СИСТЕМА И СПОСОБ ВЫПОЛНЕНИЯ ОПЕРАЦИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ СКВАЖИНЫ
SYSTEM AND METHOD FOR PERFORMING DOWNHOLE STIMULATION OPERATIONS

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] Настоящее изобретение относится к способам выполнения нефтепромысловых операций. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам выполнения операций интенсификации, таким как перфорация, закачка и/или образование трещин, подземной толщи пород, содержащей по меньшей мере один продуктивный пласт. Формулировки в данном разделе представляют лишь базовую информацию, связанную с настоящим изобретением, и не могут рассматриваться как предшествующий уровень техники.
[0002] Нефтепромысловые операции могут выполняться для обнаружения и сбора внутрискважинных текучих сред, таких как углеводороды. Нефтепромысловые операции могут включать, например, разведку, бурение, оценку скважины, заканчивание, добычу, интенсификацию и анализ месторождения нефти. Разведка может включать сейсмическую разведку, используя, например, передвижную сейсмическую станцию для передачи и приема сигналов скважины. Бурение может включать подачу скважинного инструмента в землю для образования скважины. Оценка скважины может включать развертывание скважинного инструмента в скважине для выполнения скважинных измерений и/или отбора скважинных проб. Заканчивание может включать цементирование и установку обсадной колонны скважины при подготовке к добыче. Добыча может включать развертывание насосно-компрессорной колонны в скважине для транспортирования текучих сред из продуктивного пласта к поверхности. Интенсификация может включать, например, перфорацию, образование трещины, закачку и/или другие операции интенсификации, для облегчения добычи текучих сред из продуктивного пласта.
[0003] Анализ месторождения нефти может включать, например, оценку данных о скважине и различных операциях, и/или выполнение операций проектирования скважины. Такие данные могут быть, например, петрофизическими данными, собранными и проанализированными специалистами в области петрофизики; геологическими данными, собранными и/или проанализированными геологами; или геофизическими данными, собранными и/или проанализированными геофизиками. Петрофизические, геологические и геофизические данные могут анализироваться отдельно с прерыванием потока данных между ними. Человек-оператор может вручную перемещать и анализировать данные, используя множество программных приложений и инструментов. Для планирования нефтепромысловых операций, основываясь на данных, полученных о скважине, может использоваться проектирование скважины.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0004] Данный раздел описания приведен для представления выбора принципов, которые дополнительно раскрыты в представленном ниже подробном описании. Данный раздел описания не предназначен для определения ключевых или существенных признаков заявленного изобретения, а также не предназначен для использования в качестве ограничения объема заявленного изобретения.
[0005] Способы, раскрытые в настоящем документе, связаны с операциями интенсификации, включающими проектирование стадий. В примере осуществления настоящего изобретения способ может включать создание множества показателей качества из множества каротажных диаграмм и объединение множества показателей качества для формирования сводного показателя качества. Сводный показатель качества может быть объединен с каротажной диаграммой напряжений для формирования объединенного показателя напряжений и сводного показателя качества, включающих множество блоков с границами между ними. Способ может, кроме того, включать идентифицирующую классификацию для множества блоков; определение ступеней в соответствии с объединенным показателем напряжений и сводным показателем качества, основанным на классификации; и выборочное расположение перфорированных отверстий в выбранных ступенях на основании их классификации.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0006] Варианты осуществления способа и системы для выполнения скважинной операции интенсификации описаны со ссылкой на следующие чертежи. Одинаковые ссылочные номера указывают на подобные элементы. Для ясности не каждый компонент может быть обозначен на каждом чертеже.
На фиг. 1.1-1.4 показаны схематические виды, изображающие различные нефтепромысловые операции в месте расположения скважины;
На фиг. 2.1-2.4 приведены схематические виды данных, полученных при операциях по фиг. 1.1-1.4.
На фиг. 3.1 показан схематический вид места расположения скважины, изображающий различные скважинные операции интенсификации.
На фиг. 3.2-3.4 показаны схематические виды различных трещин места расположения скважины фиг. 3.1;
На фиг. 4.1 показана блок-схема операции, изображающая операцию интенсификации скважины.
На фиг. 4.2 и 4.3 приведены блок-схемы, изображающие части операций интенсификации скважины.
На фиг. 5.1 приведена схема, а на фиг. 5.2 - блок-схема, иллюстрирующая способ выполнения операции интенсификации ступеней в толще породы газосодержащего плотного песчаникового коллектора.
На фиг. 6 приведена схема, изображающая набор каротажных диаграмм, объединенных для формирования взвешенных каротажных диаграмм состава.
На фиг. 7 приведена схема, изображающая показатель качества продуктивного пласта, сформированный из первой и второй каротажной диаграммы.
На фиг. 8 приведена схема, изображающая сводный показатель качества, сформированный из показателя качества заканчивания и продуктивного пласта.
На фиг. 9 приведена схема, изображающая проект ступени, основанный на профиле напряжений и сводном показателе качества.
На фиг. 10 приведена схема, изображающая корректировку границ ступени для увеличения однородности сводного показателя качества.
На фиг. 11 приведена схема, изображающая разделение ступени на основании сводного показателя качества.
На фиг. 12 приведена схема, изображающая расположение перфорированных отверстий на основании показателя качества.
На фиг. 13 показана блок-схема, иллюстрирующая способ выполнения операции интенсификации стадий для сланцевого продуктивного пласта.
На фиг. 14 показана блок-схема, иллюстрирующая способ выполнения операции интенсификации скважины.
На фиг. 15.1 приведена схема, а на фиг. 15.2 - блок-схема, иллюстрирующая способ выполнения операции интенсификации стадий в толще породы газосодержащего плотного песчаникового коллектора с помощью отводящего средства.
На фиг. 16-19 приведены схемы, иллюстрирующие способ выполнения операции интенсификации стадии для сланцевого продуктивного пласта в вертикальной скважине.
ini
На фиг. 20 приведена схема, отображающая совокупность напряжений вдоль бокового каротажа (характеризуемая как начальное давление P разрыва), используемая для определения предпочтительных местоположений механических изолирующих устройств на основании начальной разности давлений, которая может быть преодолена с помощью отводящего средства.
На фиг. 21 приведена скважина и соответствующая ей каротажная диаграмма напряжений, где перфорированные отверстия расположены в локальных минимумах и локальных максимумах каротажной диаграммы напряжений.
На фиг. 22 приведена интенсифицированная скважина и соответствующая ей каротажная диаграмма напряжений, где искусственно образованные трещины распространялись в зонах пониженных напряжений, и где изменения в напряжении скальной породы создавали разгрузочные трещины.
На фиг. 23 приведена интенсифицированная скважина и соответствующая ей каротажная диаграмма напряжений, где искусственно образованные трещины были отклонены, и перфорированные отверстия в областях высоких напряжений интенсифицировались для формирования сложных трещин.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[0007] Представленное ниже описание содержит пример систем, устройств, способов и последовательности команд, которые воплощают способы настоящего изобретения. Однако подразумевается, что описанные варианты осуществления могут быть выполнены без таких конкретных деталей.
[0008] 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, карбонатная горная порода, каменный 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, песчаниковый, сланцевый пласт-коллектор, карбонатная горная порода, каменный уголь и т.п., в которых толща пород не распределена равномерно или пересечена естественными трещинами (все другие продуктивные пласты считаются обычными).
[0009] 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 приложений и инструментов. Кроме того, такие операции интенсификации могут быть объединены, например, упорядочены путем автоматического или полуавтоматического максимального увеличения мультидисциплинарных данных.
НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЕ ОПЕРАЦИИ
[0010] На фиг. 1.1-1.4 изображены различные нефтепромысловые операции, которые могут быть выполнены в месте расположения скважины, и на фиг. 2.1-2.4 изображена различная информация, которая может быть собрана в месте расположения скважины. На фиг. 1.1-1.4 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 100 расположения скважины. На фиг. 1.1 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. 1.1 одно такое звуковое колебание 112, созданное источником 110, отражается от множества горизонтов 114 в толще пород 116. Звуковое колебание (колебания) 112 может быть принято датчиками, такими как сейсмоприемники 118, расположенными на поверхности земли, а сейсмографы 118 создают электрические выходные сигналы, называемые принятыми данными. 120 на фиг. 1.1.
[0011] 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 представлены 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.
[0012] На фиг. 1.2 изображена операция бурения, выполняемая бурильным инструментом 10 6.2, 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, в 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 на один или больше продуктивных пластов. 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 изображенного керна 133, или удален так, чтобы керн мог быть взят с использованием другого инструмента.
[0013] Наземный блок 134 может быть использован для взаимодействия с действиями бурильного инструмента и/или внеплощадочных объектов. Наземный блок может взаимодействовать с бурильным инструментом для отсылки команд бурильному инструменту и принятия от него данных. Наземный блок может быть образован вычислительными средствами для приема, хранения, обработки и/или анализа данных в результате эксплуатации скважины. Наземный блок 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, могут быть размещены в различных местах около места расположения скважины и/или в отдаленных местах.
[0014] Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг месторождения нефти для сбора данных, касающиеся различных операций, упомянутых в приведенном выше описании. Согласно изображениям на чертежах датчик (S) может быть размещен в одном или большем количестве положений в бурильном инструменте 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 в одном или большем количестве мест в циркуляционной системе.
[0015] Данные, полученные датчиками, могут быть собраны наземным блоком 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 в одну или больше баз 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 операций действующего 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.
[0016] 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.
[0017] Данные могут быть собраны и храниться в наземном блоке 134. В месте расположения скважины может быть расположен один или больше наземных блоков, или он может быть соединен отдаленно от места расположения скважины. Наземный блок может представлять собой один блок или объединенную сеть блоков, используемую для выполнения необходимых функций управления данными по всему месторождению нефти. Наземный блок может представлять собой автоматическую систему или систему ручного управления. Пользователь может управлять наземным блоком 134 и/или настраивать его.
[0018] Наземный блок может быть образован приемопередатчиком 137 для обеспечения возможности связи между наземным блоком и различными частями действующего месторождения нефти или других местоположений. Наземный блок 134 также может быть образован или функционально соединен с одним или большим количеством контроллеров 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.
[0019] На фиг. 1.3 изображена операция, выполняемая инструментом 10 6.3, спускаемым в скважину на канате, подвешенным на буровой вышке 128 и проходящим в ствол 136 скважины на фиг. 1.2. 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 на канате, может быть использован для обеспечения другого способа и устройства, предназначенных для выполнения операции сейсморазведки. Инструмент 106.3, спускаемый в скважину на канате, на фиг. 1.3 может иметь, например, взрывчатый, радиоактивный, электрический или акустический источник 14 4 энергии, который посылает и/или принимает электрические сигналы к окружающим толщам пород 102 и текучим средам в них.
[0020] 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 по фиг. 1.1. Инструмент 106.3, спускаемый в скважину на канате, также может подавать данные к 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 скважины для обеспечения данных наблюдения или другой информации, относящейся к толще пород.
[0021] Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг места 100 расположения скважины для сбора данных, касающихся 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.
[0022] На фиг. 1.4 изображен производственный процесс, выполняемый производственным инструментом 106.4, развернутым от производственного блока или фонтанной арматуры 129 и в законченный ствол 136 скважины, показанной на фиг. 1.3, 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 показано) и в производственный инструмент 106.4 в стволе 136 скважины и к наземным промысловым объектам 142 через собирающую сеть 14 6.
[0023] Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг месторождения нефти для сбора данных, касающихся 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.
[0024] 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 одно или больше мест расположения скважин. Производство может также содержать скважины закачки (не показаны) для дополнительного извлечения или, например, для хранения углеводородов, углекислого газа или воды. Одна или больше систем промыслового сбора может быть функционально соединена с одним или больше мест расположения скважины для выборочно сбора внутрискважинной текучей среды из места (мест) расположения скважины.
[0025] Следует понимать, что на фиг. 1.2-1.4 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, хранилища 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 сбора и/или текущего контроля необходимых данных. Кроме того, из местоположений прилегающих промысловых объектов могут быть обеспечены другие источники данных.
[0026] Контуром месторождения нефти на фиг. 1.1-1.4 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 продуктивного пласта может быть использована с любой комбинацией из одного или большего количества месторождений нефти, одного или большего количества технологического оборудования и одного или больше мест расположения скважины.
[0027] На фиг. 2.1-2.4 графически изображены примеры данных, собранных инструментами по фиг. 1.1-1.4, соответственно. На фиг. 2.1 изображена дорожка 202 сейсмограммы толщи пород, показанной на фиг. 1.1, выполненная передвижной сейсмической станцией 106.1. Дорожка сейсмограммы может быть использована для обеспечения данных, таких как двухсторонний отклик в течение некоторого периода времени. На фиг. 2.2 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 выполняться на текучих средах в керне при различных давлениях и температурах. На фиг. 2.3 изображена кернограмма 204 толщи пород по фиг. 1.3, взятой инструментом 106.3, спускаемым в скважину на канате. Кернограмма может представлять сопротивляемость или другое измерение толщи пород на различных глубинах. На фиг. 2.4 изображена кривая падения добычи или график 206 прохождения текучей среды через толщу пород, показанную на фиг. 1.4, измеренная в наземных промысловых объектах 142. Кривая падения добычи может обеспечивать дебит Q в зависимости от времени t.
[0028] Соответствующие графики фиг. 2.1, 2.3 и 2.4 изображают примеры статических измерений, которые могут описывать или представлять информацию о физических свойствах толщи пород и продуктивных пластов, содержащихся в ней. Эти измерения могут быть проанализированы для определения свойств толщи пород (толщ пород), 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.
На фиг. 2.4 изображен пример динамического измерения свойств текучей среды, проходящей по стволу скважины. По мере прохождения текучей среды через ствол скважины, выполняются измерения свойств текучей среды, таких 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 толщи пород в течение долгого времени.
ОПЕРАЦИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ
[0029] На фиг. 3.1 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 толщу породы 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 толщу породы 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 в одном или большем количестве мест расположения скважины может быть размещена одна или больше буровых вышек с одним или большим количеством стволов скважины.
[0030] 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 толще пород может иметься по меньшей мере один или больше нетрадиционных коллекторов (например, такой как газ в плотных породах, сланцевая глина, карбонатная горная порода, каменный уголь, с наличием тяжелой нефти и т.д.) и/или обычные продуктивные пласты.
[0031] Операции интенсификации, представленные на фиг. 3.1, могут быть выполнены отдельно или совместно с другими нефтепромысловыми операциями, такими как нефтепромысловые операции на фиг. 1.1 и 1.4. Например, стволы 336.1-336.3 скважин могут быть измерены, пробурены, проверены и созданы согласно изображениям на фиг. 1.1-1.4. Операции интенсификации, выполненные в местах 300.1 и 300.2 расположения скважины, могут охватывать, например, перфорирование, гидравлический разрыв, закачивание и т.п. Операции интенсификации могут быть выполнены совместно с другими нефтепромысловыми операциями, такими как заканчивание и операции добычи (см., например, фиг. 1.4). Согласно фиг. 3.1 стволы 336.1 и 336.2 скважин были закончены и снабжены перфорационными отверстиями 338.1-338.5 для облегчения добычи.
