СПОСОБ МОНИТОРИНГА МЕСТА РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ НЕТРАДИЦИОННЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
METHOD FOR MONITORING THE LOCATION OF NON-CONVENTIONAL HYDROCARBON PRODUCTION AND DEVELOPMENT

Настоящее изобретение относится к области добычи нетрадиционных углеводородов и, в частности, мониторинга места разведки и разработки нетрадиционных углеводородов.
Нетрадиционные углеводороды (жидкие или газообразные) обозначают ресурсы, добыча которых требует возбуждающей обработки, кроме традиционных средств бурения, противоположно обычным углеводородам, добыча которых не требует специальной обработки, кроме как нагнетания воды или газа для увеличения коэффициента отдачи углеводородов (метод повышения отдачи пласта EOR). Нетрадиционные углеводороды относятся, следовательно, к различным типам ресурсов, среди которых:
- сланцевая нефть (shale oil) является нефтью, защемленной в коренной породе вследствие ее глубокого залегания;
- нефть плотных коллекторов (tight oil) является нефтью, которой удалось мигрировать от коренной породы, но которая остается локализованной в малопроницаемом пласте-коллекторе;
- газ плотных коллекторов или компактный газ (tight gaz) является газом, накопившимся в малопроницаемом пласте-коллекторе, также как вышеназванная нефть. Обычно речь идет о метане в промежуточном положении между сланцевым газом и обычным газом;
- газ угольных пластов (coalbed methane-CBM) является газом, который встречается в угольных пластах, с высоким содержанием адсорбированного метана, который шахтеры называют “grisou” (болотный газ). Он образуется из простых вертикальных скважин, когда природного растрескивания породы достаточно для освобождения достаточного количества метана для создания значительного дебита. В противном случае необходимо стимулировать породу посредством гидравлического разрыва;
- рудничный газ (coal mine methane-CMM) является газом той же природы, что и предыдущий, который добывают простым закачиванием в старые незатопленные шахты, особенно, во Франции в старых рудных жилах департамента Нор-Па-де-Кале;
- битуминозные сланцы (oil shale) и битуминозные пески (oil sands) являются органическими веществами, которые недостаточно долго находились в коренной породе для преобразования в углеводороды. Их разработка требует не гидравлического разрыва, а чрезвычайно дорогостоящей в плане энергии термической обработки;
- сланцевый газ (shale gaz) является газом, оставшимся запертым в осадочной породе, расположенным на глубине от 2000 до 3000 м от поверхности. Метан содержится там в несообщающихся микропорах, возможно, он адсорбируется на глинистых непроницаемых частицах. Среда является, следовательно, одновременно коренной породой и пласт-коллектором, но эта непроницаемость препятствует его добыче обычными средствами бурения.
Добыча нетрадиционных углеводородов, особенно трудная, требует систематического использования чрезвычайно дорогостоящих комбинированных методов бурения наклонных скважин и разрыва пласта. Например, добыча нетрадиционных углеводородов, таких как углеводороды коренных пород (Shale-Plays): сланцевая нефть (Oil-Shale) и сланцевый газ (Gaz-Shale), требует разрыва вмещающей породы для освобождения этих углеводородов. Действительно, по сравнению с обычным природным газом, который удерживается в проницаемой породе, обеспечивающей несложную добычу, сланцевый газ защемляется в порах породы, ставшей непроницаемой из-за содержащейся в ней глине.
Для всех углеводородов коренных пород, вышеназванных нетрадиционных углеводородов, речь идет о породах, расположенных на глубине в пределах 2000-4000 м. Эти породы являются естественно крупнотрещиноватыми или мелкотрещиноватыми, но крупные или мелкие трещины закрыты, что не позволяет следовательно флюиду циркулировать и проходить насквозь. Цель разрыва пласта заключается в раскрытии и расширении этой сетки крупных/мелких трещин. Для этого, одним из возможных методов разрыва является нагнетание жидкости под давлением. Однако на этих глубинах трещины будут естественно закрываться, необходимо следовательно закреплять эту сетку трещин и делать так, чтобы она оставалась открытой, чтобы газ и/или нефть могли бы циркулировать к продуктивной скважине для извлечения на поверхность.
