего детектора. Относительные изменения (в %) интенсивности отсчетов ближнего детектора, обусловленные изменениями водородного индекса, значительно меньше, чем у детекторов, находящихся дальше от источника (см. Таблицу 1), однако относительное изменение (в %) интенсивности отсчетов каждого детектора, обусловленное присутствием проппанта с активной добавкой более или менее независимо от детектора (см. фигуры 4A-4L). Однако использование ближнего детектора, в отличие от детекторов, расположенных дальше от источника, позволяет эффективно отличать изменения интенсивности отсчетов, обусловленные проппантом, от изменений интенсивности отсчетов, обусловленных водородным индексом.
В Таблице 4 приведены данные, иллюстрирующие ограниченную чувствительность отношений интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов прибора компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа к присутствию проппанта с добавкой карбида бора по сравнению с чувствительностью указанного отношения к изменениям пористости пласта. Отношения интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов (N/F) с проппантом, содержащим карбид бора, и без такого проппанта представлены для различных условий пласта и скважины. Видно, что указанное отношение лишь немного увеличивается в присутствии проппанта. Эти данные, а также данные, содержащие интенсивности отсчетов в Таблицах 1 и 2A, на фигурах 4A-4F и 5A-5B, показывают, что присутствие проппанта, содержащего карбид бора, существенно в меньшей степени влияет на отношение интенсивностей отсчетов тепловых нейтронов для разнесенных детекторов, чем на сами интенсивности отсчетов. Аналогичная малая чувствительность отношения наблюдается и для проппанта, в котором вместо B4C используется Gd2O3.
Для всех данных, приведенных в Таблице 4, проппант содержит 1% карбида бора, трещина имеет ширину 1 см, и используется конфигурация "para", представленная на фигуре 3A. Во всех сеансах моделирования статистическая погрешность (стандартное отклонение) составляет +/- 2% (или менее) от величины указанного отношения. Поскольку в приборах компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа для определения пористости пласта используется указанное отношение, можно использовать уменьшения интенсивностей отсчетов, наблюдаемые в каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва, для определения трещин с одновременным использованием отношения интенсивностей отсчетов в этих каротажных данных для определения пористости пласта, практически не зависящего от присутствия проппанта и наличия трещин.
Другая ценная информация, относящаяся к определению трещин, также приведена в Таблицах 4 и 1, а также на фигурах 8, 9 и 10, которые основаны на информации Таблицы 1. Изменения интенсивностей отсчетов детекторов в Таблице 1 были обусловлены изменениями водородного индекса, вызванными изменением пористости пласта, однако сходные изменения интенсивностей отсчетов будут происходить в результате изменения водородного индекса в данном пласте из-за изменения газонасыщенности в поровом пространстве и/или в трещине. Если водородный индекс пласта изменяется между получением каротажных данных до и после гидроразрыва в связи с изменением газонасыщенности в пласте/трещине, то будут наблюдаться изменения интенсивностей отсчетов всех детекторов. Эти изменения интенсивностей отсчетов, обусловленные изменениями водородного индекса, могут затруднить выделение, идентификацию и/или количественную оценку изменений интенсивностей отсчетов, обусловленных присутствием в трещине и/или в зоне скважины проппанта, содержащего активную добавку. Однако данные Таблицы 4 показывают, что отношение интенсивностей отсчетов нейтронов, чувствительное к изменениям водородного индекса в пласте, практически не зависит от присутствия проппанта.
На фигурах 8 и 9 представлена в графической форме часть информации, содержащейся в этой Таблице. На фигуре 8 иллюстрируется зависимость между водородным индексом пласта и интенсивностью отсчетов ближнего детектора. Верхняя кривая иллюстрирует эту зависимость для случая, когда трещины нет. Нижняя кривая представляет зависимость между водородным индексом пласта и интенсивностью отсчетов ближнего детектора для случая, когда в трещине шириной 1 см, созданной в пласте, присутствует проппант, содержащий карбид бора в количестве 1%. Графики на фигуре 8 показывают, что в широком диапазоне пористостей пласта интенсивности отсчетов в случае присутствия помеченного проппанта существенно ниже по сравнению со случаем, когда в тех же условиях проппант отсутствует. Если верхнюю кривую использовать в качестве заданной откалиброванной зависимости между водородным индексом и интенсивностью отсчетов, то для случая присутствия проппанта пониженные интенсивности отсчетов будут переводиться в более высокие величины кажущегося водородного индекса (больше на 2-5 единиц пористости). На фигуре 9 аналогичные данные представлены в форме зависимости между водородным индексом пласта и отношением интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов. Как можно видеть на фигуре 9, практически нет разницы между зависимостью без проппанта и зависимостью для помеченного проппанта, имеющегося в трещине. Поэтому если для задания определенной зависимости между водородным индексом и отношением использовать нижнюю кривую (трещины нет), то кажущийся водородный индекс, рассчитанный для помеченного проппанта, присутствующего в трещине, будет лишь немного (менее одной единицы пористости) отличаться от водородного индекса, полученного для случая отсутствия проппанта.
Один из способов качественной интерпретации наблюдаемых изменений интенсивностей отсчетов между каротажными данными, полученными до и после гидроразрыва, заключается в объединении данных интенсивностей отсчетов с данными отношений интенсивностей отсчетов. Если наблюдается небольшое изменение отношения для каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва, или же таких изменений вообще нет, то можно с уверенностью утверждать, что любые наблюдаемые изменения интенсивностей отсчетов обусловлены проппантом. Если интенсивность отсчетов и отношение интенсивностей отсчетов существенно изменяются между каротажными данными (или если отношение изменяется существенно, а интенсивность отсчетов изменяется мало), то требуется дальнейшее различение для определения соотношения изменений, обусловливаемых проппантом и изменением водородного индекса материала пласта. Один из способов такого различения заключается в использовании зависимости для определения водородного индекса (пористости) для данного детектора по интенсивности отсчетов (обычная практика в приборах нейтронного каротажа с одним детектором), как это иллюстрируется на фигуре 8, с последующим сравнением этого полученного водородного индекса с водородным индексом, полученным по отношению интенсивностей отсчетов (иллюстрируется на фигуре 9). Если указанная зависимость между водородным индексом и интенсивностью отсчетов и указанная зависимость между водородным индексом и отношением интенсивностей отсчетов должным образом отражают среду в скважине, обе каротажные диаграммы для водородного индекса, полученные до выполнения гидроразрыва, должны совмещаться, поскольку проппант отсутствует. Если эти каротажные диаграммы для водородного индекса, полученные до выполнения гидроразрыва, не совмещаются, то используется вышеописанная процедура для корректировки зависимости между интенсивностью отсчета и водородным индексом, пока водородные индексы, рассчитанные по интенсивности отсчетов и отношению интенсивностей отсчетов, полученным до выполнения гидроразрыва, не будут совмещаться на измеряемом интервале и, особенно, на интервале, в котором ожидается образование трещин. Водородные индексы, вычисленные по интенсивности отсчетов и по отношению интенсивностей отсчетов, полученным после выполнения гидроразрыва, будут также совмещаться, если проппанта нет, даже если водородный индекс (газонасыщенность) пласта меняется между получением каротажных данных до и после гидроразрыва (если же газонасыщенность будет изменяться, то каждая из расчетных кривых водородных индексов, полученных после выполнения гидроразрыва, будет смещена на одну и ту же величину от кривой водородных индексов, вычисленной на основе каротажных данных, полученных до выполнения гидроразрыва). С другой стороны, если проппант присутствует, то когда выполняются измерения после гидроразрыва, водородный индекс, вычисленный по интенсивности отсчетов, полученных после выполнения гидроразрыва, будет выше, чем в случае его вычисления по отношению интенсивностей отсчетов после гидроразрыва, как это можно видеть на фигурах 8 и 9.
