СПОСОБЫ И УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОЦЕНКИ ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РЕЗЕРВУАРОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДА КРИВЫХ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ИСПЫТАНИИ РАЗРЫВА НАГНЕТАНИЕМ/СБРОСОМ Российский патент 2009 года по МПК E21B49/00 

Описание патента на изобретение RU2359123C2

Текст описания приведен в факсимильном виде.

Похожие патенты RU2359123C2

название год авторы номер документа
СПОСОБ (ВАРИАНТЫ) ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПОДЗЕМНЫХ ПЛАСТОВ С УЖЕ СУЩЕСТВУЮЩИМИ ТРЕЩИНАМИ 2006
  • Крэйг Дэвид П.
RU2417315C2
СПОСОБЫ И СИСТЕМЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВ ПОДЗЕМНЫХ ФОРМАЦИЙ 2006
  • Крейг Дэвид П.
RU2432462C2
СИСТЕМА И СПОСОБ ВЫПОЛНЕНИЯ СКВАЖИННЫХ ОПЕРАЦИЙ ГИДРОРАЗРЫВА 2012
  • Коэн Чарльз-Эдуард
  • Сюй Вэньюэ
  • Тарди Филипп М. Дж.
  • Вэн Сяовэй
RU2634677C2
СПОСОБ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ С ОТВЕДЕНИЕМ С ПОМОЩЬЮ СПОСОБНОГО РАЗЛАГАТЬСЯ МАТЕРИАЛА 2012
  • Бустос Оскар
  • Фредд Кристофер Н.
  • Чен Иянь
  • Абад Карлос
  • Адеогун Гоке
RU2640618C2
СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ИСПЫТАНИЙ СВАБИРОВАНИЕМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕЛИНЕЙНОЙ РЕГРЕССИИ 2008
  • Кальдера Хосе А.
RU2474682C2
СПОСОБ ПРОВЕРКИ ГЕОМЕТРИИ ТРЕЩИНЫ ДЛЯ МИКРОСЕЙСМИЧЕСКИХ СОБЫТИЙ 2014
  • Максвелл Шон
  • Вэн Сяовэй
  • Кресс Ольга
  • Чиппола Крэйг
  • Мэк Марк
  • Ратледж Джеймс Т.
  • Андерхилл Уилльям
  • Гангули Утпал
RU2637255C2
МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ ДОБЫЧИ ИЗ МНОГОСЛОЙНЫХ СМЕШАННЫХ ПЛАСТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДАННЫХ О ДИНАМИКЕ ИЗМЕНЕНИЯ ДЕБИТА СМЕШАННЫХ ПЛАСТОВ И ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ 2001
  • По Бобби Д.
RU2274747C2
СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ В СКВАЖИНЕ 2011
  • Гангули Утпал
  • Онда Хитоси
  • Вэн Сяовэй
RU2569116C2
СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ В СКВАЖИНЕ 2011
  • Онда Хитоси
  • Гангули Утпал
  • Вэн Сяовэй
RU2561114C2
СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДИСТАНЦИОННОГО ВМЕШАТЕЛЬСТВА С ПОМОЩЬЮ ЛОГИЧЕСКОГО КЛАПАННОГО УПРАВЛЕНИЯ 2003
  • Лоннс Стивен Б.
  • Сорем Уилльям А.
RU2358090C2

Реферат патента 2009 года СПОСОБЫ И УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОЦЕНКИ ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РЕЗЕРВУАРОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДА КРИВЫХ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ИСПЫТАНИИ РАЗРЫВА НАГНЕТАНИЕМ/СБРОСОМ

Изобретение относится к области методов оценки нефтяной и газовой подземной формации. Техническим результатом является уменьшение влияния вредных эффектов, зависящих от давления свойств флюида при вычислении проницаемости и сопротивления поверхности разрыва резервуара. Испытание разрыва нагнетанием/сбросом состоит из нагнетания жидкости, газа или их комбинации, содержащей желаемые добавки для совместимости с формацией, при давлении нагнетания, превышающем давление разрыва формации, с последующим периодом остановки. Спад давления во время периода остановки измеряется и анализируется для определения проницаемости и сопротивления поверхности разрыва путем подготовки специализированного декартова графика исходя из данных остановки с использованием скорректированных псевдопеременных, таких как данные скорректированного псевдодавления и данные скорректированного псевдовремени. Этот анализ позволяет данным на графике располагаться вдоль прямой линии наряду с постоянными или зависящими от давления свойствами флюида. Наклон и пересечение прямой линии являются соответственно показателями вычислений проницаемости k и сопротивления поверхности разрыва R0. 8 н. и 78 з.п. ф-лы, 9 ил.

