СИСТЕМА И СПОСОБ ВЫПОЛНЕНИЯ ОПЕРАЦИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ
PRODUCTION SIMULATION METHOD AND SYSTEM

Перекрестная ссылка на родственные заявки
[0001] Настоящее изобретение притязает на приоритет предварительной заявки на патент США №61/545,935, поданной 11 октября 2011 года, озаглавленной «METHOD OF CONTROLLING HYDRAULIC FRACTURING ACROSS PRE-EXISTING PERMEABLE DISCONTINUITIES», содержание которой полностью включено в настоящее описание посредством ссылки.
Уровень техники
[0002] Настоящее изобретение относится, в целом, к способам и системам для выполнения нефтепромысловых операций. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам и системам для выполнения операций интенсификации, таких как исследование подземных формаций, определение характеристик сетей гидроразрывов пласта в подземной формации и создание проекта интенсификации.
[0003] Изложения, сделанные в настоящем описании, только обеспечивают информацию, относящуюся к настоящему изобретению, и могут не составлять предшествующий уровень техники, и могут описывать некоторые варианты реализации, иллюстрирующие настоящее изобретение.
[0004] Для облегчения извлечения углеводородов из нефтяных и газовых скважин, подземные формации, окружающие такие скважины, могут гидравлически разламываться. Гидравлический разрыв пласта стал важной технологией для создания трещин в толщах пород, которые обеспечивают возможность продвижения углеводородов к скважине. Гидроразрывы могут простираться далеко от ствола скважины на сотни футов в двух противоположных направлениях согласно собственным напряжениям в пределах формации. При определенных обстоятельствах они могут сформировать комплексную сеть трещин. Комплексные сети трещин могут содержать вызванные гидроразрывы и естественные природные трещины, которые могут пересекаться или могут не пересекаться, вдоль множества азимутов, во множестве плоскостях и направлениях и во множестве областей.
[0005] Образование трещин в формации происходит путем введения специально разработанной текучей среды (называемой «жидкостью для гидроразрыва» или «глинистым раствором для гидроразрыва») при высоком давлении и с высокой интенсивностью подачи в формацию через по меньшей мере один ствол скважины. Нефтепромысловые специализированные обслуживающие фирмы усовершенствовали множество различных текучих сред на основе нефти и воды и способов обработки для более эффективного вызова и поддержания проницаемых и производительных трещин. Состав этих текучих сред изменяется значительно, от простой воды и песка до сложных полимерных веществ с множеством добавок. У каждого типа жидкости для гидроразрыва есть уникальные характеристики, и каждый обладает своими собственными положительными и отрицательными характеристиками выполнения. Желательно выборочно изменять определенные свойства жидкости для гидроразрыва и характеристики закачивания для достижения необходимой комплексности сети трещин.
[0006] Например, очень сложная геометрия сети трещин с извилистыми трещинами, множественным образованием петель и изменениями направлений трещин могут сделать раскрытие трещины слишком узким или создать точки прижима, которые затрудняют транспортировку частиц или углеводорода. Для достижения лучшей производительности трещинных коллекторов необходимо создавать относительно прямые и открытые гидроразрывы.
[0007] В некоторых случаях возникновение трещин и протяженность трещин в формации могут быть смоделированы в числовом отношении для выведения развития гидроразрыва с течением времени. Обычные модели гидроразрыва, как правило, принимают двукрылую искусственно образованную трещину. Эти двукрылые трещины могут быть короткими в представлении комплексного характера искусственно образованных трещин в некоторых нетрадиционных продуктивных пластах с существующими ранее разделами, такими как природные трещины (NF). Кроме того, хотя некоторые коммерчески доступные модели трещин могут учитывать существующие ранее естественные трещины в формации, тем не менее, многие из доступных моделей упрощены и не учитывают строгого упругого решения взаимодействия между искусственно образованными трещинами и естественными трещинами. Кроме того, огромное большинство доступных моделей явно не учитывают свойства закачивания текучей среды, которые могут охватывать скорость закачки, вязкостные свойства текучей среды и концентрацию жидких добавок.
Сущность изобретения
[0008] Сущность изобретения обеспечена для представления выбора принципов, которые дополнительно раскрыты в представленном ниже подробном описании. Данная сущность изобретения не предназначена для определения ключевых или существенных признаков заявленного изобретения, а также не предназначена для использования в качестве ограничения объема заявленного изобретения.
[0009] Технологии, раскрытые в настоящем описании, относятся к нефтепромысловым операциям, охватывающим получение интегрированных данных о месте расположения скважины (например, геомеханические, геологические и/или геофизические свойства формации и/или механические и геометрические свойства механических разрывов в формации). Нефтепромысловая операция также может содержать создание механической модели геологической среды с использованием объединенных данных о месте расположения скважины, и определение характера пересечения между вызванным гидроразрывом и по меньшей мере одним разделом в формации. Нефтепромысловая операция может быть оптимизирована путем использования механической модели геологической среды для создания проекта интенсификации, который содержит вязкость текучей среды и скорость нагнетания жидкости для гидроразрыва. Оптимизация может дополнительно содержать корректировку проекта интенсификации для достижения оптимизированного характера пересечения между вызванным гидроразрывом и разделом в формации.
Краткое описание чертежей
[0010] Варианты реализации способа и системы для выполнения скважинной операции интенсификации описаны со ссылкой на следующие чертежи. Одинаковые позиционные обозначения указывают на подобные элементы. Для ясности не каждый компонент может быть обозначен на каждом чертеже.
На фиг. 1A-1D показаны схематические виды, изображающие различные нефтепромысловые операции в месте расположения скважины;
На фиг. 2A-2D показаны схематические виды данных, собранных операциями, указанных на фиг. 1A-1D;
На фиг. 3А показан схематический вид места расположения скважины, изображающий различные скважинные операции интенсификации;
На фиг. 3B-3D показаны схематические виды различных трещин места расположения скважины фиг. 3А;
На фиг. 4А показана схема операции, изображающая операцию интенсификации скважины;
На фиг. 4B показана схематическая диаграмма, изображающая части операции интенсификации скважины;
На фиг. 5 показано схематическое изображение возможных характеров пересечения между искусственно образованной трещиной и естественной трещиной;
На фиг. 6А-6С показаны схематические изображения ортогональных характеров пересечения между разделом и вызванным гидроразрывом;
На фиг. 7А-7С показаны схематические изображения наклоненных характеров пересечении раздела вызванным гидроразрывом;
На фиг. 8А-8В показаны схематические изображения взаимодействий вызванного гидроразрыва, развивающегося в смоделированной формации, с существующими ранее естественными трещинами;
На фиг. 9А-9Н показаны схематические изображения потенциальных эффектов изменяющихся свойств текучей среды на характерах пересечения; и
На фиг. 10 показана схема операции, изображающая способ выполнения операции интенсификации.
Подробное описание
[0011] Представленное ниже описание содержит типовые системы, устройства, способы и последовательности команд, которые воплощают способы настоящего изобретения. Однако подразумевается, что описанные варианты реализации могут быть осуществлены без таких конкретных деталей.
[0012] Настоящее изобретение относится к созданию, реализации и отклику операций интенсификации, выполняемых в месте расположения скважины. Операции интенсификации могут быть выполнены с использованием комплексного подхода, применяющего центральный продуктивный пласт. Такие операции интенсификации могут содержать объединенный план интенсификации на основании мультидисциплинарной информации (например, используемой специалистом в области физики пласта, геологом, специалистом в области механики горных пород, геофизиком и промысловым инженером), применений кустовых месторождений и/или многоступенчатых нефтепромысловых операций (например, заканчивание, интенсификация и добыча). Некоторые применения могут быть специально приспособлены к нетрадиционным областям применения места расположения скважины (например, газ в плотных породах, сланцевая глина, карбонат, уголь и т.д.), комплексным применениям места расположения скважины (например, куст скважин) и различным моделям разрыва (например, обычные плоские двукрылые модели разрыва для песчаных продуктивных пластов или комплексные сеточные модели разрыва для продуктивных пластов низкой проницаемости с разрывами, сформированными естественным образом) и т.п. В контексте настоящего изобретения нетрадиционные продуктивные пласты относятся к продуктивным пластам, таким как газ в плотных породах, нефтеносный пласт-коллектор, карбонатная горная порода, каменный уголь и т.п., в которых порода не распределена равномерно или пересечена природными трещинами (все другие продуктивные пласты считаются обычными).
[0013] Операции интенсификации могут быть также выполнены с использованием оптимизации, приспосабливания к определенным типам продуктивных пластов (например, газ в плотных породах, сланцевая глина, карбонатная горная порода, каменный уголь и т.п.), интегрирования оценочных критериев (например, критериев продуктивного пласта и заканчивания) и объединения данных от множества источников. Операции интенсификации могут быть выполнены вручную с использованием обычных способов для выполнения отдельного анализа потока данных, при этом отдельный анализ прерывается и/или вовлекает человека - оператора для перемещения вручную данных и объединения данных с использованием множества программных приложении и инструментов. Кроме того, такие операции интенсификации могут быть объединены, например упорядочены путем автоматического или полуавтоматического максимального увеличения мультидисциплинарных данных.