[0032] 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 закачана через перфорационные отверстия и в толщу породы для создания и/или увеличения в ней трещин для интенсификации притока от продуктивных пластов.
1
2
[0033] Продуктивный пласт 304.4 толщи пород 302.2 был 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 толщу пород 302.2 для достижения продуктивного пласта 304.4. В одном или большем количестве мест расположения скважины может быть размещен один или больше стволов скважины. При необходимости может быть размещено множество стволов скважин.
hmax
[0034] 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. 3.2 и 3.4 вокруг ствола 304 скважины. Как показано на фиг. 3.2, естественные трещины 340 проходят в слоях вокруг ствола 304 скважины. 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 закачаны через перфорированные отверстия 342. Согласно фиг. 3.3 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.
[0035] На фиг. 3.4 показан другой вид операции образования трещин вокруг ствола 304 скважины. На данном виде вызванные закачкой трещины 348 проходят радиально около ствола 304 скважины. Вызванные закачкой 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 добычи.
[0036] Согласно фиг. 3.1 датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг месторождения нефти для сбора данных, касающихся различных операций, упомянутых в представленном выше описании. Некоторые датчики, такие как сейсмографы, могут быть размещены вокруг толщи пластов в ходе 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.
[0037] 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 ходе одной или большего количества операций интенсификации, может быть использована при проектировании одной или большего количества скважин, одного или большего количества мест расположения скважин и/или одного или большего количества продуктивных пластов. Инструмент 350 интенсификации может быть функционально связан с одной или большим количеством буровых вышек и/или мест расположения скважин 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 создания 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 стадий для выполнения проекта стадий, средство 383 проектирования интенсификации для выполнения проекта интенсификации, инструмент 385 прогнозирования добычи для прогнозирования добычи и инструмент 387 проектирования скважин для создания проектов скважин.
[0038] 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. 2.1-2.4). Проект интенсификации может использоваться, например, 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 гидравлического разрыва для заданных конфигураций оборудования для заканчивания скважин, решение о необходимости и о месте расположения другой скважины или множества скважин для лучшей интенсификации толщи породы и т.п. Данный проект интенсификации может также содержать полуавтоматическую или автоматическую интеграцию, обратную связь и управление для облегчения операции интенсификации.
[0039] 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, расстояние 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.
[0040] На фиг. 4.1 изображена схема 400 операций, показывающая процесс интенсификации, такой, который представлен на фиг. 3.1. Схема 400 операций представляет собой повторяющийся процесс, который использует объединенную информацию и анализ для проектирования, реализации и обновления операции интенсификации. Способ содержит оценку 445 перед обработкой, 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.
[0041] Оценка 445 перед интенсификацией 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. 1.1-1.4, для выполнения моделирования с использованием объединенных комбинаций информации от исторически независимых технических режимов или дисциплин обслуживания (например, петрофизические, геологические, геомеханические и геофизические, и предыдущие результаты операций по гидравлическому разрыву 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 №2011/0660572. В качестве примера, для выполнения оценки 445 перед обработкой может быть использовано программное обеспечение, такое как PETREL™, VISAGE™, TECHLOG™ и GEOFRAME™, поставляемое компанией SCHLUMBERGER™.
[0042] Характеристика 460 продуктивного пласта может содержать сбор разнообразной информации, такой как данные, связанные с подземной толщей породы, и разработку одной или больше моделей продуктивного пласта. Собранная информация может включать, например, информацию об интенсификации, такую как (продуктивная) зона продуктивного пласта, геомеханическая (напряженная) зона, распределение естественной трещины. Характеристика 460 продуктивного пласта может быть выполнена таким образом, чтобы информация, относящаяся к операции интенсификации, содержалась в оценках перед интенсификацией. Создание MEM 462 может моделировать подземную разрабатываемую толщу пород (например, создание количественного представления о состоянии напряжения и механических свойств скальной породы для заданного стратиграфического разреза в месторождении нефти или бассейне).
[0043] Для создания MEM 462 может быть использовано обычное геомеханическое моделирование. Примеры методик MEM представлены в заявке на патент США №2009/0187391. MEM 462 может быть создана с помощью собранной информации, используя, например, нефтепромысловые операции по фиг. 1.1-1.4, 2.1-2.4 и 3. Например, трехмерная MEM может учитывать различные данные о продуктивном пласте, собранные заранее, включая сейсмические данные, собранные в течение заблаговременной разведки толщи породы, и каротажные данные, собранные в результате бурения одной или большего количества разведочных скважин перед добычей (см., например, фиг. 1.1-1.4). 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 гидравлического разрыва пласта и т.д.
[0044] 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 осуществления, в котором толща породы по существу постоянна и по существу не обладает большими естественными трещинами и/или высоконапряженными барьерными целиками, можно предположить, что заданный объем текучей среды для гидравлического разрыва, накачанной при заданной скорости в течение заданного периода времени, создаст по существу идентичную сеть трещин в толще породы. Образцы керна, такие, которые показаны на фиг. 1.2 и 2.2, могут обеспечивать полезную информацию при анализе свойств трещины толщи породы. Для областей продуктивного пласта, проявляющих подобные свойства, множество скважин (или ответвлений) могут быть расположены с по существу равными промежутками друг от друга, и вся толща породы будет интенсифицирована в достаточной степени.
[0045] 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 стадий процесса и проектирования 468 интенсификации. Некоторые варианты осуществления могут содержать полуавтоматические способы определения, например, расстояния и ориентации скважин, схемы многоступенчатого перфорирования отверстий и схему гидравлического разрыва. Для рассмотрения широкого разнообразия характеристик в углеводородных продуктивных пластах некоторые варианты осуществления могут содержать специальные способы для каждой среды целевого продуктивного пласта, такой как, помимо прочего, газ в плотных толщах пород, песчаные продуктивные пласты, глинистые продуктивные пласты с естественными трещинами или другие нетрадиционные продуктивные пласты.
[0046] Планирование 447 интенсификации может содержать полуавтоматический способ, используемый для определения потенциальных мест расположения бурящихся скважин посредством разделения подземных толщ пород на множество дискретных интервалов, определения характеристик каждого интервала на основании информации, такой как геофизические свойства толщи породы 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 ступеней и проектирования интенсификации. В некоторых случаях может быть обеспечен советник по вопросам заканчивания скважин, например, для анализа вертикальных или приблизительно вертикальных скважин в газосодержащем песчаниковом продуктивном пласте после рекурсивного технологического процесса очистки.
[0047] Проектирование 465 скважины может быть выполнено для разработки нефтепромысловых операций 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 операций. Некоторые такие рабочие параметры могут включать, например, местоположения перфорации отверстий, 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. 1.1-1.4), 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 принимать входные данные от проекта 466 разработки стадий процесса, проекта 4 68 интенсификации и прогноза 470 добычи так, чтобы информация, касающаяся и/или затрагивающая интенсификацию, была оценена в проекте скважины.
[0048] Проектирование 465 скважины и/или MEM 462 также могут быть использованы в качестве входных данных в проекте 466 стадий 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 проектирования стадий описаны в заявке на патент США №2011/0247824. Проект стадий процесса может выступать в качестве входных данных для выполнения проекта 468 интенсификации.
[0049] Проект интенсификации определяет различные параметры интенсификации (например, размещение перфорированного отверстия) для выполнения операции интенсификации. Проект 468 интенсификации может быть использован, например, для моделирования трещин. Примеры моделирования трещин описаны в заявках на патент США №2008/0183451, 2006/0015310 и публикации РСТ № WO 2011/077227. Проект интенсификации может включать использование различных моделей для определения плана интенсификации и/или части интенсификации плана скважины.