Существует несколько типов разрыва пласта, такие как:
- атомный разрыв (1967 г.), которые не стали применять, но который заключался во взрыве под землей атомной бомбы для создания сетки крупных/мелких трещин, для обеспечения возможности разработки этих углеводородов;
3
- гидравлический разрыв, являющийся способом, который позволяет раскрывать сетку мелких трещин, которые уже существуют естественно, расширять ее и следовательно создавать более широкую сетку мелких трещин. В воду для гидравлического разрыва добавляют частицы (проппант), микрошарики диоксида кремния (песка), которые покрывают целиком стенки крупных/мелких трещин, позволяя образовавшимся крупным/мелким трещинам оставаться в этом состоянии и не закрываться естественным образом. Добавляют также повыситель вязкости, бактерицид (чтобы убить, возможно, присутствующие бактерии) и вещество типа полимера, чтобы жидкость с частицами легче циркулировала на глубине и которое позволяет тем самым снизить расход энергии на поверхности. Используют также добавки агропищевой промышленности и биоразлагаемые продукты. Гидравлический разрыв требует относительно большого количества воды: 10000-20000 м воды на скважину.
- механический разрыв посредством взрыва (динамит), или же
- разрыв нагнетанием газа, такого как фторпропан (невоспламеняющийся пропан) и гелий при высокой температуре.
Широкомасштабная разработка нетрадиционных углеводородов была начата в двухтысячных годах, когда цена углеводородов устойчиво установилась на некотором высоком пороге в связи с застоем в добыче обычной нефти и газа и ростом мирового потребления энергии. Эти цены, а также достижения в области методов добычи позволили финансировать значительные капиталовложения, необходимые для обеспечения ввода в эксплуатацию многочисленных скважин, особенно в США. В США было создано 600000 рабочих мест с началом разработки этого типа углеводородов. Цена на уголь в США снизилась на 30-40%, цена на газ в США также снизилась, однако пока еще не во всем мире. Более того, это отрицательно сказалось на цене на нефть, поскольку США стали импортировать ее меньше.
Опасность, о которой часто упоминают, говоря о разведке и разработке этих нетрадиционных углеводородов, касается того, что вода для разрыва пласта (во время гидравлического разрыва, особенно) может вступать в конфликт с водами для других применений, типа питьевых вод. Между тем, имеется возможность предусмотреть использование воды, не подходящей для потребления, для гидравлического разрыва, такой как морская вода (несмотря на то, что это приводит к возникновению некоторых проблем, типа сульфатов, H2S…, но с ними умеют справиться), или же солоноватых вод (рассолов).
Другая серьезная опасность, о которой часто упоминают, - это непосредственное загрязнение гидравлического разрыва с природными питьевыми водами, присутствующими в недрах. Но учитывая глубину, на которой этот гидравлический разрыв осуществляется (для памяти, на глубине от 2000 до 4000 м), очень трудно предположить такую опасность непосредственного загрязнения. Напротив, более серьезная опасность существует вдоль всей скважины, связанная с ее герметичностью.
Таким образом, проблемы окружающей среды, сопутствующие добыче сланцевого газа, особенно загрязнение запасов воды, связанное с потенциальными утечками углеводородов и флюидов, нагнетаемых для разрыва пласта под землей, особенно внутри слоя грунтовых питьевых вод (даже если он почти нулевой), а также выделение парниковых газов, вызывают в некоторых странах, большое недоверие среди общественности.
Для ограничения этих проблем окружающей среды, мониторинг мест добычи нетрадиционных углеводородов в ходе разведки, затем во время и после разработки, т.е. извлечения нетрадиционных углеводородов, имеет особое значение при разработке такой технологии.
Для такого мониторинга можно предусмотреть нагнетание в подземное образование индикаторного газа, полностью химически инертного. Однако, такой метод, требующий нагнетания специального газа в больших количествах, учитывая величину затронутых объемов, является трудноосуществимым.
Предметом настоящего изобретения является способ мониторинга места добычи нетрадиционных углеводородов, позволяющий определять количество углеводородов, присутствующих в зонах над зоной их разведки и разработки. Способ по изобретению основывается на разработке модели, описывающей концентрацию газа в зависимости от времени, посредством геохимических анализов в условиях залегания инертных газов и, при необходимости, нагнетаемого газа, используемого для разрыва пласта, содержащихся в жидкотекучих фазах проб грунта. Благодаря анализу инертных газов способ по изобретению позволяет предупредить утечку углеводородов над местом разведки/разработки.