Нефтепромысловые операции
[0014] На фиг. 1A-1D изображены различные нефтепромысловые операции, которые могут быть выполнены в месте расположения скважины, и на фиг. 2А -2D изображена различная информация, которая может быть собрана в месте расположения скважины. На фиг. 1A-1D изображены упрощенные схематические виды типового месторождения нефти или места 100 расположения скважины, имеющего толщу пород 102, содержащую, например, продуктивный пласт 104, и показывающего различные нефтепромысловые операции, выполняемые на месте расположения скважины. На фиг. 1А показаны геофизические исследования в скважинах, выполняемые прибором для измерения искривления скважины, таким как передвижная сейсмическая станция 106.1, для измерения свойств толщи пород. Геофизические исследования в скважинах могут представлять собой операцию сейсморазведки для создания звуковых колебаний. На фиг. 1А одно такое звуковое колебание 112, созданное источником 110, отражается от множества разрывов 114 в толще пород 116. Звуковое колебание (колебания) 112 может быть принято датчиками, такими как сейсмоприемники 118, расположенными на поверхности земли, и сейсмографы 118 создают электрические выходные сигналы, называемые принятыми данными 120 на Фиг. 1А.
[0015] В ответ на принятое звуковое колебание (колебания) 112, представляющее различные параметры (такие как амплитуда и/или частота) звукового колебания (колебаний) 112, сейсмографы 118 могут создать электрические выходные сигналы, содержащие данные относительно толщи пород. Принятые данные 120 могут быть обеспечены в виде входных данных компьютеру 122.1 передвижной сейсмической станции 106.1, и в ответ на входные данные компьютер 122.1 может создать сейсмические и микросейсмические выходные данные 124. Сейсмические выходные данные 124 при необходимости могут быть сохранены, переданы или дополнительно обработаны, например, путем преобразования данных.
[0016] На фиг. 1B изображена операция бурения, выполняемая бурильным инструментом 106.2, подвешенным на буровой установке 128 и перемещаемым в толщу пород 102 для формирования ствола скважины 136 или другого канала. Бак 130 для бурового раствора может быть использован для втягивания бурового раствора в бурильные инструменты через напорный трубопровод 132 для циркуляции бурового раствора через бурильные инструменты, ствол скважины 136 и назад на поверхность. Буровой раствор может быть профильтрован и возвращен в бак для бурового раствора. Циркуляционная система может быть использована для хранения, управления или фильтрации проходящих буровых растворов. На данном изображении бурильные инструменты продвинуты в толщи пород для достижения продуктивного пласта 104. Каждая скважина может быть нацелена по меньшей мере на один продуктивный пласт. Бурильные инструменты могут быть выполнены с возможностью измерения свойств в скважинных условиях с применением каротажа в процессе бурения. Инструмент проведения каротажа в процессе бурения также может быть выполнен с возможностью выборки керна 133, изображенного на фиг. 1B и 2B, или удален так, чтобы керн 133 мог быть взят с использованием другого инструмента.
[0017] Наземный блок 134 может быть использован для взаимодействия с действиями бурильного инструмента 106.2 и/или внеплощадочных объектов. Наземный блок 134 может взаимодействовать с бурильным инструментом 106.2 для отсылки команд бурильному инструменту 106.2 и принятия от него данных. Наземный блок 134 может быть образован вычислительными средствами для приема, хранения, обработки и/или анализа данных в результате эксплуатации скважины. Наземный блок 134 может собирать данные, созданные в течение процесса бурения, и создавать выходные данные 135, которые могут быть сохранены или переданы. Вычислительные средства, такие, которые расположены в наземном блоке 134, могут быть размещены в различных местах около места расположения скважины и/или в отдаленных местах.
[0018] Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг месторождения нефти для собора данных, касающихся различных операций, упомянутых в приведенном выше описании. Согласно изображениям на чертежах датчик (S) может быть размещен по меньшей мере в одном положении в бурильном инструменте 106.2 и/или на буровой вышке для измерения параметров бурения, таких как нагрузка на буровом долоте, вращающий момент на буровом долоте, давления, температуры, расходы, составы, частота вращения и/или другие параметры рабочего процесса. Датчики (S) могут также быть размещены по меньшей мере в одном месте в циркуляционной системе.
[0019] Данные, собранные датчиками, могут быть собраны наземным блоком 134 и/или другими источниками сбора данных для анализа или другой обработки. Данные, собранные датчиками, могут быть использованы отдельно или в комбинации с другими данными. Данные могут быть собраны по меньшей мере в одну базу данных и/или переданы объектам в пределах промысловой площадки или за ее пределами. Все или выбранные части данных могут быть выборочно использованы для анализа и/или прогнозирования операции текущего и/или других стволов скважины. Данные могут представлять собой предысторию, данные в реальном времени или их комбинацию. Данные в реальном времени могут быть использованы в реальном времени или храниться для более позднего использования. Кроме того, данные могут быть объединены с предысторией или другими входными данными для дополнительного анализа. Данные могут быть сохранены в отдельных базах данных или объединены в одну базу данных.
[0020] Собранные данные могут быть использованы для выполнения анализа, такого как моделирование операций. Например, сейсмические выходные данные могут быть использованы для выполнения геологического, геофизического анализа и/или анализа технологии разработки пласта. Данные о продуктивном пласте, стволе скважины, наземные и/или обработанные данные могут быть использованы для моделирования продуктивного пласта, ствола скважины, геологических и геофизических или других условий разработки месторождения. Выходные данные, образуемые в результате рабочего процесса, могут быть созданы непосредственно от датчиков или после некоторой предварительной обработки или моделирования. Эти выходные данные могут выступать в качестве входных данных для дополнительного анализа.
[0021] Данные могут быть собраны и храниться в наземном блоке 134. В месте расположения скважины может быть расположен по меньшей мере один наземный блок 134, или он может быть соединен отдаленно от места расположения скважины. Наземный блок 134 может представлять собой один блок или объединенную сеть блоков, используемую для выполнения необходимых функций управления данными по всему месторождению нефти. Наземный блок 134 может представлять собой автоматическую систему или систему ручного управления. Пользователь может управлять и/или настраивать наземный блок 134.
[0022] Наземный блок 134 может быть образован приемопередатчиком 137 для обеспечения возможности связи между наземным блоком 134 и различными частями текущего месторождения нефти или других местоположений. Наземный блок 134 также может быть образован или функционально соединен по меньшей мере с одним контроллером для приведения в действие механизмов в месте 100 расположения скважины. Таким образом, наземный блок 134 может послать командные сигналы в месторождение нефти в ответ на принятые данные. Наземный блок 134 может принимать команды через приемопередатчик или может самостоятельно исполнять команды для контроллера. Для анализа данных (локально или удаленно), принятия решения и/или приведения в действие контроллера может быть обеспечен процессор. Таким образом, можно выборочно корректировать рабочий процесс на основании собранных данных. Части рабочего процесса, такие как управление бурением, нагрузка на буровом долоте, скорости нагнетания или другие параметры, могут быть оптимизированы на основании информации. Такие корректировки могут быть внесены автоматически на основании протокола вычислительного устройства и/или вручную оператором. В некоторых случаях, проекты скважин могут быть скорректированы для выбора оптимальных эксплуатационных условий или во избежание проблем.
[0023] На фиг. 1C изображена операция, выполняемая инструментом 106.3, спускаемым в скважину на канате, подвешенным на буровой вышке 128 и проходящим в ствол 136 скважины на фиг. 1B. Инструмент 106.3, спускаемый в скважину на канате, может быть выполнен с возможностью развертывания в стволе 136 скважины для создания каротажных диаграмм, выполнения проверок на забое скважины и/или сбора образцов. Инструмент 106.3, спускаемый в скважину канате, может быть использован для обеспечения другого способа и устройства, предназначенных для выполнения операции сейсморазведки. Канатный инструмент 106.3 на фиг. 1C может иметь, например, взрывчатый, радиоактивный, электрический или акустический источник 144 энергии, который посылает и/или принимает электрические сигналы к окружающим толщам 102 пород и текучим средам в них.
[0024] Инструмент 106.3, спускаемый в скважину на канате, может быть функционально соединен, например, с сейсмографами 118 и компьютером 122.1 передвижной сейсмической станции 106.1 с фиг. 1А. Инструмент 106.3, спускаемый в скважину на канате, также может обеспечивать данные наземному блоку 134. Наземный блок 134 может собирать данные, созданные в течение канатных работ в скважине, и создавать выходные данные 135, которые могут быть сохранены или переданы. Инструмент 106.3, спускаемый в скважину на канате, может быть расположен на различных глубинах в стволе 136 скважины для обеспечения данных наблюдения или другой информации, относящейся к толще пород.
[0025] Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг на месте 100 расположения скважины для собора данных, касающиеся различных операций, упомянутых в приведенном выше описании. Как показано, датчик (S) размещен в инструменте 106.3, спускаемом в скважину на канате, для измерения параметров скважины, которые касаются, например, пористости, проницаемости, состава текучей среды и/или других параметров рабочего процесса.
[0026] На фиг. 1D изображена производственный процесс, выполняемый производственным инструментом 106.4, развернутым от производственного блока или фонтанной арматуры 129 и в законченный ствол 136 скважины, показанной на фиг. 1C, для извлечения текучей среды из продуктивных пластов в пределах скважины в наземные промысловые объекты 142. Текучая среда проходит из продуктивного пласта 104 через перфорационные отверстия в корпусе (не показан) и в производственный инструмент 106.4 в стволе 136 скважины и к наземным промысловые объектам 142 через собирающую сеть 146.
[0027] Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг месторождения нефти для собора данных, касающиеся различных операций, упомянутых в приведенном выше описании. Согласно изображениям на чертежах датчик (S) может быть размещен в производственном инструменте 106.4 или связанном оборудовании, таком как фонтанная арматура 129, собирающей сети, наземных промысловых объектах и/или производственном объекте, для измерения параметров текучей среды, таких как состав текучей среды, расходы, давления, температуры и/или другие параметры производственной деятельности.
