способы и устройства для оценки физических параметров резервуаров с использованием метода кривых восстановления давления при испытании разрыва нагнетанием/сбросом

Формула изобретения

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 m_м и пересечением b_м, где

m_м является функцией проницаемости k и b_м 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/Lt ², (фунт на квадратный дюйм);

= среднее давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

p_а = переменная скорректированного псевдодавления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

p_w = скважинное давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

pL_fD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина

с_t = 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 c_а1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt^3/2, (фунт на квадратный дюйм)^1/2·сП ^1/2;

с_а2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m²/L²t^7/2, (фунт на квадратный дюйм)^3/2·сП^1/2;

d_a = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt³, (фунт на квадратный дюйм)/ч;

р_а = разность переменных скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_ar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

p_aw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt ², (фунт на квадратный дюйм);

t_n = время на отрезке времени n, t, ч;

t_ne = время в конце нагнетания, t, ч;

(x_a)_n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;

(y_а) _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 - пористость, безразмерная величина;

B_g = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

S_f = жесткость разрыва, m/L²t² , (фунт на квадратный дюйм)/фут;

w_L = 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 n_max, и для каждой пары координат {(у_а)_n, (х_а)_n } строится график (у_а)_n относительно (x _а)_n для определения наклона m_м и пересечения b_м,

где ne = номер измерений, соответствующий концу нагнетания;

n_max = 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 - 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 m_м и пересечением b_м, где

m_м является функцией проницаемости k и b_м 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;

µ_g = вязкость газа, m/Lt, сП;

р = давление, m/Lt² , (фунт на квадратный дюйм);

= среднее давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

p_a = переменная скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_w = скважинное давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

pL_fD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;

с_t = 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 c_ар1= c_а1= первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt^3/2, (фунт на квадратный дюйм) ^1/2·сП^1/2;

c_ap2= c _a2= вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m²/L²t^7/2 , (фунт на квадратный дюйм)^3/2·сП^1/2 ;

d_ар = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt³ , (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;

р_а = разность переменных скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_ar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

p_aw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt ², (фунт на квадратный дюйм);

t_n = время на отрезке времени n, t, ч;

t_ne = время в конце нагнетания, t, ч;

(t_a)_n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;

(х _ар)_n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;

(y_ар)_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 = пористость, безразмерная величина;

В_g = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

S_f = жесткость разрыва, m/L²t² , (фунт на квадратный дюйм)/фут;

w_L = 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 n_max, и для каждой пары координат {(у_ар)_n, (x_ар )_n} строится график (у_ар)_n относительно (x_ар)_n для определения наклона m_м и пересечения b_м,

где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;

n_max = 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 R ₀ поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:

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





где - 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 m_м , 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;

µ_g = вязкость газа, m/Lt, сП;

р = давление, m/Lt² , (фунт на квадратный дюйм);

= среднее давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_а = переменная скорректированного псевдодавления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_w = скважинное давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

pL_fD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;

с_t = 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



c_а1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt^3/2, (фунт на квадратный дюйм)^1/2·сП ^1/2

с_a2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m² /L²t^7/2, (фунт на квадратный дюйм) ^3/2·сП^1/2

d_а = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt³, (фунт на квадратный дюйм)/ч;

р_а = разность переменных скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_ar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

p_aw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt ², (фунт на квадратный дюйм);

t_n = время на отрезке времени n, t, ч;

t_ne = время в конце нагнетания, t, ч;

(x_a)_n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;

(y_а) _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 = пористость, безразмерная величина;

В_g = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов

S_f = жесткость разрыва, m/L²t² , (фунт на квадратный дюйм)/фут;

w_L = 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 n_max, и для каждой пары координат {(y_а)_n, (x_а)_n } строится график (y_a)_n относительно (x _a)_n для определения наклона m_м,

где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;

n_max = 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 - 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 m_м, 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;

µ_g = вязкость газа, m/Lt, сП;

р = давление, m/Lt² , (фунт на квадратный дюйм);

= среднее давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

p_а = переменная скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

p_w = скважинное давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

pL_fD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;

c_t = 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 c_ар1=c_a1=первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt^3/2, (фунт на квадратный дюйм) ^1/2·сП^1/2;

c_ap2=c _a2=вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m²/L²t^7/2 , (фунт на квадратный дюйм)^3/2·сП^1/2 ;

d_ap = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt³ , (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;

р_a = разность переменных скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_ar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_aw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt ², (фунт на квадратный дюйм);

t_n = время на отрезке времени n, t, ч;

t_ne = время в конце нагнетания, t, ч;

(t_a)_n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;

(x _ар)_n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;

(y_ар)_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 = пористость, безразмерная величина;

B_g = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

S_f = жесткость разрыва, m/L²t² , (фунт на квадратный дюйм)/фут;

w_L = 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 n_max, и для каждой пары координат {(у_ар)_n, (x_ар) _n} строится график (у_ар)_n относительно (Х_ар)_n для определения наклона m_м ,

где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;

n_max = 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 - 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 b _M, где b_M является функцией сопротивления R ₀ 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;

µ_g = вязкость газа, m/Lt, сП;

р = давление, m/Lt² , (фунт на квадратный дюйм);

= среднее давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

p_а = переменная скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_w = скважинное давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

pL_fD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;