Формула изобретения RU 2 359 123 C2

1. Способ оценки физических параметров пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы, на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) закрывают подземную формацию;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(e) определяют физические параметры подземной формации из данных скорректированного псевдодавления.

2. Способ по п.1, где график данных скорректированного псевдодавления относительно времени является прямой линией с наклоном mм и пересечением bм, где
mм является функцией проницаемости k и bм является функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.

3. Способ по п.2, где данные скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, выводятся с использованием следующего уравнения:

где = средняя вязкость, m/Lt, сП;
= вязкость газа, m/Lt, сП;
p = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pа = переменная скорректированного псевдодавления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина
сt = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;

4. Способ по п.3, где прямая линия определяется уравнением

где
и

где cа1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
са2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
da = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
paw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(xa)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yа)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.

5. Способ по п.4, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
и
,
где ϕ - пористость, безразмерная величина;
Bg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут;

6. Способ по п.5, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(уа)n, (ха)n} строится график (уа)n относительно (xа)n для определения наклона mм и пересечения bм,
где ne = номер измерений, соответствующий концу нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.

7. Способ по п.6, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:

8. Способ по п.6, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:


где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.

9. Способ по п.1, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.

10. Способ по п.9, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.

11. Способ по п.1, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.

12. Способ оценки физических параметров пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) закрывают подземную формацию;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления и времени в данные скорректированного псевдовремени для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(е) определяют физические параметры подземной формации из данных скорректированного псевдодавления и данных скорректированного псевдовремени.

13. Способ по п.12, где график данных скорректированного псевдодавления относительно времени является прямой линией с наклоном mм и пересечением bм, где
mм является функцией проницаемости k и bм является функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.

14. Способ по п.13, где данные скорректированного псевдовремени и скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, определяются соответственно следующими уравнениями:
и

где = средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pa = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
сt = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.

15. Способ по п.14, где прямая линия определяется уравнением
,
где
и

где cар1= cа1= первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
cap2= ca2= вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
dар = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
paw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(ta)n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;
ар)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yар)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.

16. Способ по п.15, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
и
,
где ϕ = пористость, безразмерная величина;
Вg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина разрыва, L, фут.

17. Способ по п.16, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(уар)n, (xар)n} строится график (уар)n относительно (xар)n для определения наклона mм и пересечения bм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.

18. Способ по п.17, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:

19. Способ по п.17, где проницаемости k и Ro поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:


где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.

20. Способ по п.12, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.

21. Способ по п.20, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.

22. Способ по п.12, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.

23. Способ оценки проницаемости k пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) закрывают подземную формацию;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(e) определяют проницаемость k подземной формации из данных скорректированного псевдодавления.

24. Способ по п.23, где график данных скорректированного псевдодавления в течение времени является прямой линией с наклоном mм, который является функцией проницаемости k.

25. Способ по п.24, где данные скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, выводятся с использованием следующего уравнения:

где = средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
ра = переменная скорректированного псевдодавления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
сt = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.

26. Способ по п.25, где прямая линия определяется уравнением

где
и

cа1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2
сa2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2
dа = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
paw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(xa)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yа)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.

27. Способ по п.26, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
и

где ϕ = пористость, безразмерная величина;
Вg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.

28. Способ по п.27, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(yа)n, (xа)n} строится график (ya)n относительно (xa)n для определения наклона mм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.

29. Способ по п.28, где проницаемость k определяется следующим уравнением:

30. Способ по п.28, где проницаемость k определяется следующим уравнением:

где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.

31. Способ по п.23, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.

32. Способ по п.31, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.

33. Способ по п.23, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.

34. Способ оценки проницаемости k пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации,
(b) закрывают подземную формацию;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления и времени в данные скорректированного псевдовремени для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(е) определяют проницаемость k подземной формации из данных скорректированного псевдодавления и данных скорректированного псевдовремени.

35. Способ по п.34, где график данных скорректированного псевдодавления относительно данных скорректированного псевдовремени является прямой линией с наклоном mм, который является функцией проницаемости k.

36. Способ по п.35, где данные скорректированного псевдовремени и скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, определяются соответственно следующими уравнениями:
и

где = средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pа = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
ct = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.