Способ по изобретению
Изобретение касается способа мониторинга подземного образования, в котором добывают нетрадиционные углеводороды, причем в названном подземном образовании присутствует, по меньшей мере, один инертный газ. Для этого способа осуществляют следующие стадии:
а) выбирают модель диффузии названного инертного газа и модель диффузии добываемого углеводорода, причем каждая модель описывает изменение концентрации в зависимости от времени, глубины и коэффициента диффузии;
б) перед добычей углеводородов, отбирают, по меньшей мере, одну первую пробу флюида, присутствующего в так называемой зоне мониторинга месторождения, расположенной над названным подземным образованием, и измеряют состав, по меньшей мере, одного инертного газа внутри названной первой пробы;
в) в ходе и/или после названной добычи углеводородов отбирают, по меньшей мере, одну вторую пробу флюида, присутствующего в названной зоне мониторинга, и измеряют концентрацию названного инертного газа внутри названной второй пробы;
г) повторяют стадию в) в разные моменты времени;
д) когда названная концентрация названного инертного газа увеличивается, изменяют названный коэффициент эффективной диффузии модели диффузии инертного газа, так чтобы модель диффузии инертного газа была когерентна с названными измерениями, и из этого выводят соотношение между названным коэффициентом диффузии и названным измененным коэффициентом диффузии; и
е) применяют названное соотношение к модели диффузии названного добываемого углеводорода, исходя из которой определяют количество названного добываемого углеводорода, присутствующего в названной зоне мониторинга в момент времени t.
По изобретению, названная зона мониторинга является водоносной.
Преимущественно, утечку названного добываемого углеводорода вне подземного образования обнаруживают с помощью определенного названного количества добываемого углеводорода, присутствующего в названной зоне мониторинга.
Предпочтительно, названные нетрадиционные углеводороды добывают посредством разрыва названного подземного образования.
Преимущественным образом, названный разрыв осуществляется нагнетанием газа, такого как фторпропан или гелий.
Предпочтительным образом, определяют количество названного нагнетаемого газа, присутствующего в названной зоне мониторинга в момент времени t, с помощью модели диффузии названного нагнетаемого газа, к которой применяют названное соотношение между названным коэффициентом диффузии и названным измененным коэффициентом диффузии.
По одной характеристике изобретения, названный нагнетаемый газ содержит, по меньшей мере, один инертный газ.
По варианту осуществления изобретения углеводороды содержат метан.
Преимущественно, названный инертный газ является гелием или аргоном.
Краткое описание рисунков
Прочие характеристики и преимущества способа по изобретению появятся при чтении приведенного ниже описания неограничивающих примеров осуществлений, со ссылкой на прилагаемые и описываемые ниже рисунки.
Фиг. 1 изображает пример добычи нетрадиционных углеводородов.
4
Фиг. 2 изображает модели диффузии гелия (Не), аргона (Ar), фторпропана (FP) и метана (CH), подстроенные посредством геохимических измерений.
Фиг. 3 изображает улучшение подстройки с последующими геохимическими измерениями.
4
Фиг. 4 изображает расчет промежутка времени, которым располагают для принятия решения и устранения будущей утечки CH.
Подробное описание изобретения
Способ мониторинга по изобретению касается места разведки или разработки нетрадиционных углеводородов.
4
2
6
3
8
4
10
По одному неограничивающему примеру осуществления, изображенному на фиг.1, добыча нетрадиционных углеводородов НС, содержащихся в подземном образовании Zhc, в виде особой вмещающей породы, например, породы типа глинистой с очень низкой проницаемостью, осуществляется через скважину Р. Зона, содержащая углеводороды Zhc, покрыта верхней зоной, в частности, водоносным слоем, содержащим воду. Добыча нетрадиционных углеводородов НС требует специальной обработки, в частности, разрыва подземного образования Zhc. Такой разрыв позволяет извлекать НС посредством скважины Р, но может привести к миграции углеводородов в верхнюю зону. Такая миграция может быть либо адвективной, если разрыв оказался слишком крупным и недостаточно контролируемым, либо диффузной, что характерно для всех мест добычи. Так как диффузия не зависит от проницаемости, а зависит только от пористости, даже в случае пласта с очень низкой проницаемостью, явление диффузии будет иметь место. В случае диффузии, на фиг. 1, диффузия углеводородов НС (метана СН, этана СН, пропана СН, бутана СН…) условно обозначена искривленными стрелками. При этом метан в большинстве случаев является преобладающим соединением и соединением, диффундирующим быстрее всех из углеродов, так как его молекула является самой маленькой. Особенно следует избегать диффузии в верхнюю зону, если речь идет о водоносном слое, в целях ограничения проблем с окружающей средой, связанных с добычей нетрадиционных углеводородов. Способ по изобретению позволяет контролировать такую диффузию в эту верхнюю зону, называемую зоной мониторинга Zsur. Преимущественно, эта зона мониторинга Zsur соответствует солончаковому водоносному пласту, образованному непитьевой водой, перед тем, как иметь водоносный пласт с питьевой водой (выше (близко к поверхности) в водяном столбе).