[0050] Проект интенсификации может объединять трехмерные модели продуктивного пласта (модели толщи породы), 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 опережающего моделирования для прогнозирования роста трещины. Данный процесс может быть использован так, чтобы пространственная неоднородность сложного продуктивного пласта могла быть учтена при операциях интенсификации. Кроме того, некоторые методы могут включать пространственный набор X-Y-Z данных для вывода показателя, а затем использовать показатель для расположения и/или выполнения скважинных операций, и в некоторых случаях, множества стадий скважинных операций, как будет описано далее.
[0051] В проекте интенсификации могут использоваться трехмерные модели продуктивного пласта для представления информации об естественных трещинах в модели. Информация о естественной трещине может использоваться, например, для рассмотрения определенных ситуаций, таких как случаи, в которых гидравлически искусственно образованная трещина растет и сталкивается с естественной трещиной (см., например, фиг. 3.2-3.4). В таких случаях трещина может продолжать разрастаться в том же направлении и отклоняться вдоль плоскости естественной трещины или останавливаться, в зависимости от угла столкновения и других геомеханических свойств продуктивного пласта. Эти данные могут обеспечить представление, например, размеров и структур продуктивного пласта, расположения и границ продуктивной зоны, максимальных и минимальных уровней напряжений в различных местоположениях толщи породы и существования и распределения естественных трещин в толще породы. В результате такого моделирования могут формироваться неплоские (т.е., объединенные в сеть) трещины или дискретные объединенные в сеть трещины. Некоторые технологические процессы могут объединять эти прогнозные модели трещин в одно трехмерное полотно, на которое накладываются микросейсмические события (см., например, фиг. 3.4). Эта информация может быть использована в проектировании и/или калибровках трещины.
[0052] Микросейсмическая картография может быть также использована в проекте интенсификации для понимания роста сложных трещин. Возникновение роста сложных трещин может иметь место в нетрадиционных продуктивных пластах, таких как глинистые продуктивные пласты. 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 микросейсмической картографии и оценки в реальном времени. Рост трещины может быть интерпретирован на основании существующих моделей гидравлического разрыва. Для нетрадиционных продуктивных пластов (например, газ в плотных песчаных и глинистых сланцах) также могут быть выполнены некоторые комплексные модели и/или интерпретация распространения трещины гидравлического разрыва, что будет описано в приведенном ниже описании. Свойства продуктивного пласта, и предположения начального моделирования могут быть исправлены, а проект трещины оптимизирован на основании микросейсмической оценки.
[0053] Примеры комплексного моделирования трещин представлены в документе 140185 SPE (общества инженеров-нефтяников), содержание которого полностью включено в настоящее описание посредством ссылки. Такое комплексное моделирование трещин отображает применение двух комплексных методик моделирования трещин совместно с микросейсмической картографией для описания сложности 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 осуществления для оценки воздействия на сложность трещины изменений операций по гидравлическому разрыву пласта в каждой геологической среде. Для определения величины воздействия изменений проекта 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.
[0054] 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 данных. Прогнозирование 470 предварительной добычи может быть полезным, например, для количественного подтверждения процесса проектирования 447 интенсификации.
[0055] Часть или весь проект 447 интенсификации могут быть многократно выполнены, как обозначено стрелками направления потока. Согласно представленному изображению, оптимизация может быть обеспечена после проектирования 466 стадий, проектирования 468 интенсификации и прогнозирования 470 добычи, и может использоваться в качестве обратной связи для оптимизации 472 проектирования 465 скважины, проектирования 466 стадий процесса и/или проектирования 468 интенсификации. Оптимизация может быть выполнена выборочно для передачи результатов от части или всего проекта 447 интенсификации, и при необходимости может быть повторена в различных частях 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.
[0056] На фиг. 4.2 схематично изображена часть операции проектирования 447 интенсификации. Как показано на этом чертеже, проектирование 446 стадий процесса, проектирование 468 интенсификации и прогнозирование 470 добычи могут быть повторены в контуре 473 обратной связи и оптимизированы 472 для создания оптимизированного результата 480, такого как оптимизированный план интенсификации. Такой циклический способ обеспечивает возможность «обучения друг от друга» входных данных и результатов, созданных при проектировании 466 стадий процесса и проектировании 468 интенсификации, и возможность повторения с прогнозированием производительности для оптимизации между ними.
[0057] Могут быть разработаны и/или оптимизированы различные части операции интенсификации. Примеры оптимизации образования трещин описаны, например, в патенте США №6508307. В другом примере финансовые входные данные, такие как затраты на образование трещин, которые могут влиять на операции, также могут быть выполнены при проектировании 447 интенсификации. Оптимизация может быть выполнена путем оптимизации проектирования интенсификации по отношению к производительности, учитывая при этом финансовые входные данные. Такие финансовые входные данные могут содержать затраты на различные операции интенсификации на различных ступенях в стволе скважины, как изображено на фиг. 4.3.
[0058] На фиг. 4.3 изображены операции стадий процесса на различных интервалах и соответствующие чистые приведенные стоимости, связанные с ними. Как показано на фиг. 4.3, различные проекты 455.1 и 455.2 стадий процесса могут рассматриваться с точки зрения графика 457 чистой приведенной стоимости. График 457 чистой приведенной стоимости представляет собой построение графика средней чистой приведенной стоимости после удержания налогов (ось y) в зависимости от стандартного отклонения чистой приведенной стоимости (ось x). На основании финансового анализа графика 457 чистой приведенной стоимости могут быть выбраны различные проекты стадий процесса. Методы оптимизации проектирования трещины, привлекающие финансовые данные, такие как чистая приведенная стоимость, описаны, например, в патенте США №7908230, все содержание которого включено в настоящее описание посредством ссылки. В анализе могут выполняться различные методы, такие как моделирование методом Монте-Карло.
[0059] Согласно фиг. 4.1 при проектировании 447 интенсификации могут включаться различные дополнительные особенности. Например, для определения необходимости сооружения множества скважин в толще пород 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 разработки толщи породы. В контексте настоящего описания термин «множество скважин» может относиться к множеству скважин, каждая из которых независимо пробурена от поверхности земли до подземной толщи породы; термин «множество скважин» может также относиться к множеству ответвлений, начатым от одной скважины, которая пробурена от поверхности земли (см., например, фиг. 3.1). Ориентация скважин и ответвлений может быть вертикальной, горизонтальной или какой угодно между ними.
[0060] При проектировании и бурении множества скважин моделирования могут быть повторены для каждой скважины так, чтобы для каждой скважины имелся проект стадий процесса, план перфорации отверстий и/или план 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 образованию трещин не могут пройти через конкретную область толщи породы, либо потому, что продуктивная зона попросту расположена слишком далеко для первого гидравлического разрыва пласта для эффективного выполнения интенсификации продуктивной зоны, либо потому что существование естественной трещины или высоконапряженного барьера препятствует выполнению эффективной интенсификации продуктивной зоны первого гидравлического разрыва пласта, 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/ответвления или для добавления дополнительной зоны перфорации отверстий. Пространственное положение X'-Y'-Z' может быть обеспечено для удобства обработки оператором месторождения нефти.
ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПОСЛЕ ПЛАНИРОВАНИЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ
[0061] Варианты осуществления могут также включать оптимизацию 451 обработки в реальном времени (или последовательность операций после работы) для анализа операции интенсификации и обновления плана интенсификации в течение фактических операций интенсификации. Оптимизация 451 разработки в реальном времени может быть выполнена в течение реализации проекта интенсификации в месте расположения скважины (например, выполняя образование трещин, закачку или иную интенсификацию продуктивного пласта в месте расположения скважины). Оптимизация технологической обработки в режиме реального времени может включать калибровочные испытания 449, исполнение 448 проекта интенсификации, созданного на этапе проектирования 447 интенсификации, и интенсификацию 455 месторождения нефти в реальном времени.