[0028] Несмотря на то что изображены только упрощенные виды места расположения скважины, предполагается, что месторождение нефти или место 100 расположения скважины может охватывать часть земли, моря и/или воды, которая размещает по меньшей мере одно место расположения скважины. Производство может также содержать скважины закачки (не показаны) для дополнительного извлечения или, например, для хранения углеводородов, углекислого газа или воды. По меньшей мере одна система промыслового сбора может быть функционально соединена по меньшей мере с одним местом расположения скважины для выборочно сбора внутрискважинной текучей среды из места (мест) расположения скважины.
[0029] Следует понимать, что на фиг. 1B-ID изображены инструменты, которые могут быть использованы для измерения не только свойств месторождения нефти, но также и свойств не нефтепромысловых операций, таких как шахты, водоносные горизонты, хранение и другие объекты, находящиеся под поверхностью. Кроме того, несмотря на то, что изображены определенные инструменты сбора данных, следует понимать, что могут быть использованы различные инструменты измерения (например, каротажный кабель, измерения в процессе бурения (MWD), каротаж в процессе бурения (LWD), керн и т.д.), выполненные с возможностью измерения параметров, таких как сейсмическое полное время пробега, плотность, удельное сопротивление, дебит скважины и т.д., толщи пород и/или ее геологических формаций. Различные датчики (S) могут быть расположены в различных положениях по стволу скважины и/или инструментам текущего контроля для собора и/или текущего контроля за необходимыми данными. Кроме того, из местоположений прилегающих промысловых объектов могут быть обеспечены другие источники данных.
[0030] Контуром месторождения нефти на фиг. 1A-1D изображены примеры места 100 расположения скважины и различные операции, используемые с обеспеченными в настоящем изобретении способами. Часть или все месторождение нефти может быть расположено на земле, воде и/или в море. Кроме того, несмотря на то что изображено одно месторождение нефти, измеренное в одном положении, технология разработки месторождений может быть использована с любой комбинацией из по меньшей мере одного месторождения нефти, по меньшей мере одного технологического оборудования и по меньшей мере одного места расположения скважины.
[0031] На фиг. 2A-2D представлены графические изображения примеров данных, собранных инструментами, представленными на фиг. 1A-1D, соответственно. На фиг. 2А изображена дорожка 202 сейсмограммы толщи пород, показанной на фиг. 1А, выполненная передвижной сейсмической станцией 106.1. Дорожка 202 сейсмограммы может быть использована для обеспечения данных, таких как двухсторонний отклик, в течение некоторого периода времени. На фиг. 2B изображен керн 133, взятый бурильными инструментами 106.2. Керн может быть использован для обеспечения данных, таких как график плотности, пористости, проницаемости или другого физического свойства керна по длине керна. Испытания на плотность и вязкость могут быть выполнены на основании текучих сред в керне при переменных давлениях и температурах. На фиг. 2С изображена кернограмма 204 толщи пород фиг. 1C, инструментом 106.3, спускаемым в скважину на канате. Кернограмма 204 может обеспечивать сопротивляемость или другое измерение продуктивного пласта в различном глубинах. На фиг. 2D изображена кривая падения добычи или график 206 прохождения текучей среды через толщу пород, показанную на фиг. ID, измеренная в наземных промысловых объектах 142. Кривая падения добычи может обеспечивать дебит Q в зависимости от времени t.
[0032] Соответствующие графики фиг. 2А, 2С и 2D изображают примеры статических измерений, которые могут описывать или обеспечивать информацию о физических свойствах формации и продуктивных пластов, содержащихся в ней. Эти измерения могут быть проанализированы для определения свойств формации (формаций), для определения точности измерений и/или для проверки наличия ошибок. Графики каждого из соответствующих измерений могут быть совмещены и отмасштабированы для сравнения и проверки свойств.
[0033] На фиг. 2D изображен пример динамического измерения свойств текучей среды, проходящей по стволу скважины. По мере прохождения текучей среды через ствол скважины, определяются свойства текучей среды, такие как расходы, давления, составы и т.д. Согласно приведенному ниже описанию статические и динамические измерения могут быть проанализированы и использованы для создания модели толщи пород для определения ее характерных особенностей. Подобные измерения могут быть также использованы для определения изменений физиономичности формации в течение долгого времени.
Операции интенсификации
[0034] На фиг. 3А изображены операции интенсификации, выполненные в местах 300.1 и 300.2 расположения скважины. Место 300.1 расположения скважины содержит буровую вышку 308.1, имеющую вертикальный ствол скважины 336.1, проходящий в формацию 302.1. Место 300.2 расположения скважины содержит буровую вышку 308.2, имеющую ствол 336.2 скважины, и буровую вышку 308.3, имеющую ствол 336.3 скважины, проходящий в подземную формацию 302.2. Несмотря на то что места 300.1 и 300.2 расположения скважины показаны имеющими конкретные конфигурации буровых вышек со стволами скважины, тем не менее, следует понимать, что по меньшей мере в одном месте расположения скважины может быть размещена по меньшей мере одна буровая вышка по меньшей мере с одним стволом скважины.
[0035] Ствол 336.1 скважины проходит от буровой установки 308.1 сквозь нетрадиционные продуктивные пласты 304.1-304.3. Стволы 336.2 и 336.3 скважины проходят от буровых установок 308.2 и 308.3, соответственно, к нетрадиционному продуктивному пласту 304.4. Как показано, нетрадиционные продуктивные пласты 304.1-304.3 представляют собой плотные песчаные коллекторы, содержащие газы, и нетрадиционный продуктивный пласт 304.4 представляет собой глинистый коллектор. В представленной формации может присутствовать по меньшей мере один нетрадиционный коллектор (например, такой как плотный с наличием газа, глинистый, насыщенный углекислотой, угольный, с наличием тяжелой нефти и т.д.) и/или обычные продуктивные пласты.
[0036] Операции интенсификации, представленные на фиг. 3А, могут быть выполнены отдельно или совместно с другими нефтепромысловыми операциями, такими как нефтепромысловые операции на фиг. 1А и ID. Например, стволы 336.1-336.3 скважин могут быть измерены, пробурены, проверены и созданы согласно изображениям на фиг. 1A-1D. Операции интенсификации, выполненные в местах 300.1 и 300.2 расположения скважины, могут охватывать, например, перфорирование, гидроразрыв, закачивание и т.п. Операции интенсификации могут быть выполнены совместно с другими нефтепромысловыми операциями, такими как заканчивания и операции добычи (см., например, фиг. 1D). Согласно фиг. 3А стволы 336.1 и 336.2 скважин были закончены и снабжены перфорационными отверстиями 338.1-338.5 для облегчения добычи.
[0037] Скважинный инструмент 306.1 размещен в вертикальном стволе 336.1 скважины рядом с плотным песчаным газовым коллектором 304.1 для выполнения скважинных измерений. Пакеры 307 размещены в стволе 336.1 скважины для изоляции его части, расположенной в непосредственной близости с перфорационными отверстиями 338.2. После формирования перфорационных отверстий вокруг ствола скважины, текучая среда может быть закачена через перфорационные отверстия и в формацию для создания и/или увеличения в ней трещин для интенсификации притока от продуктивных пластов.
1
2
[0038] Продуктивный пласт 304.4 формации 302.2 были перфорирован, и для изоляции ствола 336.2 скважины около перфорированных отверстий 338.3-338.5 был размещен пакер 307. Согласно представленным изображениям пакеры 307 были размещены в горизонтальном стволе 336.2 скважины на ступенях St и St ствола скважины. Кроме того, согласно представленным изображениям ствол 304.3 скважины может представлять собой соседнюю (или экспериментальную) скважину, проходящую через формацию 302.2 для достижения продуктивного пласта 304.4. По меньшей мере в одном месте расположения скважины может быть размещен по меньшей мере один ствол скважины. При необходимости может быть размещено множество стволов скважин.
max
[0039] Трещины могут быть расширены в различные продуктивные пласты 304.1-304.4 для облегчения притока текучей среды из таких пластов. Примеры трещин, которые могут быть сформированы, схематично показаны на фиг. 3B-3D вокруг ствола 304 скважины. Согласно фиг. 3B-3С механические разрывы 340, такие как естественные трещины, плоскости напластования, сдвиги горной породы и плоскости ослабления, проходят слоями в формации. Перфорированные отверстия (или группы перфорированных отверстий) 342 могут быть сформированы вокруг ствола 304 скважины, и текучая среда 344 и/или текучие среды, смешанные с расклинивающим наполнителем 346, могут быть закачены через перфорированные отверстия 342. Согласно фиг. 3В-3С гидравлический разрыв пласта может быть выполнен путем закачки через перфорированные отверстия 342, создания трещин по плоскости σ максимального напряжения и открытия и расширения естественных трещин.
[0040] На поверхности места расположения скважины, показанного на фиг. 3B, около устья 308.4 отверстия скважины размещена система 329 накачки для пропускания текучих сред 344 и/или текучих сред, смешанных с расклинивающим наполнителем 346, через трубопровод 315.
[0041] Система 329 накачки изображена в качестве системы, управляемой полевым оператором 327 для регистрации данных о техническом обслуживании и рабочих данных и/или выполнения технического обслуживания в соответствии с предусмотренным планом технического обслуживания. Система 329 накачки нагнетает текучие среды 344 с поверхности к стволу 304 скважины в течение промыслового процесса.