Существует несколько типов разрывов пласта, такие как (i) нагнетание воды под давлением (речь идет о гидравлическом разрыве пласта), например, в сочетании с микрошариками диоксида кремния (песок) для сохранения созданного разрыва открытым, такие как (ii) механический разрыв посредством взрыва (динамит) или же (iii) посредством нагнетания газа, такого как фторпропан (невоспламеняющийся пропан) или же горячий гелий (особенно, для скважин/разрывов в арктическом регионе, где вода замерзает слишком быстро и где фторпропан оказывается неэффективным по этим причинам).
Нагнетаемый газ, например, фторпропан или гелий, используемый как «средство разрыва», также может утекать из-за диффузии и загрязнять перекрывающую зону относительно трещиноватой разрабатываемой породы. Такую диффузию также можно предупредить в целях ограничения проблем с окружающей средой, связанных с разработкой нетрадиционных углеводородов разрывом посредством нагнетания газа.
Способ мониторинга по изобретению позволяет определить количество углеводородов, диффундирующих в верхнюю зону, и позволяет спрогнозировать утечку углеводородов в эту зону посредством анализа инертных газов, особенно и возможно газа, нагнетаемого для разрыва пласта (например, фторпропана или гелия), присутствующих в верхней зоне. Действительно, подземное образование, в котором находятся нетрадиционные углеводороды, содержит также инертные газы (например, гелий или аргон), которые также диффундируют к верхней зоне. Гелий естественно присутствует в геологических пространствах, тем более, если они глубокого залегания. Сверх того, для разрыва пласта посредством нагнетания газа нагнетаемый газ может также содержать инертные газы, которые будут диффундировать в верхнюю зону (особенно в случае нагнетания горячего гелия).
Способ мониторинга основывается на использовании трех важных характеристик инертных газов по сравнению с углеводородами, а при случае, и с нагнетаемым газом:
- более быстрая диффузия в водной среде;
- более высокая способность к обнаружению измерительными приборами; и
- инертность относительно окружающей их среды с химической и биологической точки зрения.
Способ мониторинга включает, в основном, следующие стадии:
1. Выбор моделей диффузии инертного газа и углеводородов;
2. Измерение концентрации инертного газа до разведки и разработки;
измерение концентрации инертного газа в ходе разведки, в ходе и после разработки;
подстройка модели диффузии инертного газа с измерениями концентрации;
обновление модели диффузии углеводородов, исходя из подстроенной модели диффузии инертного газа;
определение количества углеводородов, присутствующих в зоне мониторинга в некоторый момент времени, исходя из обновленной модели.
4
2
6
3
8
4
1
Ниже подробно описываются эти стадии на неограничивающем примере, для которого метан СН является целевым углеводородом, содержащимся в подземном образовании. Однако, эти стадии адаптируются для любого типа углеводородов, содержащихся в подземном образовании, например, этана СН, пропана СН, бутана СН или их смесей.
4
Выбор моделей диффузии инертного газа и СН
4
4
Выбирают модель диффузии инертного газа, например, гелия, который естественно присутствует в геологических средах, и модель диффузии углеводорода СН. Каждая модель описывает изменение концентрации химического соединения в зависимости от времени, глубины и коэффициента диффузии, свойственное гелию и СН.
Известна, например, вертикальная модель 1D диффузионной миграции компонента, в которой изменение концентрации (С) компонента в пространстве и во времени (t) определяется следующим образом:
0
С(z,t)=Cerfc Уравнение 1
в котором:
z - глубина
t - время
D - коэффициент эффективной диффузии компонента (инертный газ, углеводороды, нагнетаемый газ), такой как D=Dm*ratio, где Dm - коэффициент молекулярной диффузии компонента, а ratio (исходно равно пористости) - параметр, обновляемый на стадии 4 способа;
0 -
4
С максимальная концентрация растворенного компонента (Не или СН), т.е. исходная концентрация перед нагнетанием. Речь идет о концентрации на поверхности раздела вода/газ.
По одному варианту осуществления изобретения, по которому добыча углеводородов осуществляется разрывом пласта посредством нагнетания газа, таким же образом выбирают модель диффузии нагнетаемого газа, например, модель 1D, такую, как описанная уравнением 1.