[0062] Калибровочные испытания 449 могут быть выполнены дополнительно путем сравнения результата проектирования 447 интенсификации (то есть имитированных моделей образования трещин) с наблюдаемыми данными. Некоторые варианты осуществления могут включать калибровку в процессе проектирования интенсификации, выполнение калибровки после проектирования интенсификации и/или применение калибровки при выполнении интенсификации в реальном времени или любые другие процессы 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.
[0063] На основании проекта интенсификации, созданного при проектировании 447 интенсификации (и калибровки 449, если она выполнена), может быть выполнена 448 интенсификация 445 месторождения нефти. Нефтепромысловая интенсификация 455 может включать измерение 461 в реальном времени, интерпретацию 463 в реальном времени, проект 465 интенсификации в реальном времени, добычу 467 в реальном времени и управление 469 в реальном времени. Измерение 461 в реальном времени может быть выполнено в месте расположения скважины с использованием, например, датчиков S, как показано на фиг. 3.1. Наблюдаемые данные могут быть созданы с использованием измерений 461 в реальном времени. Наблюдение из скважины обработки для интенсификации притока, такой как забойное и поверхностное давления, может быть использовано для моделей калибровки (традиционный процесс подгонки давления). Кроме того, может также включаться метод микросейсмического текущего контроля. Такие пространственные/временные данные наблюдения могут сравниваться с прогнозируемой моделью трещины.
[0064] 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 добычи могут быть выполнены подобно проекту 468 интенсификации и прогнозированию 470 добычи, но на основании дополнительной информации, созданной в течение фактической интенсификации 455 месторождения нефти, выполненной в месте расположения скважины. Оптимизация 471 может быть выполнена для повторного выполнения проекта 465 интенсификации в реальном времени и прогнозирования 467 добычи по мере протекания интенсификации месторождения нефти. Интенсификация 455 в реальном времени может включать, 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.
[0065] Управление 469 в реальном времени может быть обеспечено для корректировки операции интенсификации в месте расположения скважины по мере сбора информации и получения интерпретации рабочих условий. Управление 469 в реальном времени обеспечивает обратную связь для выполнения 448 интенсификации 455 месторождения нефти. Управление 469 в реальном времени может быть выполнено, например, с использованием наземного блока 334 и/или скважинных инструментов 306.1-306.4 для изменения эксплуатационных условий, таких как местоположения перфорации отверстий, давления закачки и т.д. Несмотря на то, что особенности интенсификации 455 месторождения нефти описаны в виде работы в режиме реального времени, тем не менее, одна или больше особенностей оптимизации 451 обработки в реальном времени может быть выполнена в режиме реального времени или по необходимости.
[0066] Информация, созданная в течение оптимизации 451 обработки в реальном времени, может быть использована для обновления процесса и обратной связи для получения характеристик 445 продуктивного пласта. Обновление 453 проекта/модели содержит оценку 475 после обработки и модель 477 обновления. Оценка после 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 для ствола скважины.
[0067] Оценка 475 после 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 получению характеристик 445 продуктивного пласта (например, трехмерная модель геологической среды) и/или проектированию 447 интенсификации (например, модуль 465 проектирования скважин). Информация может быть обновлена для устранения ошибок в исходном моделировании и имитации, чтобы исправить недостатки в исходном моделировании, и/или подтвердить имитацию. Например, расстояние или ориентация скважин может быть скорректирована для учета недавно выведенных данных. Как только модель обновлена 477, процесс при необходимости может быть повторен. Одно или больше мест расположения скважин, стволы скважины, операции интенсификации или изменения могут быть выполнены с использованием способа 400.
[0068] В данном примере операция интенсификации может быть выполнена путем построения трехмерной модели подземной толщи пород и выполнения полуавтоматического способа, включающего деление подземной толщи пород на множество дискретных интервалов, получения характеристик каждого интервала на основании свойств подземной толщи пород в интервале, группировку интервалов в одно или больше мест бурения скважин, и бурение скважины в каждом месте бурения.
ПРИМЕНЕНИЕ ДЛЯ ГАЗА В ПЛОТНОМ ПЕСЧАНОМ СЛАНЦЕ
[0069] Представлен пример проекта интенсификации и рабочего процесса ниже по потоку, полезный для нетрадиционных продуктивных пластов, включающих в себя газосодержащий плотный песчаниковый коллектор (см., например, продуктивные пласты 304.1-304.3 по фиг. 3.1) Для рабочих процессов газосодержащего плотного песчаникового коллектора может использоваться метод проектирования обычной интенсификации (т.е. гидравлический разрыв), такой как модель одно- или многослойной плоской трещины.
[0070] На фиг. 5.1 и 5.2 изображены примеры стадий, включающие плотный газосодержащий песчаниковый коллектор. Советник по многоступенчатому заканчиванию может предусматриваться для планирования продуктивного пласта для газосодержащего плотного песчаникового коллектора, где множество тонких слоев богатых углеводородами зон (например, продуктивные пласты 304.1-304.3 по фиг. 3.1) может быть разбросано или распределено по большой части толщи пород, прилегающих к стволу скважины (например, 336.1). Модель может использоваться для разработки модели зоны вблизи ствола скважины, где могут быть получены основные характеристики, такие как (продуктивная) зона продуктивного пласта и геомеханическая (напряженная) зона.
[0071] На фиг. 5.1 показана каротажная диаграмма 500 части ствола скважины (например, ствола скважины 336.1 по фиг. 3.1). Каротажная диаграмма может быть графиком измерений, таких как удельное сопротивление, проницаемость, пористость, или другие параметры продуктивного пласта, записанные вдоль ствола скважины. В некоторых случаях, как показано на фиг. 6, множество каротажных диаграмм 600.1, 600.2 и 600.3 может быть объединено в суммарную каротажную диаграмму 601 для использования в способе 501. Суммарная каротажная диаграмма 601 может быть основана на взвешенной линейной комбинации множества каротажных диаграмм, и соответствующие срезы входных данных могут быть взвешены соответствующим образом.
[0072] Каротажная диаграмма 500 (или 601) может коррелировать со способом 501, включающим анализ каротажной диаграммы 500 для определения (569) границ 568 при интервалах по каротажной диаграмме 500 на основании полученных данных. Границы 568 могут использоваться для определения (571) продуктивных зон 570 вдоль ствола скважины. Блок 572 трещин может быть определен (573) вдоль ствола скважины. Проектирование стадий может быть выполнено (575) для определения ступеней 574 вдоль ствола скважины. Наконец, перфорация 576 отверстий может быть спроектирована (577) вдоль местоположений в ступенях 574.
[0073] Полуавтоматический метод может использоваться для определения деления интервала обработки на множество рядов дискретных интервалов (многоступенчатых) и для вычисления размещения перфорированных отверстий, на основании этих входных данных. Одновременно в модели могут быть учтены (петрофизические) данные продуктивного пласта и (геомеханические) данные заканчивания. На основании входных каротажных данных могут быть определены границы зон. Для определения зон могут использоваться каротажные данные напряжений. Можно выбрать любые другие входные каротажные данные или комбинацию каротажных данных, которые представляют толщу пород продуктивного пласта.