[0042] В одной типовой схеме расположения система 329 накачки может содержать множество водяных баков 331, которые подают воду к блоку 333 гидратации геля. Блок 333 гидратации геля смешивает воду из баков 331 с гелеобразующим агентом для формирования геля. Затем гель направляется в смеситель 335, в котором происходит смешивание геля с расклинивающим наполнителем, поступающим из блока 337 транспортировки расклинивающего наполнителя, для формирования жидкости 344 для гидроразрыва. Гелеобразующий агент может быть использован для увеличения вязкости жидкости для гидроразрыва и обеспечивает возможность задержки расклинивающего наполнителя в жидкости для гидроразрыва. Кроме того, такой гелеобразующий агент может действовать в качестве понизителя трения для обеспечения более высоких скоростей нагнетания с меньшей фрикционной нагрузкой. Блок 333 гидратации геля может объединить дополнительные жидкие присадки к воде для образования жидкости 344 для гидроразрыва с конкретными свойствами.
[0043] Жидкость 344 для гидроразрыва затем нагнетается от смесителя 135 к грузовикам 320 технологической обработки при помощи плунжерных насосов, как показано сплошными линиями 343. Каждый грузовик 320 технологической обработки принимает жидкость для гидроразрыва с низким давлением и подает ее к общему коллектору 339 (иногда называемого реактивным прицепом или реактивным снарядом) с высоким давлением, как показано пунктирными линиями 341. Реактивный снаряд 339 затем направляет жидкость для гидроразрыва от грузовиков 320 технологической обработки к стволу 304 скважины, как показано сплошной линией 315. По меньшей мере один грузовик 320 технологической обработки может быть использован для подачи жидкости для гидроразрыва с необходимым расходом.
[0044] Каждый грузовик 320 технологической обработки может быть нормально эксплуатирован с любой интенсивностью, например, удовлетворительно функционировать при его максимальной рабочей производительности. Функционирование грузовиков 320 технологической обработки с их рабочей производительностью может предусматривать отказ одного и запуск остальных с более высокой скоростью для замены неисправного насоса. Согласно представленным изображениям компьютеризированная система 345 управления может быть использована для управления всей системой 329 насоса в течение процесса образования трещин.
[0045] На фиг. 3D показан другой вид операции образования трещин вокруг ствола 304 скважины. На данном виде искусственно образованные трещины 348 проходят радиально около ствола 304 скважины. Искусственно образованные трещины могут быть использованы для достижения карманов микросейсмических явлений 351 (схематично показаны в виде точек) вокруг ствола 304 скважины. Процесс трещинообразования может быть использован в качестве части процесса интенсификации для обеспечения проходов, служащих для облегчения движения углеводородов к стволу 304 скважины для производства.
[0046] Вновь согласно фиг. 3А датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг месторождения нефти для собора данных, касающихся различных операций, упомянутых в представленном выше описании. Некоторые датчики, такие как сейсмографы, могут быть размещены вокруг формаций в течение гидравлического разрыва пласта для измерения микросейсмических волн и выполнения микросейсмической картографии. Данные, собранные датчиками, могут накапливаться наземным блоком 334 и/или другими источниками сбора данных для анализа или другой обработки согласно представленному выше описанию (см., например, наземный блок 134). Согласно представленным изображениям наземный блок 334 связан с сетью 352 и другими компьютерами 354.
[0047] Инструмент 350 интенсификации может быть образован в виде части наземного блока 334 или других частей места расположения скважины для выполнения операций интенсификации. Например, информация, созданная в течение по меньшей мере одной операций интенсификации, может быть использована при проектировании по меньшей мере одной скважины, по меньшей мере одного места расположения скважины и/или по меньшей мере одного продуктивного пласта. Инструмент 350 интенсификации может быть функционально связан по меньшей мере с одной буровой вышкой и/или местом расположения скважины и использован для приема данных, обработки данных, отсылки управляющих сигналов и т.д., что дополнительно будет объяснено в настоящем описании. Инструмент 350 интенсификации может содержать блок 363 определения характеристик продуктивного пласта для генерирования механической модели геологической среды (mechanical earth model - MEM), блок 365 проектирования интенсификации для создания проектов интенсификации, средство 367 оптимизации для оптимизации проектов интенсификации, оперативный блок 369 для оптимизации в режиме реального времени оптимизированного проекта интенсификации, блок 368 управления для выборочной корректировки операции интенсификации на основании оптимизированного в режиме реального времени проекта интенсификации, устройство 370 корректировки текущей информации для обновления модели характеристик продуктивного пласта на основании оптимизированного в режиме реального времени проекта интенсификации и данных ретроспективной оценки, и калибратор 372 для калибровки оптимизированного проекта интенсификации, что дополнительно будет описано в настоящем описании. Блок 365 планирования интенсификации может содержать средство 381 проектирования схемы расположения ступеней для выполнения проекта расположения ступеней, средство 383 проектирования интенсификации для выполнения проекта интенсификации, инструмент 385 прогнозирования добычи для прогнозирования добычи и инструмент 387 проектирования скважин для создания проектов скважин.
[0048] Данные о месте расположения скважины, используемые в операции интенсификации, могут изменяться, например, от образцов керна до петрофизической интерпретации на основании кернограмм к трехмерным сейсмическим данным (см., например, фиг. 2A-2D). Проект интенсификации может использоваться, например, с специалистами в области петротехнических свойств месторождения нефти для проведения ручных процессов для сопоставления различных сведений. Интеграция информации может охватывать ручное манипулирование разъединенными технологическими процессами и выходными данными, такими как оконтуривание зон продуктивного пласта, идентификация необходимых зон заканчивания, оценка ожидаемого роста гидроразрыва для заданных конфигураций оборудования для заканчивания скважин, решение о необходимости и о месте расположения другой скважины или множества скважин для лучшей интенсификации формации и т.п. Данный проект интенсификации может также содержать полуавтоматическую или автоматическую интеграцию, обратную связь и управление для облегчения операции интенсификации.
[0049] Операции интенсификации для обычных и нетрадиционных продуктивных пластов могут быть выполнены на основании сведений о продуктивном пласте. Характеристика продуктивного пласта может быть использована, например, при проектировании скважин, определении оптимальных зон удара для перфорирования отверстий и схемы расположения ступеней, проекта множества скважин (например, разнесение и ориентация), и геомеханических моделей. Проекты интенсификации могут быть оптимизированы на основании получающейся предварительной оценки добычи. Эти проекты интенсификации могут содержать совмещенный центральный поток операций продуктивного пласта, которые содержат компонент проекта, компонент режима реального времени (RT) и компонент оценки последующей обработки. Заканчивание скважины и проект интенсификации могут быть выполнены, одновременно используя мультидисциплинарные данные о стволе скважины и продуктивном пласте.
[0050] На фиг. 4А изображена схематическая схема 400 операций, показывающая процесс интенсификации, такой, который представлен на фиг. 3А. Схема 400 операций представляет собой повторяющийся процесс, который использует объединенную информацию и анализ для проектирования, реализации и обновления операции интенсификации. Способ содержит оценку 445 предварительной температуры/предварительной интенсификации, планирование 447 интенсификации, оптимизацию 451 обработки в режиме реального времени и обновление 453 проекта/модели. Часть или вся схема 400 операции может быть повторена для корректировки операций интенсификации и/или проектирования дополнительных операций интенсификации в существующих или дополнительных скважинах.
[0051] Оценка 445 предварительной интенсификации охватывает определение 460 характеристики продуктивного пласта и создание трехмерной механической модели 462 геологической среды (MEM). Характеристика 460 продуктивного пласта может быть создана путем объединения информации, такой как информация, собранная в операциях, представленных на фиг. 1A-1D, для выполнения моделирования с использованием объединенных комбинаций информации от исторически независимых технических режимов или дисциплин обслуживания (например, петрофизик, геолог, геомеханик и геофизик, и предыдущие результаты операций по гидроразрыву пласта). Такая характеристика 460 продуктивного пласта может быть создана с использованием объединенных статических методик моделирования для создания MEM 462, как, например, описано в заявке на патент США №2009/0187391 и №2011/060572, содержание которых полностью включено в настоящее описание посредством ссылки. В качестве примера, для выполнения оценки 445 предварительной обработки может быть использовано программное обеспечение, такое как PETREL™, VISAGE™, TECHLOG™ и GEOFRAME™, поставляемое компанией SCHLUMBERGER™.
[0052] Характеристика 460 продуктивного пласта может содержать сбор разнообразной информации, такой как данные, связанные с подземной формацией, и разработку по меньшей мере одной модели продуктивного пласта. Зафиксированная информация может содержать, например, зону продуктивного пласта (продуктивную зону), геомеханическую (напряжение, эластичность и т.п.) зону, геометрическое (размер и ориентация трещины) рассредоточение механических разрывов (естественных трещин) в формации и механические (проницаемость, проводимость, напряжение, трещиностойкость, предел прочности и т.п.) разрывы. Характеристика 460 продуктивного пласта может быть выполнена таким образом, чтобы информация, относящаяся к операции интенсификации, содержалась в оценках предварительной интенсификации. Создание MEM 462 может моделировать подземную разрабатываемую формацию (например, создание количественного представления о состоянии напряжения и механических свойств формации для заданной стратиграфической секции в месторождении нефти или бассейне).
[0053] Обычное геомеханическое моделирование может быть использовано для создания MEM 462. Примеры методик MEM обеспечены в заявке на патент США №2009/0187391, содержание которой включено в настоящее описание посредством ссылки. MEM 462 может быть создана посредством информации, собранной с использованием, например, нефтепромысловых операций, изображенных на фиг. 1A-1D, 2A-2D и 3A-3D. Например, трехмерная MEM может учитывать различные данные о продуктивном пласте, собранные заранее, включая сейсмические данные, собранные в течение заблаговременной разведки формации, и каротажные данные, собранные в результате бурения по меньшей мере одной разведочной скважины перед добычей (см., например, фиг. 1A-1D). MEM 462 может быть использована для обеспечения, например, геомеханической информации для различных нефтепромысловых операций, таких как выбор глубины установки обсадной колонны, оптимизация количества колонн обсадных труб, бурение устойчивых стволов скважин, проектирование заканчиваний, выполнение интенсификации гидроразрыва пласта и т.д.