4
На фиг.2 изображены модели (кривые) диффузии гелия (Не), аргона (Ar), фторпропана (FP) (газа, нагнетаемого для разрыва пласта) и СН (углеводородов).
2. Измерение концентрации инертного газа до разведки/разработки
Перед разработкой и после разведки (если считают, что разведка включает в себя стадию разрыва пласта), т.е. до разрыва и извлечения углеводородов, отбирают, по меньшей мере, одну первую пробу флюида, присутствующего в зоне мониторинга (зона слоя грунта, до которого могут дойти углеводороды) и измеряют концентрацию инертного газа в этой первой пробе. Для осуществления такого пробоотбора используют, по меньшей мере, одну наблюдательную скважину, в которую погружают донный пробоотборник, позволяющий извлекать присутствующий флюид (воду), не нарушая физико-химический баланс системы.
Эта скважина позволяет помещать пробоотборник в зону слоя грунта, в котором могут находиться углеводороды. Эта зона мониторинга является зоной, расположенной над подземным образованием, содержащим углеводороды, речь может, в частности, идти о водоносном слое.
Затем на этой первой пробе проводят первое измерение, которое характеризует исходное состояние зоны грунта перед разработкой. Измеряют концентрацию инертного газа внутри этой первой пробы. Можно также измерить концентрации других инертных газов, углеводородов и нагнетаемого газа, если это возможно.
Эта стадия позволяет ограничить составы углеводородов (элементы в виде газа и растворенные в подземном образовании). Раннее обнаружение гелия по отношению к метану зависит от разницы состава по гелию в образовании, содержащем углеводороды, относительно зоны мониторинга. Так как гелий естественно присутствует в геологических средах, тем более, если они имеют глубокое залегание, эта разница должна быть ограничена предварительным анализом природных флюидов.
3. Измерения концентрации инертного газа во время и после разработки
Во время и после разрыва пласта и разработки (добыча углеводородов) отбирают, по меньшей мере, одну вторую пробу флюида, присутствующего в зоне мониторинга, и измеряют концентрацию инертного газа внутри второй пробы.
Для выполнения этого используют те же средства, что и для предыдущей стадии: наблюдательная скважина и донный пробоотборник.
Эта стадия может повторяться в различные моменты времени и, при необходимости, на различных наблюдательных скважинах.
Таким образом, получают ряд значений отношения концентрации инертного газа в момент времени t во время и после разработки, к концентрации инертного газа до разработки (одно в каждый момент времени пробоотбора и измерения).
4. Подстройка модели диффузии инертного газа с измерениями концентраций
Когда концентрация инертного газа (Не) увеличивается, тогда изменяют коэффициент эффективной диффузии модели, выбранной на стадии 1, так чтобы эта модель была когерентна с измерениями. Из этого выводят соотношение между коэффициентом молекулярной диффузии и измененным коэффициентом диффузии (Уравнение 1).
Исходят из простой гипотезы, что соотношение типично только для среды (пористость и извилистость). Если используется несколько инертных газов, рассчитывают среднее соотношение с точностью до некоторой ошибки.
4
На фиг. 2 изображена стадия подстройки аналитического решения (Уравнение 1), характеризующего изменение концентрации инертного газа в зависимости от времени и от положения точки измерения, с измерениями, выполненными на стадии 3. Точки измерения показаны точками на фиг. 2. На фиг. 2 изображены модели (кривые) диффузии гелия (Не) и аргона (Ar), полученные путем подстройки аналитического решения (Уравнение 1) по точкам измерения. Эти две подстроенные кривые позволяют определить среднее соотношение между молекулярной диффузией и эффективной диффузией. Это соотношение позволяет подстроить модель (кривые) диффузии СН и нагнетаемого газа, фторпропана (FP), например.
Измерения, выполненные на последующих датах, позволяют оптимизировать результаты, изменяя соотношение (фиг. 3).
5. Обновление модели диффузии углеводородов и нагнетаемого газа
4
4
Для обновления модели диффузии СН, исходя из настроенной модели диффузии инертного газа, применяют соотношение, рассчитанное на предыдущей стадии, к модели диффузии СН, выбранной на стадии 1.
4
4
4
4
Для этого, применяют это соотношение к молекулярной диффузии СН, применяемой в модели диффузии СН, выбранной на стадии 1. Получают новую эффективную диффузию СН, которая позволяет получить новую модель диффузии СН, основанную на модели диффузии инертного газа, которая была подстроена по экспериментальным данным стадии 4.