Если имеется уверенность, что определенные зависимости между водородным индексом и интенсивностью отсчетов, а также между водородным индексом и отношением интенсивностей отсчетов достаточно точны для условий, ожидаемых в стволе скважины, то можно вообще исключить каротажные данные, полученные до выполнения гидроразрыва. В этом случае необходимо всего лишь сравнить водородный индекс, вычисленный по интенсивности отсчетов после гидроразрыва, с водородным индексом, вычисленным по отношению интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов после гидроразрыва. В тех зонах, в которых водородный индекс, вычисленный по интенсивности отсчетов, выше, присутствует помеченный проппант, независимо от газонасыщенности пласта. При использовании описанного способа необходимо иметь в виду, что поскольку на детекторы, расположенные дальше от источника, скважинные условия действуют в меньшей степени, чем на ближние детекторы, то в некоторых ситуациях для измерения водородного индекса на основе интенсивности отсчетов будет предпочтительнее использовать более удаленный детектор. В этом случае будут минимизироваться любые ошибки, связанные со скважиной, в вышеуказанной зависимости между интенсивностью отсчетов и водородным индексом. С другой стороны, как уже указывалось, в ближнем детекторе (в отличие от дальнего детектора) изменение интенсивности отсчетов (в %), обусловленное изменением концентрации помеченного проппанта, будет довольно большим по сравнению с изменением интенсивности отсчетов детектора, обусловленной изменением водородного индекса. Поэтому во многих ситуациях может быть целесообразно выбирать ближний детектор для измерения интенсивности отсчетов, чтобы получать большие изменения кажущегося водородного индекса, когда присутствует помеченный проппант. Если нет уверенности в том, что определенная зависимость для вычисления кажущегося водородного индекса достаточно точна для условий, которые могут возникать в стволе скважины, или же эти условия существенно изменяются между получением каротажных данных до и после гидроразрыва, то указанную зависимость корректируют с использованием вышеописанной процедуры.
Другой способ совместного использования интенсивности отсчетов детектора и отношения интенсивностей отсчетов для определения местонахождения зон, содержащих помеченный проппант, включает использование графика зависимости указанного отношения от интенсивности отсчетов, как это представлено на фигуре 10. На фигуре 10 в графической форме, с использованием данных Таблицы 1, иллюстрируется действие концентрации карбида бора (B4C) в проппанте на интенсивность отсчетов ближнего детектора тепловых нейтронов в зависимости от отношения интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов. Как уже указывалось, поскольку интенсивность отсчетов ближнего детектора и указанного отношения чувствительны к водородному индексу (пористости) пласта, то их график на интервалах измерения, не содержащих помеченный проппант, будет иметь четко выраженную линию тренда. Поскольку интенсивность отсчетов ближнего детектора также очень чувствительна к помеченному проппанту, а отношение интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов не имеет такой чувствительности (как уже было указано со ссылками на фигуры 8 и 9), то точки на графике, относящиеся к зонам, содержащим проппант, будут выпадать из этой линии тренда. Верхняя кривая на фигуре 10 является линией тренда для данных из Таблицы 1, относящихся к отсутствию проппанта, и четыре точки на этой линии тренда представляют четыре разных пласта с разными величинами водородного индекса (пористости). Эта линия тренда может быть даже лучше определена по реальным каротажным данным, если корректировки на характеристики среды были отдельно применены и к интенсивности отсчетов ближнего детектора, и к отношению интенсивностей, чтобы ввести поправки на диаметр скважины, смещение прибора, соленость скважинного флюида и т.п. Эта верхняя кривая формирует линию тренда (траекторию), по которой точки "перемещаются" при изменении водородного индекса пласта. Если точки выпадают из этой линии тренда (в направлении вниз-вправо), это указывает на присутствие помеченного проппанта (B4C). Нижняя линия, показанная на фигуре 10, представляет вторую линию тренда (траекторию) для зон с разными водородными индексами, содержащих помеченный проппант. Четыре точки на нижней кривой представляют пласты, имеющие такие же величины водородного индекса, что и соответствующие точки на верхней линии тренда, однако все эти нижние точки представляют материалы пластов с трещинами, содержащими керамический проппант с 1% карбида бора. Для этих же четырех пластов, по мере того как концентрация проппанта повышается от 0% до 1%, стрелки на графике показывают постепенное "перемещение" точек. Аналогичный эффект будет наблюдаться при увеличении ширины трещин, содержащих проппант. Показанные на фигуре 10 графические данные могут формировать основу для алгоритмов, используемых в режиме реального времени или при последующей обработке для определения зон, содержащих проппант, помеченный соединениями B4C, Gd2O3 или каким-либо другим материалом, поглощающим тепловые нейтроны.
Этот тип графика интенсивность/отношение может использоваться независимо от того, имеются или нет каротажные данные, полученные до выполнения гидроразрыва. Если же такие данные имеются, то если условия в скважине не изменяются на протяжении интервала измерений (или же если данные откорректированы для учета изменения этих условий), все данные должны формировать линию тренда, такую как верхняя кривая на фигуре 10. На соответствующем графике для данных, полученных после выполнения гидроразрыва, такая же линия тренда должна наблюдаться в зонах, которые не содержат помеченный проппант. Если это не так, то делается вывод, что скважинные условия изменились между получением каротажных данных до и после выполнения гидроразрыва (поскольку интенсивность отсчетов более чувствительна к изменениям скважинных условий, чем отношение интенсивностей отсчетов), и эта информация может использоваться для определения необходимости нормализации интенсивностей отсчетов перед использованием вышеописанного способа совмещения интенсивностей отсчетов, полученных до и после гидроразрыва, для определения зон, содержащих проппант. Если каротажных данных, полученных до выполнения гидроразрыва, нет, то каротажные данные, полученные после выполнения гидроразрыва, могут быть обработаны без таких ранее полученных данных с использованием графического способа, описанного выше со ссылками на фигуру 10.
| Таблица 4 | |
| Отношения (N/F) интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов прибора компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа для случая присутствия проппанта, содержащего карбид бора. | |
| Отношения интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов | |
| Условия: пресная вода в скважине, пористость пласта 28,3% | a) Трещин нет, N/F=10,9. b) Есть трещина с проппантом, N/F=11,1. c) Проппант в цементе, но не в трещине, N/F=11,2. d) Проппант в цементе и в трещине, N/F=11,2. |
| Условия: соленая вода в скважине (250 Kppm NaCl), пористость пласта - 28,3% | a) Трещин нет, N/F=11,0. b) Есть трещина с проппантом, N/F=11,2. |
| Условия: пресная вода в скважине, пористость пласта - 14,15% | a) Трещин нет, N/F=7,7. b) Есть трещина с проппантом, N/F=8,0. |
| Условия: пресная вода в скважине, пористость пласта - 7,1% | a) Трещин нет, N/F=5,67. b) Есть трещина с проппантом, N/F=5,98. |
| Условия: пресная вода в скважине, пористость пласта - 3,5% | a) Трещин нет, N/F=4,48. b) Есть трещина с проппантом, N/F=4,81. |
На фигуре 7A иллюстрируется сравнение наборов данных прибора компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, полученных до и после гидроразрыва. Проппант, использованный для гидроразрыва, был помечен материалом, имеющим большую величину сечения захвата тепловых нейтронов. Расположение и высоты интервалов гидроразрыва определяют, устанавливая соответствие интервалов, в которых имеются различия между интенсивностями отсчетов, полученными до и после гидроразрыва, и соответствующих интервалов глубин скважины.
Интенсивности отсчетов, измеряемые всеми тремя детекторами (ближним, дальним и самым дальним), уменьшаются в каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва, в интервалах гидроразрыва независимо от того, находится ли проппант в скважине, в трещине или одновременно и в скважине, и в трещине. Абсолютные величины интенсивности отсчетов меньше у детекторов, расположенных дальше всего от источника, и относительные сигналы (расхождение между кривыми) могут быть немного больше у детекторов, расположенных дальше от источника. Интервалы нормализации каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва, расположенные выше и ниже предполагаемого интервала гидроразрыва, используются для нормализации указанных каротажных данных в тех случаях, когда требуется нормализация.
ПРИМЕР 2
Прибор импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата
Для определения высоты трещины в пласте моделировался прибор, содержащий импульсный генератор нейтронов с энергиями 14 МэВ (использовался программный пакет MCNP5). После выполнения гидроразрыва пласта записывается информация интенсивностей отсчетов, получаемая детекторами тепловых нейтронов или гамма-излучения, и эта информация представляется в форме кривых спада. Так же, как и в случае приборов нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, полученные параметры сравнивают с соответствующими величинами, записанными в каротажных данных, полученных до выполнения гидроразрыва в скважине, предпочтительно с использованием тех же или аналогичных каротажных приборов, а также с теми же скважинными условиями, для которых были получены каротажные данные после гидроразрыва. Сечения захвата тепловых нейтронов в пласте и в скважине вычисляются по двухкомпонентным кривым спада. Увеличение сечений захвата тепловых нейтронов в пласте и в скважине, наблюдаемое в каротажных данных, полученных средствами импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата после выполнения гидроразрыва, а также уменьшение измеренных интенсивностей отсчетов по сравнению с вычисленными компонентами интенсивностей отсчетов, относящимися к пласту и/или к скважине, и суммарными интенсивностями отсчетов используются для определения присутствия проппанта, содержащего карбид бора, в созданных трещинах и/или в зоне скважины, прилегающей к зоне трещин.