[0054] Созданная MEM 462 может быть использована в качестве входных данных при выполнении проектирования 447 интенсификации. Трехмерная MEM может быть создана для определения потенциальных мест расположения пробуренных скважин. В одном варианте реализации, в котором формация по существу постоянна и по существу не обладает большими естественными трещинами и/или высоконапряженными барьерными целиками, можно предположить, что заданный объем жидкости для гидроразрыва, накачанной при заданной частоте в течение заданного периода времени, создаст по существу идентичную сеть трещин в формации. В другом варианте реализации, в котором формация содержит сложную сеть механических разрывов и/или высоконапряженные барьеры, могут быть достигнуты необходимая стимулируемая область, мощность и/или форма мощности путем корректировки по меньшей мере одного из вязкости текучей среды, скорости нагнетания и снижающих фильтрацию добавок, чтобы тем самым оптимизировать характеры пересечения между искусственно образованной трещиной и разрывами, присутствующими в формации. Сейсмические данные 202, такие, которые показаны на фиг. 1А и 2А, могут обеспечивать полезную информацию при анализе свойств трещины формации.
[0055] Проектирование 447 интенсификации может содержать проектирование 465 скважины, проектирование 466 стадий процесса, проектирование 468 интенсификации и прогнозирование 470 добычи. В частности, MEM 462 может представлять собой входные данные для проектирования 465 скважины и/или проектирования 466 этапов процесса и проектирования 468 интенсификации. Некоторые варианты реализации могут содержать полу-автоматизированные способы определения, например размещения и ориентации скважин, схемы многоступенчатого перфорирования отверстий и схему гидроразрыва. Для решения широкого разнообразия характеристик в углеводородных продуктивных пластах некоторые варианты реализации могут содержать специальные способы для каждой среды целевого продуктивного пласта, такой как, без ограничения, плотные газовые формации, песчаные продуктивные пласты, трещинные глинистые коллекторы или другие нетрадиционные продуктивные пласты.
[0056] Планирование 447 интенсификации может содержать полуавтоматический способ, используемый для определения потенциальных мест расположения бурящихся скважин посредством разделения подземных формаций на множество дискретных интервалов, определения характеристик каждого интервала на основании информации, такой как геофизические свойства формации и ее близость к естественным трещинам, затем перегруппировки множества интервалов в одно или множество мест расположения бурящихся скважин, причем каждое место расположения скважины принимает скважину или ответвление скважины. Расстояние и ориентация множества скважин могут быть определены и использоваться при оптимизации производительности продуктивного пласта. Характеристики каждой скважины могут быть проанализированы для проектирования этапов и проектирования интенсификации. В некоторых случаях, может быть обеспечен советник по вопросам заканчивания скважин, например, для анализа вертикальных или приблизительно вертикальных скважин в плотном газовом песчаном коллекторе после рекурсивного технологического процесса очистки.
[0057] Проектирование 465 скважины может быть выполнено для разработки нефтепромысловых операции перед выполнением таких нефтепромысловых операций в месте расположения скважины. Проектирование 465 скважины может быть использовано для определения, например, оборудования и рабочих параметров для выполнения нефтепромысловых операции. Некоторые такие рабочие параметры могут содержать, например, местоположения перфорации отверстий, скорость закачки, рабочие давления, текучие среды интенсификации и другие параметры, используемые при интенсификации. Информация, собранная из различных источников, такая как данные за прошедший период, известные данные и измерения месторождения нефти (например, взятые с фиг. 1A-1D), может быть использована при разработке проекта скважины. В некоторых случаях, для анализа данных, используемых при формировании проекта скважины, может быть использовано моделирование. Проект скважины, созданный при проектировании интенсификации, может принять входные данные от проекта 466 разработки этапов процесса, проекта 468 интенсификации и прогноза 470 производительности так, чтобы информация, касающаяся и/или затрагивающая интенсификацию, была оценена в проекте скважины.
[0058] Проектирование 465 скважины и/или MEM 462 также могут быть использованы в качестве входных данных в проект 466 этапов процесса. Данные о продуктивном пласте и другие данные могут быть использованы в проекте 466 стадий процесса для определения конкретных эксплуатационных параметров для интенсификации. Например, проект 466 стадий процесса может содержать определение границ в стволе скважины для выполнения операции интенсификации, что дополнительно раскрыто в настоящем описании. Примеры проекта стадий процесса описаны в заявке на патент США №2011/0247824, содержание которой включено в настоящее описание посредством ссылки. Проект стадий процесса может выступать входными данными для выполнения проекта 468 интенсификации.
[0059] Проект интенсификации определяет различные параметры интенсификации (например, размещение отверстия) для выполнения операции интенсификации. Проект 468 интенсификации может быть использован, например, для моделирования трещин. Примеры моделирования трещин описаны в заявке на патент США №2008/0183451, 2006/0015310 и публикации РСТ № WO 2011/077227, содержание которых полностью включено в настоящее описание посредством ссылки. Проект интенсификации может содержать использование различных моделей для определения плана интенсификации и/или части интенсификации плана скважины. Дополнительные примеры комплексного моделирования трещин представлены в документе 140185 SPE (общества инженеров-нефтяников), содержание которого полностью включено в настоящее описание посредством ссылки. Такое сложное моделирование трещин изображает применение двух комплексных методик моделирования трещин совместно с микросейсмической картографией для описания комплексности трещины и оценки выполнения заканчивания. Первая методика комплексного моделирования трещин представляет собой аналитическую модель, предназначенную для оценки сложности трещин и расстояния между ортогональными трещинами. Вторая методика использует сеточную числовую модель, которая обеспечивает комплексные геологические описания и оценку комплексного распространения трещины. Эти примеры изображают, каким образом могут быть использованы варианты реализации для оценки воздействия на комплексность трещины изменений операций по гидроразрыву пласта в каждой геологической среде. Для определения величины воздействия изменений конструкции трещины с использованием комплексных моделей трещин несмотря на присущие неточности в MEM и «реальном» росте трещины, микросейсмическая картография и комплексное моделирование трещин могут быть объединены для интерпретации микросейсмических измерений при одновременной калибровке комплексной модели интенсификации. Такие примеры показывают, что степень сложности трещины может изменяться в зависимости от геологических условий.
[0060] Проект интенсификации может объединять трехмерные модели продуктивного пласта (модели формации), который может представлять собой результат интерпретации данных сейсмической разведки, интерпретации данных забойной системы контроля параметрами бурения, модели геологической или геомеханической среды, в качестве исходной точки (зонной модели) для проекта заканчивания. Для некоторых проектов интенсификации, алгоритм моделирования трещин может быть использован для чтения трехмерной MEM и запуска моделирования для прогнозирования роста трещины. Данный процесс может быть использован так, чтобы пространственная неоднородность сложного продуктивного пласта могла быть учтена при операциях интенсификации.
[0061] Проект интенсификации может использовать трехмерные модели продуктивного пласта для обеспечения информации о механических разрывах в MEM 462. Разрывы могут содержать природные трещины в формации или предварительно искусственно образованные трещины с различными степенями проницаемости. Кроме того, разрывы могут содержать границу раздела слоев, сдвиг или плоскость ослабления. Информация относительно разрывов может быть использована, например, для решения определенных ситуаций, например, случаи, в которых гидравлически искусственно образованная трещина возрастает и сталкивается с механическим разрывом (см., например, фиг. 3B-3D, 5, 6А-6С, 7А-7С и 8А-8С).
[0062] Согласно более подробному изображению на фиг. 5, пересечение между искусственно образованной трещиной 500 и разрывом 510 может создавать множество сценариев: (i) искусственно образованная трещина может продолжать распространяться за точкой пересечения с разрывом (указанно позиционным обозначением 520); (ii) искусственно образованная трещина может остановиться у встреченного разрыва или пройти вдоль части разрыва до остановки (указано позиционным обозначением 530); или (iii) искусственно образованная трещина может продолжать распространяться за пределами разрыва на некоторое расстояние от точки пересечения (указанно позиционным обозначением 540). Характер пересечения или пересечение между разрывом и искусственно образованной трещиной, зависит от целого ряда факторов, таких как, например, геомеханические свойства продуктивного пласта, напряжение, создаваемое горным давлением, угол падения взаимодействия, коэффициент трения, когезионные свойства существующего ранее разрыва, вязкость жидкости для гидроразрыва, скорость закачки текучей среды и наличие и концентрация снижающих фильтрацию добавок в жидкости для гидроразрыва.
[0063] Моделирование пересекающегося состояния в MEM 462 может обеспечить контроль над распространением, например, фактической искусственно образованной трещины и обеспечить дополнительную правильность и точность при прогнозировании производительности, определении интенсифицированной области, объема, формы стимулируемого объема, границ и положения продуктивной зоны и структур и размеров продуктивных пластов. В результате такого моделирования может быть достигнута комплексность сети трещин с объективной пористостью, затронутой конкретными пересекающимися состояниями, посредством корректировки, или оптимизации, проектирования 465 скважины, проекта 465 стадий процесса и проекта 468 интенсификация. Например, рабочие параметры, подобные скорости закачки текучей среды, могут быть увеличены так, чтобы искусственно образованная трещина пересекла разрыв, или, противоположно, скорость закачки текучей среды может быть уменьшена для предотвращения дальнейшего распространения трещины в формации и возможного продолжения ее роста вдоль разрыва. В другом примере могут быть увеличены характеристики текучей среды, такие как вязкость текучей среды, так, чтобы искусственно образованная трещина пересекла разрыв, или, противоположно, вязкость может быть уменьшена для предотвращения дальнейшего распространения трещины в формации и возможного продолжения ее роста вдоль разрыва.