с_t = 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



c_a1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt^3/2, (фунт на квадратный дюйм)^1/2·сП ^1/2;

c_a2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m²/L²t^7/2, (фунт на квадратный дюйм)^3/2·сП^1/2;

d_a = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt³, (фунт на квадратный дюйм)/ч;

р_а = разность переменных скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_ar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

p_aw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt ², (фунт на квадратный дюйм);

t_n = время на отрезке времени n, t, ч;

t_ne = время в конце нагнетания, t, ч;

(x_а)_n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;

(y_а) _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 = пористость, безразмерная величина;

В_g = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

S_f = жесткость разрыва, m/L²t² , (фунт на квадратный дюйм)/фут;

w_L = 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 n_max, и для каждой пары координат {(у_а)_n, (x_а)_n } строится график (у_а)_n относительно (x _а)_n для определения пересечения b_M ,

где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;

n_max = 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 b_м, где b _м 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;

µ_g = вязкость газа, m/Lt, сП;

р = давление, m/Lt² , (фунт на квадратный дюйм);

= среднее давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_а = переменная скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_w = скважинное давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

pL_fD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;

c_t = 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 c_ар1=c_а1=первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt^3/2, (фунт на квадратный дюйм) ^1/2·сП^1/2;

c_ap2=c _a2=вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m²/L²t^7/2 , (фунт на квадратный дюйм)^3/2·сП^1/2 ;

d_ap = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt³ , (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;

р_а = разность переменных скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_ar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_aw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt ², (фунт на квадратный дюйм);

t_n = время на отрезке времени n, t, ч;

t_ne = время в конце нагнетания, t, ч;

(t_a)_n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;

(x _ap)_n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;

(y_ap)_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 - пористость, безразмерная величина;

В_g = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

S_f = жесткость разрыва, m/L²t² , (фунт на квадратный дюйм)/фут;

w_L = 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 n_max, и для каждой пары координат {(y_ар)_n, (x_ар) _n} строится график (у_ар)_n относительно (x_ар)_n для определения пересечения b _м,

где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;

n_max = 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 m_м и пересечением b_м, где m _м является функцией проницаемости k и b_м является функцией сопротивления R₀ поверхности разрыва.

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



где = средняя вязкость, m/Lt, сП;

µ_g = вязкость газа, m/Lt, сП;

р = давление, m/Lt² , (фунт на квадратный дюйм);

= среднее давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_а = переменная скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

p_w = скважинное давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

pL_fD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;

c_t = 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



c_a1 = первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления прсдзакрытия, m/Lt^3/2, (фунт на квадратный дюйм)^1/2·сП ^1/2;

c_а2 = вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m²/L²t^7/2, (фунт на квадратный дюйм)^3/2·сП^1/2;

d_a = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt³, (фунт на квадратный дюйм)/ч;

р_а = разность переменных скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_ar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_aw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt ², (фунт на квадратный дюйм);

t_n = время на отрезке времени n, t, ч;

t_ne = время в конце нагнетания, t, ч;

(x_a)_n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;

(y_a) _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 = пористость, безразмерная величина;

B_g = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

S_f = жесткость разрыва, m/L²t² , (фунт на квадратный дюйм)/фут;

w_L = 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 n_max, и где графические средства строят график (у_а)_n относительно (x_а) _n для определения наклона m_м и пересечения b _м,

где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;

n_max = 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 R ₀ поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:

и



где - 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 m_м как функцией проницаемости k и пересечением b_м как функцией сопротивления R ₀ поверхности разрыва.

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

и



где = средняя вязкость, m/Lt, сП;

µ_п = вязкость газа, m/Lt, сП;

р = давление, m/Lt² , (фунт на квадратный дюйм);

- среднее давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_а = переменная скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_w = скважинное давление, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

pL_fD = безразмерное давление в гидравлически разорванной скважине, безразмерная величина;

с_t = 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 c_ар1= c_а1= первая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt^3/2, (фунт на квадратный дюйм) ^1/2·сП^1/2;

c_ap2= c _a2= вторая скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m²/L²t^7/2 , (фунт на квадратный дюйм)^3/2·сП^1/2 ;

d_ap = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, m/Lt³ , (фунт на квадратный дюйм)/ч, с переменной скорректированного псевдовремени;

р_а = разность переменных скорректированного давления, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_ar = переменная скорректированного давления резервуара, m/Lt², (фунт на квадратный дюйм);

р_aw = переменная скорректированного давления скважины, m/Lt ², (фунт на квадратный дюйм);

t_n = время на отрезке времени n, t, ч;

t_ne = время в конце нагнетания, t, ч;

(t_a)_n = скорректированное время на отрезке времени n, t, ч;

(x _ap)_n = скорректированная переменная метода кривых восстановления давления предзакрытия, безразмерная величина;

(y_ар)_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 = пористость, безразмерная величина

B_g = объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

= среднее объемное соотношение газа формации, безразмерная величина, баррель/миллион стандартных кубических футов;

S_f = жесткость разрыва, m/L²t² , (фунт на квадратный дюйм)/фут;

w_L = 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 n_max, и где графическое средство строит график (у_а)_n относительно (x_а) _n для определения наклона m_м и пересечения b _м,

где ne = номер измерений, соответствующий времени конца нагнетания;

n_max = 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 R ₀ поверхности разрыва определяются следующими уравнениями:





где - 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.

Описание изобретения к патенту

Текст описания приведен в факсимильном виде.