Для сбора и обработки данных, обеспечивающих выявление изменений, связанных с интенсивностями отсчетов, и изменений вычисленных сечений захвата тепловых нейтронов в пласте и в скважине для определения наличия поглотителя нейтронов в проппанте, может использоваться прибор импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата.
В современных приборах импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, описанных, например, в "SPWLA Annual Symposium Transactions, 1983 статья CC "Экспериментальные основы новой системы импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата с коррекцией (спад кривых интенсивностей отсчетов тепловых нейтронов, TMD)", Shultz и др.; 1983, статья DD "Применения новой системы импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата с коррекцией (TMD)", Smith, мл. и др.; и 1984, статья ККК "Применения каротажных данных импульсно-нейтронной системы TMD для аномальных скважинных условий", Buchanan и др., уравнение интенсивности отсчетов c(t), измеренной детекторами тепловых нейтронов (или гамма-излучения) в функции от времени между импульсами нейтронов, имеет следующий вид:
,
где t - время, прошедшее после импульса нейтронов, Abh, Afm - начальные значения компонентов интенсивности отсчетов в скважине и в пласте, соответственно, в конце импульса нейтронов, и Tbh, Tfm, - соответствующие константы экспоненциального спада для компонентов скважины и пласта, соответственно. Компоненты Σbh и Σfm сечения захвата скважины и пласта обратно пропорциональны соответствующим константам спада следующим образом:
,
где сечения захвата выражаются в единицах захвата, и константы спада выражаются в микросекундах.
В каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва, для случая проппанта в трещинах пласта будет наблюдаться увеличение сечения захвата Σfm относительно каротажных данных, полученных до выполнения гидроразрыва. Благодаря возможности разделения обработки интенсивностей отсчетов для скважины и пласта при выполнении импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата будет также наблюдаться пониженная чувствительность сечения захвата пласта к каким-либо неизбежным изменениям в зоне скважины (таким, как изменения солености скважинного флюида или изменения обсадной колонны) между получением каротажных данных до и после гидроразрыва, относительно ситуаций, в которых для измерений используются приборы нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа.
На компонент интенсивности отсчетов, относящийся к пласту, будет также влиять (снижать) борсодержащий материал проппанта, находящегося в трещинах, особенно для приборов импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, содержащих детекторы гамма-излучения. Компонент интенсивности отсчетов, относящийся к пласту, будет также снижаться бором, находящимся в зоне скважины, поскольку многие тепловые нейтроны, возникающие в материале пласта могут быть захвачены материалами зоны скважины (это также является причиной того, что в спектре наблюдаются гамма-кванты, возникающие в результате захвата нейтронов атомами железа, хотя железо присутствует только в трубах, находящихся в скважине, и в корпусе прибора в зоне скважины).
Поскольку большинство современных приборов импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата также измеряют компоненту спада в зоне скважины, то увеличение сечения Σbh захвата материалов скважины и изменение компонента интенсивности отсчетов, относящегося к скважине (особенно в случае, когда в качестве материала, имеющего большую величину сечения захвата, используется карбид бора) в каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва, относительно каротажных данных, полученных до выполнения гидроразрыва, может указывать на присутствие проппанта возле скважины, что обычно является также указанием наличия созданных трещин в прилегающем пласте.
На фигурах 6A-6C и в Таблицах 5A, 5B приведены результаты моделирования с использованием пакета MCNP5 для варианта осуществления изобретения, в котором использовался прибор импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата. Во всех моделях каротажных приборов этого типа использовались детекторы гамма-излучения с NaI. Прибор, характеристики которого вводились в модель, имел диаметр 1,6875 дюйма, обеспечивал получение каротажных данных до выполнения гидроразрыва (фигура 6A) и после выполнения гидроразрыва (фигура 6B) для проппанта, содержащего 1% карбида бора, в трещине шириной 1,0 см, созданной в материале пласта, имеющем пористость 28,3%. На фигуре 6C иллюстрируются каротажные данные, полученные после выполнения гидроразрыва, для проппанта, содержащего 1% карбида бора, в затрубном пространстве скважины (в трещинах проппанта нет). Если не указано иное, условия в скважине и в пласте такие же, как и условия, для которых приведены данные на фигуре 3A. Расстояния детекторов от источника были такими же, как и в предыдущих примерах нейтронного каротажа. На фигурах 6A-6C суммарные интенсивности отсчетов в каждом элементарном интервале времени каждой кривой спада представлены в форме последовательности точек по оси времени (ось X). Убывание интенсивности отсчетов ближнего детектора представлено на каждой фигуре верхней медленно спадающей кривой, дальнему детектору соответствует средняя кривая, и самому дальнему детектору соответствует нижняя кривая. Вычисленные компоненты спада для пласта после двух процедур аппроксимации экспонентами представляют собой медленно спадающие экспоненты (сплошные линии на фигурах), построенные по точкам суммарных кривых спада на каждой фигуре (для каждого детектора). Отклонение кривой спада на ее начальных частях от сплошной линии обусловливается дополнительной интенсивностью отсчетов, вносимой быстро спадающим компонентом, относящимся к скважине. Точки на фигурах, представляющие более быстро спадающий компонент зоны скважины вычислялись путем вычитания вычисленного компонента, относящегося к пласту, из суммарной интенсивности отсчетов. На точки, расположенные вдоль кривых спада для скважины, накладываются линии, представляющие вычисленные экспоненциальные уравнения для скважины алгоритмов двух аппроксимаций экспонентами. Величины R, связанные с каждым вычисленным экспоненциальным компонентом на фигурах 6A-6C, показывают, насколько точно вычисленные величины соотносятся с действительными данными, причем величина 1,0 относится к точной аппроксимации. Хорошее соответствие точек, расположенных вдоль кривых спада, и вычисленных экспоненциальных компонентов для пласта и для скважины подтверждают правильность двух экспоненциальных аппроксимаций.
В Таблице 5A приведена вычисленная информация, относящаяся к пласту и к скважине, которая иллюстрируется на фигурах 6A и 6B, а также аналогичная информация, связанная с кривыми спада, которая получена для случая, когда трещины имеют ориентацию "perp" относительно каротажного прибора (как показано на фигуре 3B). Как можно видеть на фигуре 5A, хотя компонент Σfm сечения захвата, относящийся к пласту, не изменяется в такой же степени, как это следует лишь из объемных соотношений, тем не менее, имеются заметные (до 18%) увеличения компонента Σfm, когда проппант, содержащий карбид бора, находится в трещине, в зависимости от расстояния детектора от источника. Кроме того, Таблица 5A показывает, что ориентация прибора в скважине относительно трещины ("para" или "perp") не сказывается заметно на результатах, как это наблюдается для приборов компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа. Когда в модели MCNP5 в качестве материала с высоким сечением захвата в проппанте вместо B4C (1%) использовался Gd2O3 (0,27%о), компонент Σfm увеличивался аналогичным образом, как это уже отмечалось выше в отношении карбида бора. Кроме того, в соответствии с уравнением 1 интеграл по всему интервалу времени интенсивности отсчетов, ослабевающей по экспоненте, для компонента, относящегося к пласту, может быть вычислен как Afm*τfm, где Afm - начальная величина компонента спада интенсивности отсчетов, относящейся к пласту, и τfm - константа компонента спада интенсивности отсчетов, относящегося к пласту. Вычисленный интеграл компонента Afm*τfm интенсивности отсчетов, относящегося к пласту, снижается примерно на 22-44%, когда в трещине присутствует проппант, содержащий карбид бора, что является серьезным признаком трещины. Кривые спада интенсивностей отсчетов, проинтегрированные на заданном интервале времени после импульсов нейтронов, на котором компонент интенсивности отсчетов, относящийся к пласту, преобладает (например, 400-1000 мкс), могут быть заменены выражением Afm*τfm, однако с некоторым снижением чувствительности и/или точности. Когда при моделировании MCNP5 в качестве материала с высоким сечением захвата в проппанте вместо B4C (1%) использовался Gd2O3 (0,27%), большого снижения величины Afm*τfm, связанного с интенсивностью отсчетов, не наблюдалось, поскольку гадолиний, в отличие от бора, после захвата тепловых нейтронов излучает гамма-кванты. В Таблице 5A также видны некоторые изменения компонента интенсивности отсчетов и сечений захвата, относящегося к скважине. Эти изменения, хотя и могут быть полезными для идентификации трещин, не являются такими систематическими, как изменения информации по компоненту, относящемуся к пласту, поскольку проппант в трещинах пласта в первую очередь влияет на характеристики пласта, по сравнению с характеристиками скважины, получаемыми с помощью импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата.