[0064] Микросейсмическая картография может быть также использована в проекте 468 интенсификации для понимания роста составных трещин. Некоторые технологические процессы могут объединять эти прогнозируемые модели трещин в одном трехмерном холсте, в котором микросейсмические события накладываются (см., например, фиг. 3D), который может быть использован в конструкции трещины и/или калибровках. Характер и степень сложности трещин могут быть определены с использованием микросейсмической картографии, и затем оптимизированы согласно приведенному выше описанию.
[0065] Характер и степень сложности трещин могут быть проанализированы для осуществления выбора оптимального проекта интенсификации и стратегии заканчивания. Моделирование трещин может быть использовано для прогнозирования геометрии трещины, которая может быть откалибрована, а проект оптимизирован на основании реальной микросейсмической картографии и оценки. Рост трещины может быть интерпретирован на основании существующих моделей гидроразрыва. Некоторые комплексные моделирования распространения гидроразрыва и/или интерпретация также могут быть выполнены для нетрадиционных продуктивных пластов (например, газоносный песчаный и глинистый), что будет описана в приведенном ниже описании. Свойства продуктивного пласта и предположения начального моделирования могут быть исправлены, а конструкция трещины оптимизирована на основании микросейсмической оценки.
[0066] Прогноз 470 производительности может содержать оценку производительности на основании проекта 465 скважины, проекта 466 стадий процесса и проекта 468 интенсификации. Результат проекта 468 интенсификации (то есть смоделированные модели трещин и исходная модель продуктивного пласта) может быть перенесен на поток операций процесса прогнозирования производительности, в котором обычное аналитическое или числовое моделирующее устройство продуктивного пласта может воздействовать на модели, и прогнозирует добычу углеводорода на основании динамических данные. Прогнозирование 470 предварительной добычи может быть полезным, например, для количественного подтверждения процесса проектирования 447 интенсификации.
[0067] Часть или весь проект 447 интенсификации могут быть многократно выполнены, как обозначено стрелками направления потока на фиг. 4А. Согласно представленному изображению, оптимизация может быть обеспечена после проекта 466 стадий процесса, проекта 468 интенсификации и прогнозирования 470 производительности и может использоваться в качестве обратной связи для оптимизации 472, проектирования 465 скважины, проекта 466 стадий процесса и/или проекта 468 интенсификации. Оптимизация может быть выполнена выборочно для передачи результатов от части или всего проекта 447 интенсификации, и при необходимости может быть повторена в различные части процесса планирования интенсификации и достигать оптимизированного результата. Проектирование 447 интенсификации может быть выполнено вручную, или объединено с использованием автоматизированной обработки оптимизации, как схематично показано оптимизацией 472 в контуре 473 обратной связи.
[0068] На фиг. 4B схематично изображена часть операции проектирования 447 интенсификации. Согласно этот фиг. 4B проект 446 стадий процесса, проект 468 интенсификации и прогнозирование 470 производительности могут быть повторены в контуре 473 обратной связи и оптимизированы 472 для создания оптимизированного результата 480, такого как оптимизированный план интенсификации с оптимизированным характером пересечения. Такой циклический способ обеспечивает возможность «обучения друг от друга» входных данных и результатов, созданных проектом 466 стадий процесса и проектом 468 интенсификации, и возможность повторения с прогнозированием производительности для оптимизации между ними.
[0069] Различные части операции интенсификации могут быть разработаны и/или оптимизированы. Примеры оптимизации образования трещин описаны, например, в патенте США №6508307, содержание которого полностью включено в настоящее описание посредством ссылки. В другом примере финансовые входные данные, такие как затраты на операцию трещинообразования (фиксированные и переменные), срочные сделки с нефтью и природным газом и маржинальная прибыль, каждые из которых могут влиять на операции, также могут быть обеспечены при проектировании 447 интенсификации. Оптимизация может быть выполнена путем оптимизации проекта 466 интенсификации по отношению к прогнозированной производительности, учитывая при этом финансовые входные данные. Такие финансовые входные данные могут содержать затраты на различные операции интенсификации на различных стадиях в стволе скважины.
[0070] Согласно фиг. 4А различные дополнительные особенности могут содержаться при проектировании 447 интенсификации. Например, для определения необходимости строительства множества скважин в формации может быть использован советник по вопросам проектирования множества скважин. При необходимости формирования множества скважин, советник по вопросам проектирования множества скважин может обеспечить расстояние и ориентацию множества скважин, а также лучшие местоположения в пределах каждой скважины для перфорирования отверстий и обработки формации. В контексте настоящего описания термин «множество скважин» может относиться к множеству скважин, каждая из которых независимо пробурена от поверхности земли до подземной формации; термин «множество скважин» может также относиться к множеству ответвлений, начатым от одной скважины, которая пробурена от поверхности земли (см., например, фиг. 3А). Ориентация скважин и ответвлений может быть вертикальной, горизонтальной или какой угодно между ними.
[0071] При проектировании и бурении множества скважин моделирования могут быть повторены для каждой скважины так, чтобы у каждой скважины были проект стадий процесса, план проект перфорации отверстий и/или проект интенсификации. После этого, проектирование множества скважин при необходимости может быть откорректировано. Например, если интенсификация трещины в одной скважине указывает, что результат интенсификации будет перекрывать соседнюю скважину запланированной зоной перфорации отверстий, соседняя скважина и/или запланированная зона перфорации отверстий в соседней скважине могут быть исключены или перепроектированы. Напротив, если моделируемые операции по гидроразрыву пласта не могут пройти через конкретную область формации, либо потому что продуктивная зона попросту расположена слишком далеко для первой трещинной скважине для эффективного выполнения интенсификации продуктивной зоны, либо потому что существование естественной трещины или высоконапряженного барьера препятствует выполнению эффективной интенсификации продуктивной зоны первой трещинной скважиной, то для обеспечения доступа к необработанной области может быть включена вторая скважина/ответвление или новая зона перфорации отверстий. Трехмерная модель продуктивного пласта может учитывать имитационные модели и указывать подходящее местоположение для бурения второй скважины/ответвление или для добавления дополнительной зоны перфорации отверстий. Пространственное положение X′-Y′-Z′ может быть обеспечено для придания удобства обработки оператору месторождения нефти.
Характер пересечения: взаимодействия проектировочного гидроразрыва с механическими разрывами
[0072] Снова со ссылками на фиг. 4А и 5, производительность продуктивного пласта может быть улучшена в областях, в которых известно, что вызванные гидроразрывы пересекают механические разрывы, наблюдаемые в формации. Например, путем корректировки рабочих параметров и характеристик текучей среды жидкости для гидроразрыва, развивающийся гидроразрыв может пересечь множество разделов, и сдвиг (размер ступеньки) будет как можно меньше (указанно позиционным обозначением 520). Согласно настоящему описанию информация о механических разрывах может быть идентифицирована в механической модели геологической среды (MEM) 462. Такая информация может представлять собой исходные данные к проектированию 465 скважины и/или проекту 466 стадий процесса и проекту 468 интенсификации. Проект 468 интенсификации может быть использован для создания модели трещин, которая может идентифицировать характер и степень сложности трещин, которая может ожидаться на основании конкретного проектирования 465 скважины и/или проекта 466 стадий процесса и проект 468 интенсификации. Характеры пересечения могут быть идентифицированы в модели трещин и использованы для выбора оптимального проекта интенсификации и стратегии заканчивания. После оптимизации информация может быть использована для обновления процесса и обратной связи к оценке 445 предварительной обработки (например, MEM 462).
[0073] Рабочие параметры и характеристики текучей среды жидкости для гидроразрыва (например, скорость закачки, вязкость текучей среды и/или концентрация снижающих фильтрацию добавок в жидкости для гидроразрыва), необходимые для пересечения встречающихся разделов, могут быть созданы после сбора различных данных о месте расположения скважины. Например, данные о месте расположения скважины, состоящие из геомеханических свойств, таких как упругость и хрупкость формации, геометрические и гидравлические свойства механических разрывов, а также напряженные состояния в естественном залегании подземной формации. Механические свойства трещин, которые могут быть полезными при определении характера пересечения, также могут содержать области напряжения (например, максимальное и минимальное горизонтальное напряжение по меньшей мере для случая вертикальных гидроразрывов и природных трещин); раздел (например, магнитная проницаемость, мода I и II прочности, проницаемость естественной трещины и т.п.); и свойства формации (например, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, предел прочности и вязкости).
[0074] Необходимый пороговый уровень для достижения необходимого характера пересечения гидроразрыва в формации может быть достигнут путем корректировки рабочих параметров и характеристик текучей среды жидкости для гидроразрыва. Согласно фиг. 5 двумерная геометрия взаимодействующих трещин может быть использована для определения взаимодействия трещин. Одна из трещин 500 представляет собой гидравлически образуемую трещину, которая развивается вследствие непрерывной скорости Q закачивания от ствола скважины ко второй трещине 510, которая представляет собой раздел, такой как естественная трещина (natural fracture - NF). Обе трещины 500 и 510 механически взаимодействуют через общее поле упругих напряжений. После соединения трещин друг с другом текучая среда проходит через NF 510 вследствие собственной проницаемости NF 510 в закрытом состоянии или вследствие механических окон в NF 510. Поле напряжений около взаимодействующих трещин может изменяться в течение процесса взаимодействия трещин (т.е., до и после прямого контакта между взаимодействующими трещинами). Если поле растягивающего напряжения достигает критического значения и степени в пространстве, это может вызвать инициирование новой трещины 520/540 через NF 510, что может представлять собой образование вторичного гидроразрыва, растущего в оставшейся части формации. Если трещина начата и в дальнейшем возрастает, то это означает, что гидроразрыв пересек NF 510. Если новая трещина не начата, или начатая трещина не растет, это означает, что трещина 500 остановилась в NF 510 (указано позиционным обозначением 530).