37. Способ по п.36, где прямая линия определяется уравнением

где
и

где cар1=ca1=первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
cap2=ca2=вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
dap = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;
Δрa = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рaw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(ta)n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;
(xар)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yар)n - скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;

38. Способ по п.37, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
и
,
где ϕ = пористость, безразмерная величина;
Bg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.

39. Способ по п.38, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(уар)n, (xар)n} строится график (уар)n относительно (Хар)n для определения наклона mм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.

40. Способ по п.39, где проницаемость k определяется следующим уравнением:

41. Способ по п.39, где проницаемость k определяется следующим уравнением:

где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.

42. Способ по п.34, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.

43. Способ по п.42, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.

44. Способ по п.34, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.

45. Способ оценки сопротивления R0 поверхности разрыва пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) закрывают подземную формацию;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(е) определяют сопротивление R0 поверхности разрыва подземной формации из данных скорректированного псевдодавления.

46. Способ по п.45, где график данных скорректированного псевдодавления относительно времени является прямой линией с пересечением bM, где bM является функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.

47. Способ по п.46, где данные скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, выводятся из следующих уравнений:

где = средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pа = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
сt = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.

48. Способ по п.47, где прямая линия определяется уравнением

где
и

ca1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
ca2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
da = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
paw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(xа)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yа)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.

49. Способ по п.48, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
и

где ϕ = пористость, безразмерная величина;
Вg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.

50. Способ по п.49, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(уа)n, (xа)n} строится график (уа)n относительно (xа)n для определения пересечения bM,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.

51. Способ по п.50, где R0 поверхности разрыва определяется:

52. Способ по п.45, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.

53. Способ по п.52, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.

54. Способ по п.45, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.

55. Способ оценки сопротивления R0 поверхности разрыва пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержит этапы на которых:
(a) инжектируют нагнетаемый флюид в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) закрывают зону подземной формации;
(c) собирают данные измерения давления на протяжении времени из подземной формации во время остановки;
(d) преобразуют данные измерения давления в соответствующие данные скорректированного псевдодавления и времени в данные скорректированного псевдовремени для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара; и
(e) определяют сопротивление R0 поверхности разрыва подземной формации из данных скорректированного псевдодавления и данных скорректированного псевдовремени.

56. Способ по п.55, где график данных скорректированного псевдодавления относительно данных скорректированного псевдовремени является прямой линией с пересечением bм, где bм является функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.

57. Способ по п.56, где данные скорректированного псевдовремени и скорректированного псевдодавления, используемые на этапе преобразования, определяются соответственно следующими уравнениями:
и

где = средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
ра = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
ct = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.

58. Способ по п.57, где прямая линия определяется уравнением:

где
и

где cар1=cа1=первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
cap2=ca2=вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
dap = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рaw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(ta)n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;
(xap)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yap)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.

59. Способ по п.58, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
и

где ϕ - пористость, безразмерная величина;
Вg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.

60. Способ по п.59, где этап преобразования итерируется со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и для каждой пары координат {(yар)n, (xар)n} строится график (уар)n относительно (xар)n для определения пересечения bм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.

61. Способ по п.60, где R0 поверхности разрыва определяется:

62. Способ по п.55, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.

63. Способ по п.62, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.

64. Способ по п.55, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.

65. Система для оценки физических параметров пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержащая:
(a) насос для инжектирования нагнетаемого флюида в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) средство для сбора данных измерения давления из подземной формации во время периода остановки,
(c) средство для преобразования данных измерений давления в данные скорректированного псевдодавления для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара, и
(d) средство для определения физических параметров подземной формации из данных скорректированного псевдодавления.

66. Система по п.65, где средство для определения содержит графическое средство для построения графика данных скорректированного псевдодавления относительно времени, где график представляет собой прямую линию с наклоном mм и пересечением bм, где mм является функцией проницаемости k и bм является функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.

67. Система по п.66, где данные скорректированного псевдодавления определяются уравнением

где = средняя вязкость, m/Lt, сП;
µg = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
= среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
ра = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
ct = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.

68. Способ по п.67, где прямая линия определяется уравнением

где
и

ca1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления прсдзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
cа2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
da = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рaw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(xa)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(ya)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.

69. Способ по п.68, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
и

где ϕ = пористость, безразмерная величина;
Bg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.

70. Система по п.69, где средство преобразования итерирует преобразование каждых скорректированных псевдоданных со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и где графические средства строят график (уа)n относительно (xа)n для определения наклона mм и пересечения bм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.