[0074] Продуктивные зоны продуктивного пласта могут быть импортированы из внешнего (например, петрофизической интерпретации) рабочего процесса. Рабочий процесс может обеспечивать метод идентификации, основанный на множестве срезов каротажных данных. В последнем случае каждое значение входных каротажных данных (т.е. каротажных данных по умолчанию) может включать водонасыщенность (Sw), пористость (Phi), собственную проницаемость (Kint) и объем глины (Vcl), но могут использоваться другие подходящие каротажные данные. Значения каротажных данных быть выделены по их значениям среза. Если все условия среза удовлетворяются, соответствующая глубина может отмечаться как продуктивная зона. Минимальная толщина продуктивной зоны, KH (проницаемость, умноженная на высоту зоны) и условия среза PPGR (градиент порового давления) могут применяться для исключения бедных продуктивных зон в конце. Эти продуктивные зоны могут быть введены в модель зоны на основе напряжений. Состояние минимальной толщины может быть рассмотрено, чтобы избежать создания крошечных зон. Также могут быть выбраны продуктивные зоны, и напряжения в них слиты на основе границ. В другом варианте осуществления трехмерные модели зоны, созданные с помощью процесса моделирования продуктивного пласта, могут использоваться как базовые границы, и могут быть введены выходные зоны, более мелкие зоны.
[0075] Для каждой определенной продуктивной зоны могут быть выполнены простые оценочные вычисления, основанные на полезном давлении или забойном давлении обработки, и перекрывающиеся пласты объединяют для образования блока трещин (FracUnit). Ступени интенсификации могут быть определены на основании одного или большего количества следующих условий: минимальная чистая высота, максимальная общая высота и минимальное расстояние между ступенями.
[0076] Может быть изучен ряд блоков трещин, и проверены возможные комбинации последовательных блоков трещин. Могут быть выборочно исключены определенные комбинации, которые нарушают определенные условия. Определенные допустимые комбинации могут действовать как сценарии стадий процесса. Максимальная общая высота (= длина ступени) может быть изменяемой, и комбинаторные проверки запускаются повторно для каждого из изменений. Часто возникающие сценарии стадий процесса могут подсчитываться из набора всех выходных данных для определения окончательных ответов. В некоторых случаях «выходные данные» могут быть не найдены, потому что не может быть установлен ни один проект стадии, который отвечает всем условиям. В таком случае пользователь может указать приоритеты среди входных условий. Например, чтобы найти оптимальное решение, максимальная общая высота может соответствовать, а минимальное расстояние между ступенями может игнорироваться.
[0077] Местоположения перфорированных отверстий, плотность перфораций и количество перфораций могут быть определены на основании качества продуктивной зоны, если изменения напряжений в ступени являются незначительными. Если изменения напряжения являются высокими, для определения распределения перфораций среди блоков трещин может проводиться метод ограниченного входа. При необходимости пользователь может дополнительно выбрать использование метода ограниченного входа (например, ступень за ступенью). В рамках каждого блока трещин местоположение перфорированных отверстий может быть определено с помощью выбранной KH (проницаемость, умноженная на длину перфорации).
[0078] Советник по многоступенчатому заканчиванию может использоваться для планирования продуктивного пласта для глинистого коллектора газа. Если большая часть действующих скважин по существу пробурена горизонтально (или пробурена с отклонением от вертикальной скважины), вся боковая часть скважины может находиться в пределах заданной толщи породы продуктивного пласта (см., например, продуктивный пласт 304.4 по фиг. 1). В таких случаях изменчивость свойств продуктивного пласта и свойств заканчивания может оцениваться отдельно. Интервал обработки может быть разделен на ряд смежных интервалов (многоступенчатых). Деление может выполняться таким образом, что свойства как продуктивного пласта, так и заканчивания, одинаковы на каждой ступени для гарантии, что результат (проект заканчивания) предлагает максимальный охват контактов продуктивного пласта.
[0079] В данном примере операции интенсификации могут быть выполнены с использованием частично автоматизированного метода для определения лучшего многоступенчатого проекта перфорации отверстий в скважине. Модель зоны вблизи ствола может быть разработана на основе ключевых характеристик, таких как продуктивная зона продуктивного пласта и геомеханическая напряженная зона. Интервал обработки может быть разделен на множество рядов дискретных интервалов, и может быть рассчитано размещение перфорированных отверстий в скважине. Может быть использован рабочий процесс проектирования интенсификации, включающий модели одно- или многослойной плоской трещины.
ПРИМЕНЕНИЯ ГЛИНИСТЫХ СЛАНЦЕВ
[0080] На фиг. 7-12 изображены стадии процесса для нетрадиционного применения, включающего глинистый продуктивный пласт газа (например, продуктивный пласт 304.4 на фиг. 3.1). На фиг. 13 изображен соответствующий способ 1300 для интенсификации стадий процесса глинистого продуктивного пласта. Для глинистого продуктивного пласта газа может использоваться описание продуктивных пластов с естественными трещинами. Естественные трещины могут быть смоделированы как ряд плоских геометрических объектов, известных как сеть дискретных трещин (см., например, фиг. 3.2-3.4). Для учета неоднородности глинистых продуктивных пластов и моделей сетевых трещин (в противоположность к модели плоской трещины) входные данные естественной трещины могут быть объединены с трехмерной моделью продуктивного пласта. Эта информация может применяться для прогнозирования распространения гидравлического разрыва.
[0081] Советник по заканчиванию для горизонтальной скважины, проходящей через толщу породы глинистых продуктивных пластов, показан на фиг. 7-12. Советник по заканчиваниям может создавать проект многоступенчатой интенсификации, содержащий соприкасающийся ряд интервалов стадий процесса и последовательный ряд ступеней. Чтобы избежать размещения ступеней в проекте интенсификации, также могут быть включены дополнительные входные данные, такие как зоны разрыва или любая другая информация об интервале.
3
6
[0082] На фиг. 7-9 изображено создание сводного показателя качества для глинистого продуктивного пласта. Может быть оценено качество продуктивного пласта и качество заканчивания вдоль бокового сегмента скважины. Показатель качества продуктивного пласта может включать, например, различные требования или технические условия, такие как общее содержание органического углерода (ТОС), большее или равное примерно 3%, запасы газа в коллекторе (GIP), большие, чем примерно 100 стандартных куб. фут/фут, содержание керогена, большее, чем высокое, пористость глинистого сланца большая, чем примерно 4%, и относительная проницаемость для газа (Kgas), большая, чем примерно 100 нД. Показатель качества заканчивания может включать, например, различные требования или технические условия, такие как напряжение, которое является «-низким», удельное сопротивление, большее, чем примерно 15 Ом м, содержание глины, меньшее, чем 40%, модуль Юнга (YM), больший, чем примерно 2×10 фунтов на кв. дюйм, коэффициент Пуассона (PR), меньший, чем примерно 0,2, пористость по данным нейтронного каротажа, меньшую, чем примерно 35% и пористость по данным плотностного каротажа, большую, чем примерно 8%.
[0083] На фиг. 7 схематически изображены комбинации каротажных данных 700.1 и 700.2. Каротажные данные 700.1 и 700.2 могут суммироваться для создания показателя качества 701 продуктивного пласта. Каротажные данные могут быть каротажными данными продуктивного пласта, такие как каротажные данные по проницаемости, удельному сопротивлению, пористости от скважины. Для оценки каротажные данные были скорректированы в формат квадрата. Показатель качества может быть разделен (1344) на области, на основании сравнения каротажных данных 700.1 и 700.2, и систематизирован в двойных каротажных данных как хорошие (G) и плохие (B) интервалы. Для рассматриваемой скважины любой интервал, в котором качественные характеристики продуктивного пласта удовлетворяются, может быть помечен как хороший, а все остальные установлены как плохие.