[0075] При достижении необходимого характера пересечения гидроразрыва на основании конкретного проекта 465 интенсификации могут быть решены следующие уравнения с граничными условиями.
[0076] Уравнения эластичности определяют компоненты тензора напряжения  в точке  в зависимости от раскрытости трещины  и оползневого перемещения  по всему контуру k-ой трещины:
k
k
где  представляет собой удаленные компоненты тензора напряжения,  и  представляют собой функции Грина одного отклика, которые учитывают местный наклон трещины в точке, и a и b являются границами k-ой трещины.
→
→
→
→
-
-
[0077] Для вычисления профилей раскрытости и перемещения w(ξ k), v(ξ k) в каждой k-ой трещине. Уравнение (1), представленное выше, написано на поверхности трещин для задания нормального напряжения σ_n^(r) и напряжения сдвига τ(r),
→
→
→
→
где нормальное напряжение σ_n^(r) в открытой части трещины установлено на локальное значение напряжения текучей среды р(r), и напряжение сдвига τ(r) установлено на нуль в открытой части трещины и на фрикционное значение τ(r)=sgn(τ)λσ_η^ в закрытой и сдвинутой части.
k
[0078] Границы трещин зафиксированы или расширяются, если в конце b трещины встречается последующий рост трещины
IC
Izn
где K представляет собой ударную вязкость формации при моде I, и; K представляет собой максимальное значение коэффициента интенсивности напряжений при моде I в отклоненном направлении
I
II
m
где K и K представляют собой коэффициенты интенсивности напряжения при моде I и моде II в конце трещины, и угол развития θ конца трещины определяют исходя из следующего уравнения
[0079] Критерии для инициирования новой растяжимой трещины определенной длины должны удовлетворять Уравнение (4) для скорости высвобождения энергии и критерия напряжения
min
0
где σ представляет собой минимальное значение максимального растягивающего натяжения вдоль запроектированной траектории трещины, и Т является пределом прочности на растяжение формации.
[0080] Распределение напряжения определяется уравнением для 2-ого потока текучей среды вдоль трещин:
где q является локальным 2-м расходом в трещине,  представляет собой остаточную раскрытость трещины в закрытом состоянии с проницаемостью, определяемой как k=w/12, и µ представляет собой вязкость текучей среды.
[0081] Уравнение неразрывности объема текучей среды при отсутствии утечки в формацию имеет следующий вид:
[0082] Граничное условие на входе гидроразрыва может быть записано следующим образом:
0,5
2
[0083] В одном неограничивающем примере гидроразрыв развивается вдоль направления максимального главного напряжения до достижения ним раздела. В одном неограничивающем примере формация имеет модуль Юнга, равный 30 ГПа, и отношение коэффициент Пуассона 0,3. Минимальное главное напряжение на месте залегания, нормальное к вызванному гидроразрыву, составляет 25 МПа, а максимальный компонент равен 35 МПа. Вязкость разрушения при моде I скелета горной породы равна 1 МПа*m, и предел прочности равен 0,1 МПа. Естественная трещина несвязана с коэффициентом трения между кромками приблизительно 0,6. Проницаемость границы составляет приблизительно 8,33 дарси (среднее гидравлическое отверстие в закрытом состоянии составляет 10 микронов). Гидроразрыв накачивается ньютоновой текучей средой с вязкостью 1 сР (то есть 0,001 Па*сек) и 2-й частотой 0,000265 м/сек (то есть 0,1 bpm/м (баррелей в минуту/м)), пока он не достигнет раздела, расположенного приблизительно на 1 м в длину от впускного канала. В данном конкретном случае не возникает пересечений и после пересечения с предшествовавшей трещиной исключаются приблизительно все утечки жидкости для гидроразрыва в трещину. Гидроразрыв останавливается и отклоняется у первого встречающегося раздела (610, фиг. 6А).
2
[0084] На фиг. 6а-6к изображены ортогональные характеры пересечения между разделом и вызванным гидроразрывом со скоростью закачки 1 bpm/м (610, фиг. 6А), 5 bpm/м (620, фиг. 6В) и 10 bpm/м (630, фиг. 6С). Если скорость закачки увеличится, в одном неограничивающем примере скорость закачки увеличена в пять раз, и та же самая работа будет выполняться с 2-й частотой 0,01325 м/сек (то есть 5 bpm/м), гидроразрыв пересечет раздел и создаст разные ответвления, как показано позиционным обозначением 620 на фиг. 6B. Дальнейшее увеличение скорости закачки до 10 bpm/м дает прямое развитие через NF без смещения (630, фиг. 6С).
2
2
[0085] В другом неограничивающем примере, показанном на фиг. 7А-7С, между разделом и вызванным гидроразрывом происходит наклоненное взаимодействие с подобным направлением, показанным ранее в примерах на фиг. 6А-6С. На фиг. 7А-7С изображено наклоненное (например, 45°) пересечение раздела вызванным гидроразрывом со скоростью закачки 0,1 bpm/м (710, фиг. 7А), 1 bpm/м (720, фиг. 7B) и 5 bpm/м (730, фиг. 7С). Природная трещина, показанная на фиг. 7А-7С, имеет одинаковую проницаемость и трение с природной трещиной на фиг. 6А-6С, но небольшую связанность с=0,1 МПа. Вязкость закачиваемой текучей среды более вязка, чем раньше 10 сР (то есть 0,01 Па*сек). Подобный предыдущему примеру 2-я скорость закачки изменена с 0,000265 м/сек (то есть 0,1 bpm/м) на 0,01325 м/сек (то есть 5 bpm/м). Результаты моделирования показывают, что пересечение теперь происходит во всех этих случаях, но с различным смещением вдоль раздела. Согласно примерам настоящего описания, чем выше скорость закачки, тем короче размер ступеньки. Размер ступеньки может быть уменьшен до некоторого минимального значения, если увеличить вязкость текучей среды или скорость закачки.
0,5
3
[0086] Теперь на фиг. 8А-8В показан другой неограничивающий пример взаимодействий вызванного гидроразрыва, развивающегося в формации, с существующими ранее естественными трещинами. В показанном неограничивающем примере формация имеет модуль Юнга 34 ГПа и коэффициент Пуассона 0,25. Минимальное главное напряжение в естественном залегании, нормальное к вызванному гидроразрыву, составляет 35 МПа, а максимальный компонент составляет 42 МПа. Вязкость разрушения скелета формации при моде I составляет 1,1 МПа*м, и предел прочности составляет 3,4 МПа. Гидроразрыв накачивается ньютоновой текучей средой с вязкостью 43 сР (удельная теплоемкость при постоянном давлении) при скорости закачки 0,13 м/сек. На фиг. 8А модель трещины пренебрегает эффектом скорости закачки и вязкостью на характере пересечения, тогда как на фиг. 8 В скорость закачки и вязкость учтены.
0,5
3
[0087] На изображениях, представленных на фиг. 9А-9Н, показаны дополнительные неограничивающие примеры различных воздействий свойств текучей среды на характеры пересечений. На фиг. 9A-9D формация имеет модуль Юнга 27:34 ГПа и коэффициент Пуассона 0,2: 0,38. Минимальное главное напряжение на месте залегания, нормальное к вызванному гидроразрыву, составляет 23,9:29,7 МПа и максимальный компонент составляет 24,6:30,4 МПа. Вязкость разрушения скелета формации при моде I составляет 1,1:1,3 МПа*м и предел прочности составляет 3,4 МПа. На фиг. 9A-9D гидроразрыв вызван текучей средой при скорости закачки 0,13 м/сек. Однако вязкость (К′) изменяется между 0,001 (фиг. 9А), до 0,01 (фиг. 9B), до 0,1 (фиг. 9С) и до 1 (фиг. 9D). Как показано, комплексность сети трещин и характеров пересечения изменяется с изменением вязкости. Например, в зависимости от необходимых критериев и прогнозирования производительности на фиг. 9D может быть изображен оптимизированный характер пересечения по сравнению с фиг. 9А-9С. Подобным образом, на фиг. 9B может быть обеспечена увеличенная производительность, и поэтому изображен оптимизированный характер пересечения по сравнению с фиг. 9А, 9С и 9D.
0,5
3
[0088] В еще одном неограничивающем примере, показанном на фиг. 9Е-9Н, формация имеет модуль Юнга 27,5 ГПа и коэффициент Пуассона 0,24. Минимальное главное напряжение на месте залегания, нормальное к вызванному гидроразрыву, составляет 31,2 МПа, и максимальный компонент составляет 31,7 МПа. Вязкость разрушения скелета горной породы при моде I составляет 1,1 МПа*м, и предел прочности составляет 3,4 МПа. На фиг. 9Е-9Н гидроразрыв вызван текучей средой при интенсивности закачки 0,21 м/сек. Однако вязкость (К′) изменяется между 0,1 (фиг. 9Е), до 0,5 (фиг. 9F), до 1 (фиг. 9G) и до 5 (фиг. 9Н). Как показано, комплексность сети трещин и характеров пересечения изменяется с изменением вязкости. Например, в зависимости от необходимых критериев и прогнозирования производительности на фиг. 9Н может быть изображен оптимизированный характер пересечения по сравнению с фиг. 9E-9G. Подобным образом, на фиг. 9G может быть обеспечена увеличенная производительность, и поэтому изображен оптимизированный характер пересечения по сравнению с фиг. 9Е, 9F и 9Н.