| ТАБЛИЦА 5A | |||||||||
| Вычисленные параметры интенсивности отсчетов и сечения захвата для пласта и для скважины получены по информации, представленной на фигурах 6A, 6B. Также в Таблице 5 приведены аналогичные данные для ориентации "perp" прибора относительно трещины. В затрубном пространстве скважины присутствует чистый цемент. Моделировались детекторы гамма-излучения с NaI. | |||||||||
| Детектор | B4C в проппанте | Σfm единицы захвата | τfm, МКС | Компонент пласта | Afm*τfm пласта (x1/1000) | Σbh, единицы захвата | τbh, мкс | Компонент скважины | Abh*τbh скважины x1/1000) |
| Ближний | 0% | 16,81 | 270,6722 | 117,21 | 31,725491 | 57,82 | 78,69249 | 374,3 | 29,4546 |
| para | 1% | 16,85 | 270,0297 | 65,46 | 17,676142 | 47,97 | 94,85095 | 350,07 | 33,20447 |
| (1%-0%)/0% | 0,0% | -44% | -17% | 13% | |||||
| Дальний | 0% | 13,54 | 336,0414 | 10,48 | 3,5217134 | 56,92 | 79,93675 | 32,06 | 2,562772 |
| para | 1% | 15,43 | 294,8801 | 8,37 | 2,4681465 | 58,46 | 77,831 | 39,12 | 3,044749 |
| (1%-0%)/0% | 14% | -30% | 3% | 19% | |||||
| Самый дальний | 0% | 11,84 | 384,2905 | 1,37 | 0,526478 | 51,56 | 88,2467 | 4,05 | 0,357399 |
| para | 1% | 13,99 | 325,2323 | 1,2 | 0,3902788 | 61,49 | 73,99577 | 6,35 | 0,469873 |
| (1%-0%)/0% | 18% | -26% | 19% | 31% | |||||
| Ближний | 0% | 17,55 | 259,2593 | 137,21 | 35,572963 | 58,83 | 77,34149 | 299,3 | 23,14831 |
| perp | 1% | 18,84 | 241,5074 | 103,69 | 25,041906 | 57,87 | 78,6245 | 407,2 | 32,0159 |
| (1%-0%)/0% | 7% | -30% | -1,6% | 38% | |||||
| Дальний | 0% | 13,11 | 347,0633 | 9,57 | 3,3213959 | 51,69 | 88,02476 | 30,56 | 2,690037 |
| perp | 1% | 14,69 | 309,7345 | 8,08 | 2,5026549 | 51,64 | 88,10999 | 31,65 | 2,788681 |
| (1%-0%)/0% | 12% | -25% | 0,0% | 4% | |||||
| Самый дальний | 0% | 11,79 | 385,9203 | 1,33 | 0,513274 | 43,98 | 103,4561 | 3,08 | 0,318645 |
| perp | 1% | 13,64 | 333,5777 | 1,2 | 0,4002933 | 49,95 | 91,09109 | 3,74 | 0,340681 |
| (1%-0%)/0% | 16% | -22% | 14% | 7% |
| ТАБЛИЦА 5B | |||||||||
| Вычисленные параметры интенсивности отсчетов и сечения захвата для пласта и для скважины получены для 0,2% карбида бора в затрубном пространстве (цемент). В проппанте, находящемся в трещинах, карбида бора нет. Моделировались детекторы гамма-излучения с NaI. | |||||||||
| Детектор | B4C в проппанте | Σfm единицы захвата | τfm МКС | Компонент пласта | пласта (x1/1000) | Σbh, единицы захвата | τbh, мкс | Компонент скважины | Abh*τbh скважины (x1/1000) |
| Ближний | 0% | 16,81 | 270,6722 | 117,21 | 31,725491 | 57,82 | 78,69249 | 374,3 | 29,4546 |
| para | только 0,2% | 18,25 | 249,3151 | 58,2 | 14,510137 | 71,6 | 63,54749 | 622,3 | 39,5456 |
| (0,2%-0%)/0% | 9% | -54% | 24% | 34% | |||||
| Дальний | 0% | 13,54 | 336,0414 | 10,48 | 3,5217134 | 56,92 | 79,93675 | 32,06 | 2,562772 |
| para | только 0,2% | 14,35 | 317,0732 | 5,43 | 1,7217073 | 60 | 75,83333 | 38,4 | 2,912 |
| (0,2%-0%)/0% | 6% | -51% | 5% | 14% | |||||
| Самый дальний | 0% | 11,84 | 384,2905 | 1,37 | 0,526478 | 51,56 | 88,2467 | 4,05 | 0,357399 |
| para | только 0,2% | 12,89 | 352,9868 | 0,853 | 0,3010978 | 60,3 | 75,45605 | 5,16 | 0,389353 |
| (0,2%-0%)/0% | 9% | -43% | 17% | 9% |
На фигуре 6C показано, что наблюдается увеличение сечении захвата материала пласта и, в особенности, материала скважины, и большое снижение (до 85%) компонентов интенсивностей отсчетов для пласта и скважины, когда проппант, помеченный 1,0% B4C, заполняет затрубное пространство. Однако поскольку маловероятно, что все затрубное пространство скважины будет заполнено проппантом, аналогичные данные моделирования были получены для более реалистичной ситуации частичного заполнения помеченным проппантом затрубного пространства. В Таблице 5B представлены данные, полученные для иллюстрации влияния проппанта, содержащего B4C в количестве 0,2%, который находится в затрубном пространстве скважины (зона цементирования), на приборы импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата. Такая концентрация B4C соответствует 20% заполнения затрубного пространства проппантом, помеченным B4C в количестве 1%. Когда проппант находится в затрубном пространстве скважины, Σfm и Σbh увеличиваются. В частности, когда проппант находится в затрубном пространстве, вычисленный компонент Afm*τfm интенсивности отсчетов для пласта существенно уменьшается, примерно на 50%. Компонент Abh*τbh, также может изменяться, но не в такой степени. Эти изменения могут указывать на наличие расклиненных трещин, если предположить, что некоторая зона скважины, прилегающая к интервалу расклиненных трещин, также содержит помеченный проппант.
Эти эффекты, представленные в Таблицах 5A и 5B, также можно видеть наглядно на графиках спада фигур 6A-6C. Сравнивая три кривые спада на фигуре 6A, полученные до выполнения гидроразрыва, с соответствующими кривыми спада на фигурах 6B, 6C, полученными после выполнения гидроразрыва, можно видеть, что компоненты интенсивностей отсчетов, относящиеся к пласту, спадают гораздо быстрее в случае, когда проппант с добавкой карбида бора находится в трещинах пласта (фигура 6B), и спадают немного, когда проппант с добавкой карбида бора находится в зацементированном затрубном пространстве (фигура 6C). С другой стороны, оказывается, что степень спада компонентов, относящихся к скважине, гораздо менее чувствительна к наличию проппанта в трещине (фигура 6B), но очень полезна для идентификации проппанта, находящегося в скважине (фигура 6C).
Эту пониженная чувствительность компонента, относящегося к скважине, к проппанту, находящемуся в трещине, можно также видеть в данных, приведенных в Таблице 5A, в которой приведены величины Σbh и Abh*τbh, вычисленные по данным спада, приведенным на фигурах 6A и 6B для кривых спада, полученных до и после гидроразрыва, соответственно. Относительное изменение (в %) параметров Σbh и Abh*τbh, относящихся к скважине, в результате выполнения гидроразрыва гораздо меньше по сравнению с относительным изменением (в %) параметров Σfm, и Afm*τfm, относящихся к пласту. Эта пониженная чувствительность компонента, относящегося к скважине и к трещинам, прежде всего объясняется тем, что в зоне скважины не происходит существенных изменений для этих двух ситуаций (трещина, содержащая проппант, не проходит через зону скважины), и на эту зону прежде всего реагирует компонент, относящийся к скважине.