[0084] Другие показатели качества, такие как показатели качества заканчивания, могут быть сформированы аналогичным образом, используя применимые каротажные данные (например, модуль Юнга, коэффициент Пуассона и др для каротажных данных заканчивания). Показатели качества, например, качества 802 продуктивного пласта и качества 801 заканчивания, могут суммироваться (1346) для формирования сводного показателя 803 качества, как показано на фиг. 8.
[0085] На фиг. 9-11 изображено определение ступеней для глинистого продуктивного пласта. Сводный показатель 901 качества (который может быть сводным показателем 803 качества по фиг. 8) суммируется (1348) с каротажной диаграммой 903 напряжений, разделенной на блоки напряжений по разностям градиента напряжений. Результатом является суммарный показатель 904 напряжений и сводного показателя качества, разделенный на категории GB, GG, ВВ и BG с интервалами. Ступени могут быть определены по показателю 904 качества, используя каротажные данные 903 градиента напряжений для определения границ. Предварительно ряд границ 907 ступени определяется в местоположениях, где разность градиента напряжений больше, чем определенное значение (например, по умолчанию может быть 0,15 фунтов на кв. дюйм/фут). В этом процессе может создаваться ряд однородных блоков напряжений в соответствии с суммарным показателем напряжений и качества.
[0086] Блоки напряжений могут быть откорректированы до необходимого размера блоков. Например, малые блоки напряжений могут быть исключены, если интервал меньше, чем минимальная длина ступени, путем слияния их с соседним блоком для формирования усовершенствованного сводного показателя 902 качества. Один из двух соседних блоков, который имеет меньшую разность градиента напряжений, может использоваться в качестве цели слияния. В другом примере крупные блоки напряжений могут быть разделены, если интервал больше, чем максимальная длина ступени, для формирования другого усовершенствованного сводного показателя 905 качества.
[0087] Как показано на фиг. 10, если интервалы больше, чем максимальная длина ступени, крупный блок 1010 может быть разделен (1354) на множество блоков 1012 для формирования ступеней A и B. После разделения может быть сформирован конечный сводный показатель качества 1017, а затем разделен на сводный показатель 1019 качества, отличающегося от BB, со ступенями A и B. В некоторых случаях, как показано на фиг. 10, можно избежать группирования крупных блоков «ВВ» с блоками не - «ВВ», такими как блоки «GG» в той же ступени.
[0088] Если блок «ВВ» достаточно большой, как в показателе 1021 качества, показатель качества может быть смещен (1356) в его собственной ступени, как показано в смещенном показателе 1023 качества. Дополнительные ограничения, такие как отклонение отверстия, наличие естественной и/или искусственно образованной трещины, могут быть проверены, чтобы сделать характеристики ступени однородными.
[0089] Как показано на фиг. 11, процесс, показанные на фиг. 10, может быть применен для создания показателя 1017 качества и разделения на блоки 1012, показанные, как ступени А и В. Блоки ВВ могут быть определены в показателе 1117 качества, и разделены в смещенном показателе 1119 качества, имеющем три ступени A, B и C. Как показано на фиг. 10 и 11, при необходимости могут быть созданы различные количества ступеней.
[0090] Как показано на фиг. 12, группы перфорированных отверстий (или перфорированные отверстия) 1231 могут быть расположены (1358), основываясь на результатах классификации ступени и сводном показателе 1233 качества. В проекте заканчивания глинистого сланца перфорированные отверстия могут быть расположены равномерно (с равными расстояниями, например, через каждые 22,86 м (75 футов)). Можно избежать выполнения перфорированных отверстий вблизи границы ступени (например, 15,24 м (50 футов)). Сводный показатель качества может быть проверен в каждом местоположении перфорированного отверстия. Перфорированные отверстия в блоках «ВВ» могут быть перемещены рядом, к ближайшему блоку «GG», «GB» или «BG», как показано горизонтальной стрелкой. Если перфорированные отверстия попадают в блок «BG», может быть выполнена дополнительная реклассификация мелкого зерна GG, GB, BG, ВВ, и перфорированные отверстия располагаются с интервалами, которые не содержат ВВ.
[0091] Может быть выполнено уравновешивание напряжений, чтобы обнаружить, являются ли значения градиента напряжений одинаковыми (например, в пределах 0,05 фунтов на кв. дюйм/фут) в рамках ступени. Например, если пользовательский ввод составляет 3 перфорированных отверстия на ступень, может быть найдено лучшее (т.е. при наименьшем градиенте напряжений) положение, которое соответствует условиям (например, когда промежуток между перфорированными отверстиями находится в пределах градиента напряжений). Если оно не найдено, поиск можно продолжить для следующего лучшего местоположения и повторять, пока оно не будет найдено, например, три местоположения, чтобы установить три перфорированных отверстия.
[0092] Если толща породы неоднородна, или пересекается большинством естественных трещин и/или высоконапряженных барьерных целиков, может потребоваться дополнительное планирование скважины. В одном варианте осуществления подземная толща породы может быть разделена на множество рядов дискретных объемов, и каждый объем может быть охарактеризован на основании информации, такой как геофизические свойства толщи породы и ее близость к естественным трещинам. Для каждого фактора характеристика, такая как «G» (Good (Хорошо)), «В» (Bad (Плохо)), или «N» (Neutral (Нейтрально)) может быть присвоена объему. Множество факторов затем могут быть синтезированы совместно для формирования характеристики состава, такой как «GG», «GB», «GN», и т.д. Объем с множеством «В» указывает местоположение, которое может быть менее вероятным для проникновения с помощью интенсификации трещины. Объем с одним или большим количеством «G» может указывать местоположение, которое более вероятно для возможности обработки с помощью интенсификации трещины. Множество объемов может быть сгруппировано в одном или большем количестве пробуренных скважин, с каждой скважиной, представляющей потенциальное место расположения для получения скважины или ответвления. Расстояние и ориентация множества скважин могут быть оптимизированы для обеспечения достаточной интенсификации для всей толщи породы. При необходимости процесс может быть повторен.
[0093] Хотя на каждой из фиг 5.1-6 и 7-12 изображен конкретный метод выполнения стадий процесса, различные части стадий процесса могут произвольно объединяться. В зависимости от места расположения скважины могут применяться изменения в проектировании стадий процесса.
[0094] На фиг. 13 показана блок-схема, иллюстрирующая способ (1300) выполнения операции интенсификации скважины, выполняемой с помощью отвода. Способ включает определение (1340) показателя качества продуктивного пласта и показателя качества заканчивания по боковому сегменту скважины, объединение (1342) множества каротажных данных в один показатель качества, разделение (1344) показателя качества на категории хорошо и плохо; суммирование (1346) показателя качества продуктивного пласта и показателя качества заканчивания для формирования сводного показателя качества; суммирование (1348) сводного показателя качества с блоками напряжений для формирования суммарного блока напряжений и блока качества, разделенных на категории GG, GB, BG и ВВ; определение (1350) ступеней и границ показателя качества, используя каротажную диаграмму градиента напряжений; исключение (1352) малых ступеней напряжений, где интервал меньше, чем минимальная длина ступени; разделение (1354) больших ступеней для образования множества ступеней, где интервал больше, чем максимальная длина ступени, выборочное смещение (1356) интервалов ВВ и выборочное расположение (1358) перфорированных отверстий на основе классификации ступеней, выполненных с помощью отводящего средства.