[0089] В дополнение к вязкости текучей среды и расходу, на характер пересечения также может оказывать влияние проницаемость или остаточная раскрытость трещины в естественных трещинах, как обозначено в Уравнении (8). Большая проницаемость может вызвать более легкое прохождение жидкости для гидроразрыва через естественную трещину, приводя к ограничению распространения трещины природной трещиной. Для обеспечения характера пересечения трещины понизитель фильтрации, который, как правило, представляет собой тонкий специфический материал, может быть добавлен в жидкость для гидроразрыва, чтобы вызвать соединение частиц в естественной трещине и предотвратить или снизить проникновение текучей среды. Эти добавки могут также содержать биоциды, понизители водоотдачи, реагенты для деструкции ферментов, кислотные деэмульгаторы, окисляющие деэмульгаторы, понизители трения и поверхностно-активные вещества, такие как эмульгаторы и неэмульгаторы. Согласно по меньшей мере одному варианту реализации, раскрытому в настоящем описании, можно выбрать или увеличить концентрацию конкретной снижающей фильтрацию добавки (добавок), которые эффективны при закупоривании естественных трещин известной проницаемости для минимизирования проникновения текучей среды в естественную трещину и, следовательно, увеличения пересечения. С другой стороны, можно удалить или уменьшить концентрацию конкретной снижающей фильтрацию добавки для максимизации проникновения текучей среды в естественную трещину, чтобы не пересекать раздел и помочь созданию ответвленной трещины, тем самым, увеличить площадь поверхности трещины. Такие необходимые характеры пересечения основаны на свойствах продуктивного пласта, который должен быть стимулирован для достижения максимальной производительности.
[0090] На фиг. 10 представлена схема операции, изображающая способ (1000) выполнения операции интенсификации. Способ содержит получение (1010) объединенных данных о месте расположения скважины (например, геомеханические, геологические, и/или геофизические свойства формации и/или геометрические свойства механических разрывов в формации). Способ также содержит создание (1020) механической модели геологической среды (MEM) на основании объединенных данных о месте расположения скважины, и определение (1030) характера пересечения по меньшей мере между одним вызванным гидроразрывом и по меньшей мере одним разделом в формации или около ствола скважины. Способ дополнительно содержит создание (1040) проекта интенсификации с использованием созданной механической модели геологической среды, проект интенсификации содержит вязкость текучей среды, скорость нагнетания и/или по меньшей мере один понизитель водоотдачи. Способ может также содержать вычисление (1050) исходной области интенсификации, объема и/или формы объема на основании созданного проекта интенсификации, и оптимизацию (1060) области интенсификации, объема и/или формы объема путем регулировки по меньшей мере одного из вязкости текучей среды, скорости нагнетания и снижающих фильтрацию добавок для достижения оптимизированного плана интенсификации с оптимизированным характером пересечения. Затем может быть выполнен оптимизированный проект интенсификации (1070).
Операции, выполняемые после планирования интенсификации
[0091] Варианты реализации могут также содержать реальную оптимизацию 451 обработки (или последовательность операций после работы) для анализа операции интенсификации и обновления плана интенсификации в течение фактических операций интенсификации. Согласно фиг. 4А оптимизация 451 технологической обработки в реальном времени может быть выполнена в течение реализации проекта интенсификации в месте расположения скважины (например, выполняя образование трещин, закачку или иное стимулирование продуктивного пласта в месте расположения скважины). Оптимизация технологической обработки в режиме реального времени может содержать калибровочные тесты 449, исполнение 448 проекта интенсификации, созданного на этапе проектирования 447 интенсификации, и интенсификацию 455 месторождения нефти в реальном времени.
[0092] Калибровочные тесты 449 произвольно могут быть выполнены путем сравнения результата проектирования 447 интенсификации (то есть имитированной модели трещин) с наблюдаемыми данными. Некоторые варианты реализации могут объединять калибровку в процесс проектирования интенсификации, выполнять калибровку после проектирования интенсификации и/или применить калибровки при исполнении интенсификации в реальном времени или любых других процессах обработки. Примеры калибровок для трещинообразования или других операции интенсификации описаны в заявке на патент США №2011/0257944, содержание которой полностью включено в настоящее описание посредством ссылки.
[0093] На основании проекта интенсификации, созданного при проектировании 447 интенсификации (и калибровки 449, если выполнена), может быть выполнена 448 интенсификация месторождения нефти. Нефтепромысловая интенсификация 455 может содержать реальное измерение 461, реальную интерпретацию 463, реальный проект 465 интенсификации, реальную 467 производительность и реальное управление 469. Измерение 461 в реальном времени может быть выполнено в месте расположения скважины с использованием, например, датчиков (S), как показано на фиг. 3А. Наблюдаемые данные могут быть сгенерированы с использованием реальных измерений 461. Наблюдение из скважины обработки для интенсификации притока, такое как забойное и поверхностное давления, может быть использовано для калибровки моделей (традиционный процесс подгонки давления). Кроме того, может также содержаться микросейсмическая технология текущего контроля. Такие пространственные/временные данные наблюдения могут быть сравнены с прогнозируемой моделью трещин.
[0094] Интерпретация 463 в реальном времени может быть выполнена в пределах или за пределами площадки на основании собранных данных. Проект 465 интенсификации в реальном времени и прогнозирование 467 производительности могут быть выполнены подобно проекту 468 интенсификации и прогнозированию 470 производительности, но на основании дополнительной информации, созданной в течение фактической интенсификации 455 месторождения нефти, выполненной в месте расположения скважины. Оптимизация 471 может быть обеспечена для повторного выполнения проекта 465 интенсификации в реальном времени и прогнозирования 467 производительности по мере протекания интенсификации месторождения нефти. Интенсификация 455 в реальном времени может содержать, например, образование трещин в реальном времени. Примеры образования трещин в реальном времени описаны в заявке на патент США №2010/0307755, все содержание которой включено в настоящее описание посредством ссылки.
[0095] Управление 469 в реальном времени может быть обеспечено для регулировки операции интенсификации в месте расположения скважины по мере сбора информации и получения интерпретации рабочих условий. Контроль 469 в реальном времени обеспечивает обратную связь для исполнения 448 интенсификации 455 месторождения нефти. Контроль 469 в реальном времени может быть выполнен, например, с использованием наземного блока 334 и/или скважинных инструментов 306.1-306.4 для изменения эксплуатационных условий, таких как местоположения перфорации отверстий, инжекционное давление и т.д. Несмотря на то что особенности интенсификации 455 месторождения нефти описаны в виде работы в режиме реального времени, тем не менее, по меньшей мере одна особенность оптимизации 451 обработки в реальном времени может быть выполнена в режиме реального времени или как необходимо.
[0096] Информация, созданная в течение оптимизации 451 технологической обработки в реальном времени, может быть использована для обновления процесса и обратной связи к оценке 445 последующей обработки. Обновление 453 проекта/модели содержит оценку 475 последующей обработки и модель 477 обновления. Оценка последующей обработки содержит анализ результатов оптимизации 451 обработки в реальном времени и корректировку, по мере необходимости, входных данных и проектов для использования в других местах расположения скважин или применениях ствола скважины.
[0097] Оценка 475 последующей обработки может быть использована в качестве входных данных для обновления модели 477. В качестве необязательного условия, данные, собранные от последующего бурения и/или добычи, могут быть возвращены к оценке 445 предварительной обработки (например, механическая модель геологической среды) и/или проектированию 447 интенсификации (например, модуль 465 проектирования скважин). Информация может быть обновлена для удаления ошибок в исходном моделировании и имитации, чтобы исправить дефицита в исходном моделировании, и/или подтвердить имитацию. Например, расстояние или ориентация скважин может быть скорректирована для подсчета недавно выведенных данных. Как только модель обновлена 477, процесс при необходимости может быть повторен. По меньшей мере одно место расположения скважин, стволы скважины, операции интенсификации или изменения могут быть выполнены с использованием способа 400.
[0098] В данном примере операция интенсификации может быть выполнена путем построения трехмерной модели подземной формации и выполнения полуавтоматического способа, содержащего деление подземной формации на множество дискретных интервалов, получения характеристик каждого интервала на основании свойств подземной формации в интервале, группировку интервалов по меньшей мере в одно место бурения скважин, и бурение скважины в каждом месте бурения.
[0099] Хотя в представленном выше описании подробно были раскрыты только несколько типовых вариантов реализации, специалисты в данной области техники без труда поймут, что множество модификаций возможно в типовых вариантах реализации, существенно не отступая от настоящего изобретения. Соответственно, предполагается включение всех таких модификаций в объем настоящего описания, который определен в формуле изобретения.
[00100] В данном примере операция интенсификации может быть выполнена включением оценки изменчивости свойств продуктивного пласта и свойств заканчивания отдельно для интервала обработки в стволе скважины, проходящим через подземную формацию, делением интервала обработки на ряд смежных интервалов (свойства продуктивного пласта и заканчивания могут быть подобными в пределах каждого разделенного интервала обработки, проектированием сценария обработки пласта для интенсификации при использовании ряда плоских геометрических объектов (дискретная трещинная сеть) для развития модели продуктивного пласта, и объединением данных о природной трещине с моделью продуктивного пласта для подсчета разнородности формации и прогноза распространений гидроразрыва.