Как это уже указывалось, параметры пласта, полученные в результате импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, менее чувствительны, по сравнению с нейтрон-нейтронным или компенсированным нейтрон-нейтронным каротажем, к изменениям скважинных условий, не связанным с проппантом, в результате выполнения гидроразрыва (таким как изменения солености скважинного флюида или изменения состояния обсадной колонны). Это объясняется способностью систем импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата разделять компоненты, относящиеся к пласту и к скважине. Это можно видеть по данным, приведенным в Таблице 6, где соленость скважинного флюида изменялась от нуля (пресная вода) до 102 Kppm NaCl (соленая вода). Параметры, относящиеся к пласту, практически нечувствительны к такому изменению, в то время как оба параметра, относящиеся к скважине, очень чувствительны к изменению солености. Таким образом, на изменения параметров, относящихся к пласту, которые связаны с присутствием помеченного проппанта, не будут влиять изменения скважинных условий, происшедшие между операциями получения каротажных данных. Кроме того, изменения параметров, относящихся к скважине, вместе с отсутствием изменений параметров, относящихся к пласту, могут использоваться для определения мест, в которых произошли изменения в зоне скважины между операциями получения каротажных данных, поскольку эти изменения также могут представлять интерес.
| ТАБЛИЦА 6 | |||||||||
| Увеличение солености скважинного флюида до 102 Kppm NaCl влияет на параметры скважины и не влияет на параметры пласта, полученные с помощью импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата. Пористость - 28%, в трещине или в затрубном пространстве нет B4C, детекторы гамма-излучения с NaI |
|||||||||
| Детектор | Соленость скважинного флюида (Kppm NaCl) | Σfm единицы захвата | τbh, мкс | Компонент пласта | Afm*τfm пласта (x1/1000) | Σbh, единицы захвата | τbh, мкс | Компонент скважины | Abh*τbh скважины (x1/1000) |
| Ближний | 0K | 16,81 | 270,6722 | 117,2 | 31,722784 | 57,82 | 78,69249 | 374,3 | 29,4546 |
| 102K | 17,06 | 266,7057 | 114,7 | 30,591149 | 89,24 | 50,9861 | 712,3 | 36,3174 | |
| (102K-0K)/0K | 1% | -4% | 54% | 23% | |||||
| Дальний | 0K | 13,53 | 336,2897 | 10,48 | 3,5243163 | 56,92 | 79,93675 | 32,06 | 2,562772 |
| 102K | 13,39 | 339,8058 | 9,33 | 3,1703883 | 69,5 | 65,46763 | 43,32 | 2,836058 | |
| (102K-0K)/0K | 1% | -10% | 22% | 11% | |||||
| Самый дальний | 0K | 11,84 | 384,2905 | 1,37 | 0,526478 | 51,56 | 88,2467 | 4,05 | 0,357399 |
| 102K | 12,17 | 373,8702 | 1,37 | 0,5122021 | 58,01 | 78,43475 | 5,59 | 0,43845 | |
| (102K-0K)/0K | 3% | -3% | 13% | 23% |
Современные приборы импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, обеспечивающие выделение нескольких компонентов, измеряют гамма-излучение и могут использоваться для вычисления компонентов спада излучения для пласта (и, соответственно, Σfm и Afm*τfm), которые лишь в минимальной степени подвержены действию большинства изменений в зоне скважины, как это уже указывалось. Если используется прибор импульсно-нейтронного каротажа, в котором вместо гамма-излучения измеряется поток тепловых нейтронов, то параметр Σfm будет также чувствителен к изменениям в пласте (трещины с помеченным проппантом) и относительно нечувствителен к изменениям в зоне скважины. Параметр Afm*τfm также будет чувствителен к присутствию проппанта в скважине, отчасти из-за того, что поток тепловых нейтронов будет дополнительно ослаблен в результате прохождения из пласта к детекторам каротажного прибора через затрубное пространство скважины, имеющее большое сечение захвата. Параметры спада (Σbh и Abh*τbh), относящиеся к скважине, так же как и в приборе импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, содержащем детекторы гамма-излучения, менее чувствительны к изменениям в пласте по сравнению с параметрами Σfm и Afm*τfm, относящимися к пласту, однако параметры скважины, и особенно Σbh очень чувствительны к помеченному проппанту, находящемуся в скважине. Таким образом, в случае прибора импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, содержащего детекторы нейтронов, помеченный проппант будет в общем случае оказывать такое же действие на все четыре параметра (Σfm и Afm*τfm, Σbh и Abh*τbh), как и в случае прибора импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, содержащего детекторы гамма-излучения. Если в качестве материала, имеющего большую величину сечения захвата, используется бор, то наблюдаемое снижение интенсивности отсчетов скорее всего будет сравнительно меньше в приборах, содержащих детекторы тепловых нейтронов по сравнению с приборами, содержащими детекторы гамма-излучения из-за вышеупомянутого отсутствия гамма-излучения после захвата нейтронов бором.
Может осуществляться мониторинг изменений параметров (Σfm и Afm*τfm, если между операциями получения каротажных данных произошло изменение скважинных условий, которое трудно выразить количественно (например, изменения солености скважинного флюида или состояния обсадной колонны). Поскольку параметр Σfm не очень чувствителен к изменениям в зоне скважины, его мониторинг может осуществляться, если необходимо различать помеченный проппант, находящийся в пласте, и помеченный проппант, находящийся в зоне скважины. С другой стороны, если некоторое количество проппанта, содержащего карбид бора, находится в зоне скважины, прилегающей к созданной трещине, то будет наблюдаться увеличение вычисленного сечения Σbh захвата тепловых нейтронов в скважине в каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва, по сравнению с каротажными данными, полученными до выполнения гидроразрыва (изменения компонентов спада интенсивностей отсчетов и Abh*τbh, относящихся к скважине, будут менее значительными). Эти изменения параметров скважины будут выражены в гораздо меньшей степени, если проппант находится в трещинах пласта. В другом варианте осуществления настоящего изобретения обеспечивается мониторинг изменений параметров Σbh и Afm*τfm, и в некоторых случаях Abh*τbh, (и отсутствие изменения параметра Σfm) для обнаружения проппанта, находящегося в зоне скважины.
Пример сравнения каротажных данных, полученных до выполнения гидроразрыва, и каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва, для прибора импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, содержащего детекторы тепловых нейтронов или детекторы гамма-излучения, показан на фигуре 7B, представляющей данные, полученные от одного из детекторов (ближнего, дальнего или самого дальнего детектора). Проппант, использованный для гидроразрыва, был помечен материалом, имеющим большую величину сечения захвата тепловых нейтронов. До выполнения указанного сравнения может потребоваться нормализация каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва, в интервалах скважины, находящихся за пределами предполагаемой зоны гидроразрыва. Σfm увеличивается, и Afm*τfm уменьшается, когда помеченный проппант находится только в трещине, однако параметры Σbh и Abh*τbh только ограниченно чувствительны к проппанту, находящемуся в трещине (в пласте). Если помеченный проппант находится только в скважине, его влияние на Σfm минимально, поскольку изменения в зоне скважины, как правило, не влияют на Σfm. Параметр Afm*τfm в каротажных данных, полученных после гидроразрыва, уменьшается. Оба параметра Σbh и Abh*τbh также чувствительны к присутствию помеченного проппанта в зоне скважины (Σbh увеличивается, и Abh*τbh уменьшается). Если помеченный проппант находится и в скважине, и в пласте, то все четыре каротажные кривые разделяются в зоне, содержащей проппант. Таким образом, поскольку все четыре параметра импульсно-нейтронного каротажа (Σfm, Afm*τfm и Σbh и Abh*τbh) реагируют по-разному во всех трех вышеуказанных ситуациях местонахождения проппанта, то можно определить, находится ли проппант в зоне скважины, или в трещине, или же и в зоне скважины и в трещине, путем анализа изменений или отсутствия изменений указанных параметров при сравнении каротажных данных до и после гидроразрыва.