71. Система по п.70, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:
и

72. Система по п.70, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:
и

где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.

73. Система по п.65, где нагнетаемый флюид является жидкостью, газом или их комбинацией.

74. Система по п.73, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.

75. Система по п.65, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.

76. Система оценки физических параметров пористых пород подземной формации, содержащей сжимаемый флюид резервуара, содержащая:
(а) насос для инжектирования нагнетаемого флюида в подземную формацию с давлением нагнетания, превышающим давление разрыва подземной формации;
(b) средство для сбора данных измерения давления из подземной формации во время периода остановки,
(c) средство для преобразования данных измерений давления в данные скорректированного псевдодавления и времени в данные скорректированного псевдовремени для минимизации ошибки, связанной с зависящими от давления свойствами флюида резервуара, и
(d) средство для обнаружения признаков эволюции в данных скорректированного псевдодавления относительно данных скорректированного псевдовремени для определения физических параметров подземной формации.

77. Система по п.76, где средство обнаружения содержит графическое средство для построения эволюции данных скорректированного псевдодавления относительно данных скорректированного псевдовремени, которая является прямой линией с наклоном mм как функцией проницаемости k и пересечением bм как функцией сопротивления R0 поверхности разрыва.

78. Система по п.77, где данные скорректированного псевдовремени и скорректированного псевдодавления соответственно определяются уравнениями:
и

где = средняя вязкость, m/Lt, сП;
µп = вязкость газа, m/Lt, сП;
р = давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
- среднее давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
ра = переменная скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рw = скважинное давление, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
pLfD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;
сt = полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1;
= средняя полная сжимаемость, Lt2/m, (фунт на квадратный дюйм)-1.

79. Система по п.78, где прямая линия определяется уравнением
;
;
и

где cар1= cа1= первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3/2, (фунт на квадратный дюйм)1/2·сП1/2;
cap2= ca2= вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m2/L2t7/2, (фунт на квадратный дюйм)3/2·сП1/2;
dap = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt3, (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;
Δра = разность переменных скорректированного давления, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
рaw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt2, (фунт на квадратный дюйм);
tn = время на отрезке времени n, t, ч;
tne = время в конце нагнетания, t, ч;
(ta)n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;
(xap)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;
(yар)n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина.

80. Система по п.79, где первая и вторая переменные метода кривых восстановления давления предзакрытия определяются как
и

где ϕ = пористость, безразмерная величина
Bg = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;
Sf = жесткость разрыва, m/L2t2, (фунт на квадратный дюйм)/фут;
wL = потерянная из-за утечки ширина, L, фут.

81. Система по п.80, где средство для преобразования итерирует преобразование каждых скорректированных псевдоданных со значением n, изменяющимся от ne+1 до максимального значения nmax, и где графическое средство строит график (уа)n относительно (xа)n для определения наклона mм и пересечения bм,
где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;
nmax = соответствует точке данных, записанных при закрытии разрыва, или точке последних записанных данных перед закрытием вызванного разрыва.

82. Система по п.80, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:
и

83. Система по п.80, где проницаемости k и R0 поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:


где ω - коэффициент упругоемкости разрыва, безразмерная величина.

84. Система по п.76, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.

85. Система по п.84, где нагнетаемый флюид содержит желаемые добавки для совместимости с подземной формацией.

86. Система по п.76, где флюид резервуара является жидкостью, газом или их комбинацией.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2009 года RU2359123C2

MAYERHOFER M.J
et al
"Pressure Transient Analysis of Fracture Calibration Tests", SPE 26527, 03.10.1993, p.217-230
Способ послойного определения параметров пластов 1986
  • Гергедава Шахо Калистратович
  • Десятков Вячеслав Константинович
  • Иванин Владимир Савельевич
  • Марков Анатолий Иванович
SU1420143A1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 1998
  • Хасанов М.М.
  • Хатмуллин И.Ф.
  • Хамитов И.Г.
  • Абабков К.В.
RU2135766C1
RU 2002123298 A, 27.01.2004
US 5305209 A, 19.04.1994
Устройство для формирования управляющих воздействий 1973
  • Таратин Александр Федорович
  • Владычин Геннадий Павлович
  • Земляков Николай Дмитриевич
  • Сироткин Ефим Яковлевич
SU481866A1

RU 2 359 123 C2

Авторы

Крэйг Дэвид П.

Даты

2009-06-20Публикация

2005-02-22Подача