Для варианта осуществления изобретения, по которому добыча углеводородов осуществляется разрывом пласта посредством нагнетания газа, можно осуществить обновление модели диффузии нагнетаемого газа за счет применения того же самого соотношения, что позволяет получить новую модель диффузии нагнетаемого газа на базе модели диффузии инертного газа, которая была подстроена по экспериментальным данным.
Эта стадия изображена на фиг. 2 и 3.
6. Определение количества углеводородов в зоне мониторинга, исходя из обновленной модели
На этой стадии определяют в каждый момент времени t количество углеводородов, присутствующих в зоне мониторинга, с целью определения утечки углеводородов в зоне мониторинга. Для этого можно осуществить следующие стадии:
4
а) определение количества растворенного СН; и
4
б) определение утечки СН.
4
а) Определение количества растворенного СНв момент времени t, исходя из обновленной модели
4
4
После этого используют обновленную таким образом модель диффузии СН для определения количества СН, растворенного в момент времени t.
4
Путем объемного интегрирования модели (обновленное уравнение 1) выводят массу СН, растворенную в момент времени t:
0
M(t)=2ΦSMCУравнение 2
Φ - пористость среды;
S - поверхность контакта вода/газ;
4
М - молекулярная масса СН.
4
б) Определение утечки СН в направлении к верхнему водоносному слою
4
4
4
4
4
По варианту осуществления изобретения, возможно также определить утечку нагнетаемого СН вне зоны хранения (коллектор). По этому способу, зона мониторинга, т.е. зона, в которой отбирают пробы с помощью наблюдательной скважины и пробоотборника, является водоносным слоем, расположенным над зоной слоя грунта, в который нагнетается СН. При этом обнаруживают утечку СН вне зоны нагнетания, определяя количество СН, растворенного в этом водоносном слое (посредством модели диффузии СН (стадия 6а) по изобретению).
4
Такой тип мониторинга в месте расположения верхнего водоносного слоя позволяет избежать размещения наблюдательной скважины через геологический покров, который поддерживает СН в подземном образовании. Сверх того, явление диффузии является явно преобладающим в недрах покрывающей породы, что еще более важно для инертных газов, а следовательно, способа по изобретению.
4
4
4
4
Этот способ позволяет определить промежуток времени, которым располагают до того, как будет обнаружена утечка СН обычными средствами, и ввести в действие протоколы по исправлению ситуации и тампонированию утечки. Он основывается на том, что инертные газы имеют порог обнаружения, намного более низкий, чем у СН, и что они диффундируют быстрее. Таким образом, способ по изобретению обнаруживает утечку СН до того момента, когда рост концентрации СН в водоносном слое можно будет обнаружить посредством геохимического измерения.
4
4
4
4
4
4
На фиг.4 изображены модели (кривые) диффузии гелия и СН, подстроенные по измерениям. SНe обозначает порог обнаружения роста концентрации гелия посредством геохимического измерения. SCH обозначает порог обнаружения роста концентрации СН посредством геохимического измерения. Также, TDHe обозначает дату, на которую становится возможным обнаружить рост концентрации гелия, а TDCH обозначает дату, на которую становится возможным обнаружить рост концентрации СН. Возможно при этом рассчитать срок DEL, которым располагают для принятия решения и устранения потенциальной утечки СН.
Для варианта изобретения, по которому добыча углеводородов осуществляется разрывом пласта нагнетанием газа, можно определить количество газа, нагнетаемого в зону мониторинга, для обнаружения утечки нагнетаемого газа в зоне мониторинга. Это определение может выполняться с помощью обновленной модели диффузии нагнетаемого газа, путем осуществления таким же образом вышеуказанных стадий а), б) и в).
А благодаря анализу нагнетаемого газа, используемого для разрыва пласта (и это при очень большом объеме), способ по изобретению позволяет предусмотреть утечку углеводородов над местом разведки и разработки.
Разрыв пласта нагнетанием гелия является преимущественным для способа по изобретению, так как гелий (инертный газ) нагнетается для разрыва породы в большом количестве, и, таким образом, в случае утечки, гелий присутствует в большом количестве в зоне мониторинга, что обеспечивает более легкое и более быстрое обнаружение утечки.
Способ по изобретению особенно подходит для мониторинга подземного образования, из которого добывают сланцевую нефть и/или для которого осуществляют разрыв посредством нагнетания газа, такого как фторпропан или гелий.