Хотя вышеприведенное описание относилось к сравнению каротажных данных, полученных до и после гидроразрыва, для обнаружения местонахождения проппанта, помеченного материалами с большим сечением захвата тепловых нейтронов (например, B4C или Gd2O3), который указывает на созданные трещины, аналогичное сравнение двух (или более) наборов каротажных данных, полученных с использованием приборов компенсированного нейтрон-нейтронного или импульсно-нейтронного каротажа в разное время после выполнения гидроразрыва, может также обеспечивать полезную информацию. Если имеется снижение со временем количества помеченного проппанта в трещине и/или в зоне скважине, то будет обнаружено изменение знака вышеописанных изменений между каротажными данными, полученными сразу же после выполнения гидроразрыва, и аналогичными каротажными данными, полученными позднее (после осуществления какой-либо необходимой нормализации). Увеличение интенсивности отсчетов в каротажных данных, полученных с помощью приборов нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, (или уменьшение параметров Σfm и/или Σbh, а также увеличение Afm*τfm в каротажных данных, полученных с помощью импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата) будет указывать на снижение количества проппанта, обнаруженного в процессе более позднего каротажа. Такое снижение количества проппанта в некотором месте может обеспечивать полезную информацию о скважине. Любое снижение количества проппанта, как правило, связано с выносом проппанта из скважины вместе с нефтепромысловыми флюидами, добываемыми из скважины. Снижение количества проппанта может указывать на то, что трещина уже не так хорошо расклинена, как это было вначале (и, соответственно, может быть, следует выполнить еще один гидроразрыв или другую корректирующую операцию). Снижение количества проппанта может также указывать на зоны гидроразрыва, из которых осуществляется большая часть добычи, поскольку проппант может выноситься только из продуктивных зон. С другой стороны, отсутствие изменений количества проппанта может указывать на зоны, из которых нет добычи, и, соответственно, обеспечивается информация о зонах, которые нуждаются в повторном заканчивании. Если для указанных сравнений использовались приборы импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, то можно будет также определить, выносится ли проппант из зоны скважины или из самих трещин пласта, или из скважины и из трещин. Если каротажные данные получают несколько раз после первого получения каротажных данных после выполнения гидроразрыва, может осуществляться мониторинг последующих изменений. Конечно, было бы полезно знать, было ли обнаруженное снижение количества проппанта вызвано ухудшением качества расклиненной трещины, или же вызвано зонами с наибольшим дебитом, или тем и другим. Различение указанных ситуаций возможно путем дополнения каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва для идентификации проппанта, следующими данными: 1) традиционными каротажными диаграммами эксплуатационных скважин; 2) диаграммами гамма-каротажа, обеспечивающего определение зон осаждения солей в результате добычи; 3) диаграммами акустического каротажа для обнаружения открытых трещин; 4) другими каротажными данными; и/или 5) данными об эксплуатации скважины. Следует иметь в виду, что этот тип информации, полученной после выполнения гидроразрыва, не может быть получен с использованием способов определения трещин, в которых в скважину закачиваются радиоактивные изотопы с малым временем полураспада, поскольку радиоактивный распад делает бесполезными последующие каротажные данные, полученные после выполнения гидроразрыва. Однако это не является проблемой для способов, раскрытых в настоящем описании, поскольку характеристики/свойства проппантов, помеченных бором или гадолинием, со временем не меняются. Следует иметь в виду, что любая возможная неопределенность, вносимая изменениями водородного индекса пласта и/или трещин между операциями каротажа, выполненными после гидроразрыва с использованием приборов компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, может быть устранена так же, как и в ситуации, включающей каротажные данные, полученные до и после гидроразрыва, как это уже описывалось.
Вышеописанные способы определения присутствия гадолиния, бора или другого поглощающего материала с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов в проппанте, помеченном этим материалом, основываются на снижении измеренных интенсивностей отсчетов в детекторах тепловых нейтронов или гамма-квантов в приборах нейтрон-нейтронного, компенсированного нейтрон-нейтронного или импульсно-нейтронного каротажа после того, как проппант поступает в места выполнения гидроразрыва, относительно соответствующих интенсивностей отсчетов, измеренных этими же приборами до выполнения гидроразрыва. В случае приборов импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата присутствие проппанта также идентифицировалось по увеличению вычисленных компонентов сечений захвата тепловых нейтронов, относящихся к пласту и/или к скважине, после распределения проппанта в скважине и пласте. В настоящем описании также раскрывается, преимущественно для приборов компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, альтернативный способ идентификации проппанта, который включает сравнение кажущегося водородного индекса пласта, вычисленного по интенсивности отсчетов детектора, с кажущимся водородным индексом, вычисленным по отношению интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего счетчиков.
Как это будет описано ниже, настоящее изобретение также обеспечивает способ оперативной спектроскопии захватного гамма-излучения в качестве средства идентификации присутствия проппанта с использованием спектральных особенностей/энергий гамма-квантов, излучаемых после захвата тепловых нейтронов поглощающим материалом. В случае поглощения тепловых нейтронов бором это неактуально, поскольку при этом не происходит заметного излучения гамма-квантов высокой энергии. Однако в случае гадолиния и многих других материалов, хорошо поглощающих тепловые нейтроны, после захвата тепловых нейтронов происходит излучение гамма-квантов, которые могут быть измерены. Например, в случае природного гадолиния основным изотопом, который захватывает нейтроны, является Gd157, хотя существенным является также и дополнительный захват тепловых нейтронов изотопом Gd155. В ряде публикаций (например, "Experimental Verification of the Nuclear Data of Gadolinium for Neutron Capture Therapy", Sakurai и др., "Nuclear Science and Technology", Supplement 2, 2002 г., август; а также "Prompt Gamma Ray Imaging for Small Animals", Libai Xu, докторская диссертация, Отделение атомной техники университета штата Сев. Каролина, 2006) описываются эти спектры захватного гамма-излучения и/или пиковые энергии гамма-лучей. Такая информация о пиковой и относительной интенсивностях также имеется в библиотеках данных по ядерным сечениям (таких как файлы ENDF-B данных, предоставляемые Брукхэвенской национальной лабораторией). Например, реакция захвата изотопом Gd157 описывается уравнением: Gd157 (n, y) Gd158+7937 КэВ. Избыточная энергия 7937 КэВ излучается в форме каскадного гамма-излучения с пиковыми энергиями 7937 КэВ, 6750 КэВ, 182 КэВ, 79 КэВ и другими пиками в диапазоне от примерно 700 КэВ до примерно 1800 КэВ (см. Sakurai, фигуры 2 и 3). При захвате нейтронов изотопом Gd155 возбуждается каскадное гамма-излучение с общей энергией 8536 КэВ.
Используя принципы настоящего изобретения, это гамма-излучение измеряется спектральными сцинтилляционными детекторами (такими как детекторы на кристаллах иодида натрия или германиевые детекторы с высоким разрешением) вместе со всеми другими гамма-излучениями, возбуждаемыми после захвата тепловых нейтронов другими химическими элементами, присутствующими в пластах и в скважинах. Такие детекторы с возможностями обработки/хранения спектральных данных могут быть включены в состав колонки скважинных инструментов вместе с детекторами тепловых нейтронов (или вместо них) в приборе нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа, для обработки спектральных данных с использованием различных известных способов спектральной обработки/деконволюции для различения гамма-излучения, исходящего из поглощающего материала в проппанте, и гамма-излучения, исходящего от других элементов/материалов в скважине, и, соответственно, для идентификации интервалов, в которых находится помеченный проппант. Для приборов импульсно-нейтронного каротажа, во многих из которых используются детекторы гамма-излучения, возможно, не надо будет устанавливать дополнительные спектральные детекторы в колонке скважинных инструментов. Детекторы, уже используемые для измерений сечения захвата или содержания углерода/кислорода, могут дополнительно использоваться для целей спектроскопии захватного гамма-излучения, включая идентификацию гамма-излучения, исходящего из помеченного проппанта.
Этот спектроскопический способ обнаружения проппанта может использоваться автономно для определения местонахождения помеченного проппанта. Также, конечно, могут использоваться комбинации таких способов обработки спектра с ранее разработанными способами для обеспечения: 1) отдельного способа спектроскопии, который может быть интегрирован в общий процесс для определения местонахождения помеченного проппанта, или 2) дополнительного подтверждения результатов, полученных с использованием способов, описанных в приложении.
Следует иметь в виду, что поскольку в большинстве ситуаций в подземных пластах или в материалах, используемых в скважине, нет значительных количеств гадолиния или другого материала с высокой степенью поглощения нейтронов (таких как кадмий), имеющих значение для выполняемой операции гидроразрыва, обычно нет необходимости в получении каротажных данных с использованием способа по настоящему изобретению до выполнения гидроразрыва. В большинстве ситуаций гадолиний (или другой поглощающий материал, введенный в проппант), обнаруженный в каротажных данных, полученных после выполнения гидроразрыва, может быть непосредственно связан с помеченным проппантом. Конечно, если в подземных пластах имеются другие значимые источники гадолиния, то могут быть получены спектры до выполнения гидроразрыва и вычтены из спектров, полученных после выполнения гидроразрыва, с последующим использованием способов обработки/деконволюции спектров, раскрытых в настоящем описании. Кроме того, поскольку большинство спектроскопических способов, используемых для идентификации пиков гамма-излучения (особенно при использовании детекторов высокого разрешения), будут работать в условиях изменяющихся скважинных условий, предложенный спектральный способ может быть менее чувствителен к изменениям скважинных условий (и, соответственно, не требует нормализации) по сравнению со способами, рассмотренными выше в настоящем описании.
Пример спектрального способа обнаружения проппанта, в котором реализованы принципы настоящего изобретения, причем проппант содержит гадолиний или покрыт им, представлен в общем виде на блок-схеме фигуры 11. При осуществлении этого иллюстративного варианта способа в скважине через подземный пласт, содержащий проппант, перемещают каротажный прибор, содержащий секции источника нейтронов, детектора захватного гамма-излучения и фотоумножителя. Прибор может также содержать дополнительные детекторы, как это описано в одном из рассмотренных выше вариантов, либо на одной стороне от источника нейтронов с другими детекторами, либо на другой стороне от источника нейтронов. Между источником нейтронов и детектором захватного гамма-излучения может быть также помещен экранирующий материал, как это обычно делается в таких приборах. Движущийся прибор излучает нейтроны и одновременно принимает захватное гамма-излучение из пласта и/или из зоны скважины. Секция фотоумножителя и соответствующие электронные схемы вырабатывают сигнал интегрального спектра, являющийся входной информацией для программного обеспечения, осуществляющего известную деконволюцию спектра. Программное обеспечение формирует отдельные элементы спектра, включая элементы, обусловленные гадолинием, и другие отдельные элементы S1-S5, обусловленные другими обнаруженными химическими элементами, такими как, например, кремний, кальций, железо, водород и хлор, то есть, элементами, обычно присутствующими в подземных пластах и/или в зоне скважины. Поскольку гадолиния обычно нет в пласте или в зоне скважины, то сигнал, соответствующий гадолинию, на выходе программного обеспечения, обеспечивающего деконволюцию спектра, указывает оператору каротажных измерений, что на уровне нахождения каротажного прибора имеется проппант, содержащий гадолиний.
Хотя на фигуре 11 иллюстрируется использование способов обработки спектра для обнаружения проппанта, содержащего гадолиний, однако специалисту в данной области техники будет понятно, что могут обнаруживаться также и другие материалы, добавляемые в проппант, такие как кадмий, самарий, иридий, бор, европий и их смеси. Кроме того, описанный способ обнаружения активной добавки по спектру может также использоваться для определения двух или более материалов с большим сечением захвата тепловых нейтронов, содержащихся в проппанте, помещенном в пласт и/или в зону скважины. Каротажный прибор, схема которого представлена на фигуре 11, может быть прибором импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, или прибором нейтрон-нейтронного или компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа. Далее, иллюстративный вариант способа, представленный на фигуре 11, может включать множество заходов для получения каротажных данных и может использовать различные комбинации интенсивностей отсчетов детекторов.
Вышеприведенное описание и рассмотренные в нем варианты лишь иллюстрируют изобретение, никоим образом не ограничивая его объем. Специалистам в данной области техники будет понятно, что описанное изобретение допускает различные модификации, связанные с несущественными изменениями содержания материалов или способа изготовления. В той степени, в которой такие материалы или способы являются по существу эквивалентными, они охватываются нижеприведенной формулой изобретения.
1. Способ каротажа скважины, проходящей через подземный пласт, включающий:
осуществление по меньшей мере одной операции каротажа на отрезке скважины, причем в процессе каждой такой операции в скважине перемещают каротажный прибор, содержащий источник излучения нейтронов и по меньшей мере один детектор, измеряющий гамма-излучение захвата тепловых нейтронов, с получением спектров энергии захватного гамма-излучения, зависящих от продольного положения прибора в скважине; и
использование указанных спектров энергии захватного гамма-излучения, полученных в результате по меньшей мере одной операции каротажа, для определения присутствия проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, в пласте и/или в зоне скважины;
причем указанное использование включает различение захватного гамма-излучения, исходящего из проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, и захватного гамма-излучения, возникающего в результате реакций тепловых нейтронов с другими составляющими компонентами пласта и скважины;
причем указанное различение включает вычитание эталонных спектров отдельных элементов, аппроксимацию с использованием способа наименьших квадратов или другие способы обработки/деконволюции спектров для отграничения захватного гамма-излучения, исходящего из материала с большой величиной сечения захвата, содержащегося в проппанте, от захватного гамма-излучения, исходящего из других элементов/материалов, присутствующих в пласте и в зоне скважины; и
указанное определение на стадии использования включает идентификацию отрезков в скважине, в которых обнаружено захватное гамма-излучение, исходящее из материала с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов.
2. Способ каротажа скважины по п. 1, в котором каротажный прибор является прибором импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата.
3. Способ каротажа скважины по п. 1, в котором каротажный прибор является прибором нейтронного или компенсированного нейтронного каротажа, и источник нейтронов является химическим источником нейтронов или генератором нейтронов.
4. Способ каротажа скважины по п. 1, в котором материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов включает по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из гадолиния, кадмия, самария, иридия, бора, европия и их смесей.
5. Способ каротажа скважины по п. 1, в котором проппант помещают в пласт и/или в зону скважины в процессе выполнения операций искусственного формирования трещин.
6. Способ каротажа скважины, проходящей через подземный пласт, включающий:
осуществление по меньшей мере одной операции каротажа на отрезке скважины, причем в процессе каждой такой операции в скважине перемещают каротажный прибор, содержащий источник излучения нейтронов и по меньшей мере один детектор, измеряющий гамма-излучение захвата тепловых нейтронов, с получением спектров энергии захватного гамма-излучения, зависящих от продольного положения прибора в скважине; и
использование указанных спектров энергии захватного гамма-излучения, полученных в результате по меньшей мере одной операции каротажа, для определения присутствия проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, в пласте и/или в зоне скважины;
причем указанное использование включает различение захватного гамма-излучения, исходящего из проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, и захватного гамма-излучения, возникающего в результате реакций тепловых нейтронов с другими составляющими компонентами пласта и скважины;
причем указанное различение включает вычитание эталонных спектров отдельных элементов, аппроксимацию с использованием способа наименьших квадратов или другие способы обработки/деконволюции спектров для отграничения захватного гамма-излучения, исходящего из материала с большой величиной сечения захвата, содержащегося в проппанте, от захватного гамма-излучения, исходящего из других элементов/материалов, присутствующих в пласте и в зоне скважины;
причем указанное определение на стадии использования включает идентификацию отрезков в скважине, в которых обнаружено захватное гамма-излучение, исходящее из материала с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов; при этом
указанный проппант помещают в пласт и/или в зону скважины в процессе выполнения операций искусственного формирования трещин; и
по меньшей мере одна операция каротажа включает первую операцию каротажа до выполнения операций искусственного формирования трещин и вторую операцию каротажа после выполнения операций искусственного формирования трещин, и указанное различение включает дополнительно сравнение или совмещение спектров энергии захватного гамма-излучения, полученных в результате первой операции каротажа, со спектрами энергии захватного гамма-излучения, полученными в результате второй операции каротажа.
7. Способ каротажа скважины по п. 6, в котором указанное совмещение включает вычитание указанных спектров энергии захватного гамма-излучения, полученных в результате первой операции каротажа, из спектров энергии захватного гамма-излучения, полученных на этой же глубине скважины в результате второй операции каротажа.
8. Способ каротажа скважины по п. 6, в котором указанное сравнение включает сравнение измеренных интенсивностей отсчетов захватного гамма-излучения, полученных из спектров энергии захватного гамма-излучения первой операции каротажа в заданном диапазоне (или диапазонах) энергий, с соответствующими измеренными интенсивностями отсчетов, полученными во второй операции каротажа в этом же диапазоне (или диапазонах) энергий.
9. Способ каротажа скважины по п. 8, в котором указанное сравнение осуществляют таким образом, что проппант, содержащий материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, определяют в тех отрезках скважины, в которых интенсивность отсчетов во второй операции каротажа превышает интенсивность отсчетов, полученную в первой операции каротажа.
10. Способ каротажа скважины по п. 8, в котором детектор каротажного прибора, используемый для получения измеренных интенсивностей отсчетов, находится ближе к источнику нейтронов в приборе по сравнению с одним или более другими детекторами.
11. Способ каротажа скважины по п. 8, в котором указанное сравнение включает формирование совмещенной каротажной диаграммы как функции глубины скважины, на которой измеренные интенсивности отсчетов, полученные в первой операции каротажа, совмещают с измеренными интенсивностями отсчетов, полученными во второй операции каротажа.
12. Способ каротажа скважины по п. 6, в котором каротажный прибор является прибором импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, и указанное определение дополнительно включает использование сравнения сечения захвата пласта и/или сечения захвата скважины, вычисленных в процессе первой операции каротажа, с соответствующими сечениями захвата, полученными в процессе второй операции каротажа.
13. Способ каротажа скважины, проходящей через подземный пласт, включающий
осуществление по меньшей мере одной операции каротажа на отрезке скважины, причем в процессе каждой такой операции в скважине перемещают каротажный прибор, содержащий источник излучения нейтронов и по меньшей мере один детектор, измеряющий гамма-излучение захвата тепловых нейтронов, с получением спектров энергии захватного гамма-излучения, зависящих от продольного положения прибора в скважине; и
использование указанных спектров энергии захватного гамма-излучения, полученных в результате по меньшей мере одной операции каротажа, для определения присутствия проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, в пласте и/или в зоне скважины;
причем указанное использование включает различение захватного гамма-излучения, исходящего из проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, и захватного гамма-излучения, возникающего в результате реакций тепловых нейтронов с другими составляющими компонентами пласта и скважины;
причем указанное различение включает вычитание эталонных спектров отдельных элементов, аппроксимацию с использованием способа наименьших квадратов или другие способы обработки/деконволюции спектров для отграничения захватного гамма-излучения, исходящего из материала с большой величиной сечения захвата, содержащегося в проппанте, от захватного гамма-излучения, исходящего из других элементов/материалов, присутствующих в пласте и в зоне скважины;
причем указанное определение на стадии использования включает идентификацию отрезков в скважине, в которых обнаружено захватное гамма-излучение, исходящее из материала с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов; при этом
указанный проппант помещают в пласт и/или в зону скважины в процессе выполнения операций искусственного формирования трещин; и
указанное определение дополнительно включает сравнение интенсивностей отсчетов, полученных прибором нейтронного каротажа, содержащим по меньшей мере один детектор тепловых нейтронов, в процессе первой операции каротажа, выполненной перед операциями искусственного формирования трещин, с интенсивностями отсчетов, полученных соответствующим прибором нейтронного каротажа в процессе второй операции каротажа, выполненной после операций искусственного формирования трещин.
14. Способ каротажа скважины по п. 13, в котором указанный по меньшей мере один детектор тепловых нейтронов расположен в каротажном приборе с противоположной стороны от источника нейтронов в качестве указанного по меньшей мере одного детектора, измеряющего гамма-излучение захвата тепловых нейтронов.
15. Способ каротажа скважины, проходящей через подземный пласт, включающий
осуществление по меньшей мере одной операции каротажа на отрезке скважины, причем в процессе каждой такой операции в скважине перемещают каротажный прибор, содержащий источник излучения нейтронов и по меньшей мере один детектор, измеряющий гамма-излучение захвата тепловых нейтронов, с получением спектров энергии захватного гамма-излучения, зависящих от продольного положения прибора в скважине; и
использование указанных спектров энергии захватного гамма-излучения, полученных в результате по меньшей мере одной операции каротажа, для определения присутствия проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, в пласте и/или в зоне скважины;
причем указанное использование включает различение захватного гамма-излучения, исходящего из проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, и захватного гамма-излучения, возникающего в результате реакций тепловых нейтронов с другими составляющими компонентами пласта и скважины;
причем указанное различение включает вычитание эталонных спектров отдельных элементов, аппроксимацию с использованием способа наименьших квадратов или другие способы обработки/деконволюции спектров для отграничения захватного гамма-излучения, исходящего из материала с большой величиной сечения захвата, содержащегося в проппанте, от захватного гамма-излучения, исходящего из других элементов/материалов, присутствующих в пласте и в зоне скважины;
причем указанное определение на стадии использования включает идентификацию отрезков в скважине, в которых обнаружено захватное гамма-излучение, исходящее из материала с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов; при этом
указанный проппант помещают в пласт и/или в зону скважины в процессе выполнения операций искусственного формирования трещин; и
указанное определение дополнительно включает сравнение интенсивностей отсчетов, измеренных ближним и/или дальним детекторами прибора компенсированного нейтронного каротажа в процессе операции каротажа, выполненной после операции формирования трещин, с соответствующими вычисленными интенсивностями отсчетов детекторов, полученными с использованием полученных зависимостей между отношением интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов прибора компенсированного нейтронного каротажа и измеренными интенсивностями отсчетов детекторов, полученными в процессе этой же операции каротажа.
16. Способ каротажа скважины по п. 15, в котором зависимости между отношением интенсивностей отсчетов ближнего и дальнего детекторов прибора компенсированного нейтронного каротажа и измеренными интенсивностями отсчетов детекторов получают с использованием отрезка или отрезков скважины, заведомо не содержащими проппант.
17. Способ каротажа скважины, проходящей через подземный пласт, включающий:
осуществление по меньшей мере одной операции каротажа на некотором отрезке скважины, причем в процессе каждой такой операции в скважине перемещают каротажный прибор, содержащий источник нейтронов и по меньшей мере один детектор, измеряющий гамма-излучение захвата тепловых нейтронов с получением спектров энергии захватного гамма-излучения, зависящие от продольного положения прибора в скважине; и
использование спектров энергии захватного гамма-излучения, полученных в результате по меньшей мере одной операции каротажа, для определения присутствия двух или более материалов с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, содержащихся в проппанте, помещенном в пласт и/или в зону скважины;
причем указанное использование включает различение захватного гамма-излучения, исходящего из проппанта, содержащего материалы с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, и захватного гамма-излучения, возникающего в результате реакций тепловых нейтронов с другими составляющими компонентами пласта и скважины;
причем указанное различение включает вычитание эталонных спектров отдельных элементов, аппроксимацию с использованием способа наименьших квадратов или другие способы обработки/деконволюции спектров для отграничения захватного гамма-излучения, исходящего из любого из двух или более указанных материалов с большой величиной сечения захвата, содержащихся в проппанте, от захватного гамма-излучения, исходящего из других элементов/материалов, присутствующих в пласте и в зоне скважины; и
указанное определение на стадии использования включает идентификацию отрезков в скважине, в которых обнаружено захватное гамма-излучение, исходящее из любого из указанных двух или более материалов с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов.
18. Способ каротажа скважины по п. 17, в котором проппант помещают в пласт и/или в зону скважины в процессе выполнения операций искусственного формирования трещин.
19. Способ по п. 18, в котором одна часть проппанта содержит один материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, а вторая часть проппанта содержит один или более других материалов с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов.
20. Способ каротажа скважины, проходящей через подземный пласт, включающий:
осуществление двух операций каротажа на некотором отрезке скважины, причем в процессе каждой такой операции в скважине перемещают каротажный прибор, содержащий источник нейтронов и по меньшей мере один детектор, измеряющий гамма-излучение захвата тепловых нейтронов, с получением спектров энергии захватного гамма-излучения, зависящих от продольного положения прибора в скважине; и
использование спектров энергии захватного гамма-излучения, полученных в результате каждой операции каротажа, для определения изменений содержания проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, в пласте и/или в зоне скважины между двумя операциями каротажа;
причем указанное использование включает различение захватного гамма-излучения, исходящего из проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, и захватного гамма-излучения, возникающего в результате реакций тепловых нейтронов с другими составляющими компонентами пласта и скважины;
причем указанное различение включает вычитание эталонных спектров отдельных элементов, аппроксимацию с использованием способа наименьших квадратов или другие способы обработки/деконволюции спектров для отграничения захватного гамма-излучения, исходящего из материала с большой величиной сечения захвата, содержащегося в проппанте, от захватного гамма-излучения, исходящего из других элементов/материалов, присутствующих в пласте и в зоне скважины; и
причем указанное определение на стадии использования включает идентификацию отрезков скважины, на которых интенсивность/количество гамма-квантов захватного гамма-излучения, исходящего из материала с большим сечением захвата тепловых нейтронов, в первой операции каротажа отличается от интенсивности/количества гамма-квантов захватного гамма-излучения, исходящего из материала с большим сечением захвата тепловых нейтронов, во второй операции каротажа.
21. Способ по п. 20, в котором обе операции каротажа выполняют после помещения материала с большим сечением захвата тепловых нейтронов в процессе операции по искусственному формированию трещин в трещины пласта и/или в прилегающие зоны скважины.
22. Способ по п. 21, в котором из пласта, подвергнутого разрыву, между двумя операциями каротажа добывают флюиды, и разница между интенсивностями/количествами гамма-квантов захватного гамма-излучения является показателем изменения количества проппанта, содержащего материал с большим сечением захвата тепловых нейтронов, находящегося в пласте и/или в прилегающей зоне скважины, в результате добычи флюида.
23. Способ по п. 20, в котором каротажный прибор является прибором импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, и указанное определение дополнительно включает использование сравнения сечения захвата пласта и/или сечения захвата скважины, вычисленных в процессе первой операции каротажа, с соответствующими сечениями захвата, полученными в процессе второй операции каротажа.