[0095] На фиг. 14 показана блок-схема, изображающая способ (1400) выполнения операции интенсификации. Способ включает получение (1460) петрофизических, геологических и геофизических данных о скважине, выполнение (1462) определения характеристик продуктивного пласта, используя модель определения характеристик продуктивного пласта для создания механической модели геологической среды на основании объединенных петрофизических, геологических и геофизических данных (см., например, планирование 445 перед интенсификацией). Способ, кроме того, включает создание (1466) плана интенсификации на основании созданной механической модели геологической среды. Создание (1466) может включать, например, планирование скважины, 465, планирование стадий процесса, 466, проектирование 468 интенсификации, прогнозирование 470 добычи и оптимизацию 472 в планировании 447 интенсификации по фиг. 4. Затем план интенсификации оптимизируется (1464) путем повторения (1462) в непрерывном контуре обратной связи, пока не будет создан оптимизированный план интенсификации.
[0096] Способ может также включать выполнение (1468) калибровки оптимизированного плана интенсификации (например, 449 по фиг. 4). Способ может также включать выполнение (1470) плана интенсификации, измерение (1472) данных в реальном времени во время выполнения плана интенсификации, выполнение плана интенсификации в реальном времени и прогнозирование (1474) добычи на основании данных в реальном времени, оптимизацию в реальном времени (1475) оптимизированного плана интенсификации путем повторения плана интенсификации в реальном времени и прогнозирования добычи, пока не будет создан оптимизированный план интенсификации в реальном времени, и управление (1476) операцией интенсификации на основе оптимизированного плана интенсификации в реальном времени. Способ может также включать оценку (1478) плана интенсификации после завершения плана интенсификации и обновление (1480) модели определения характеристик продуктивного пласта (см., например, обновление 453 проекта/модели по фиг. 4). Этапы могут быть выполнены в различном порядке и при необходимости повторены.
[0097] Операции отведения
[0098] Одним из специфических видов скважинных операций является обработка отведением. Гидравлический и кислотный разрыв горизонтальных скважин, а также многослойных толщин пород требует использования методов отвода, чтобы обеспечить возможность перенаправления разрыва между различными зонами. Примеры подходящих методов отвода могут включать применение уплотнительных шариков, разжиженных хлопьев бензойной кислоты и/или удаляемых/разлагаемых частиц, как описано в заявке на патент США № публикации 2012/0285692, изложение которой включено в настоящий документ в качестве ссылок в полном объеме. Могут применяться также другие виды обработки методом отвода.
[0099] Раскрытый в настоящем документе алгоритм стадий процесса, выполняемых с помощью отводящего средства, служит для прохождения скважины через подземную толщу пород. Отдельные алгоритмы могут использоваться для вертикальных и горизонтальных скважин. Алгоритм выполнения стадий процесса с помощью отводящего средства, может включать различные полуавтоматические процессы для определения оптимального многоступенчатого выполнения перфорированных отверстий и проектирования стадий для обработки, используя отводящее средство. В данном контексте термин «отводящее средство» относится к материалу, помещаемому в подземной толще породы для частичного или полного тампонирования элемента подземной толщи породы, такого как, например, перфорированное отверстие или трещина толщи породы. Термин «отводящее средство» не должен давать определение, включающее «пробку-мост» или аналогичное устройство, которое используется для изоляции определенного участка ствола скважины.
[00100] Алгоритмы стадий процесса используют разнообразные данные продуктивного пласта, которые могут быть получены как от подземной толщи пород, так и от трехмерной геологической модели. Алгоритмы могут использовать петрофизические свойства, такие как, например, каротажные данные не обсаженного ствола скважины и обсаженного ствола скважины, изображения буровой скважины, данные кернового анализа и трехмерных моделей продуктивного пласта для определения качества продуктивного пласта. Геомеханические свойства, такие как, например, напряжения породы в массиве, модуль упругости, коэффициент утечки, коэффициент Пуассона скважины могут быть использованы для определения начала, распространения трещины, и сдерживания в пределах заданных зон (качество заканчивания).
[00101] Для вертикальных скважин, когда определены границы, (продуктивные) зоны продуктивного пласта, блоки трещин, и завершено проектирование стадий процесса, способность отводящего средства при преодолении изменений напряжения может быть включена в проект перфорации отверстий для способствования распределению текучих сред для гидравлического разрыва, таких как метод ограниченного входа, которое достигается путем выбора диаметра перфорированного отверстия и количества перфорированных отверстий, так что ожидаемая скорость закачки дает достаточную скорость через каждое перфорированное отверстие для создания разности давлений между гидравлическим разрывом и стволом скважины.
[00102] Представлен пример проекта интенсификации и рабочего процесса ниже по потоку, полезный для нетрадиционных продуктивных пластов, включающих в себя газосодержащий плотный песчаниковый коллектор (см., например, продуктивные пласты 304.1-304.3 по фиг. 3.1). Для рабочих процессов газосодержащего плотного песчаникового коллектора может использоваться метод проектирования обычной интенсификации (т.е. гидравлический разрыв), такой как модель одно- или многослойной плоской трещины.
[00103] Советник по заканчиванию с помощью отводящего средства для вертикальной скважины, проходящей через толщу породы глинистых продуктивных пластов, показан на фиг. 15.1 и 15.2. На фиг. 15.1 и 15.2 изображены примеры стадий, включающие плотный газосодержащий песчаниковый коллектор с отводящим средством. Советник по многоступенчатому заканчиванию может предусматриваться для планирования продуктивного пласта для газосодержащего плотного песчаникового коллектора, где множество тонких слоев богатых углеводородами зон (например, продуктивные пласты 304.1-304.3 по фиг. 3.1) может быть разбросано или распределено по большой части толщи пород, прилегающих к стволу скважины (например, 336.1). Модель может использоваться для разработки модели зоны вблизи ствола скважины, где могут быть получены основные характеристики, такие как (продуктивная) зона продуктивного пласта и геомеханическая (напряженная) зона.
[00104] На фиг. 15.1 показана каротажная диаграмма 1500 части ствола скважины (например, ствола скважины 336.1 по фиг. 3.1). Каротажная диаграмма может быть графиком измерений, таких как удельное сопротивление, проницаемость, пористость, или другие параметры продуктивного пласта, записанные вдоль ствола скважины. В некоторых случаях, как показано на фиг. 6, множество каротажных диаграмм 600.1, 600.2 и 600.3 может быть объединено в суммарную каротажную диаграмму 601 для использования в способе 1501 (как показано на фиг. 15.2). Суммарная каротажная диаграмма 601 может быть основана на взвешенной линейной комбинации множества каротажных диаграмм, и соответствующие срезы входных данных могут быть взвешены соответствующим образом.
[00105] Каротажная диаграмма 1500 (или 601) может коррелировать со способом 1501, включающим анализ каротажной диаграммы 1500 для определения (1569) границ 1568 при интервалах по каротажной диаграмме 1500 на основании полученных данных. Границы 1568 могут использоваться для определения (1571) продуктивных зон 1570 вдоль ствола скважины. Блок 1572 трещин может быть определен (1573) вдоль ствола скважины. Проектирование стадий может быть выполнено (1575) для определения ступеней 1574 вдоль ствола скважины. Перфорация 1576 отверстий может быть спроектирована (1577) вдоль местоположений в ступенях 1574. Наконец, обработка отведением может быть спроектирована (1579) вдоль одного или большего количества местоположений в ступенях 1574. Проект отведением должен включать количество отводящего средства, такое как, например, количество или объем отводящего средства для тампонирования некоторого количества перфорированных отверстий, чтобы создать дополнительную разность давлений между гидравлическим разрывом (разрывами) и стволом скважины, необходимую для отведения текучей среды в другие перфорированные отверстия. Отводящее средство может быть выбрано на основе данных, известных специалисту в данной области, по правилам, таким как возможность тампонировать нисходящую скважину, отличающую искусственно образованную трещину.
[00106] Для горизонтальных скважин показатели качества продуктивного пласта и показатели качества заканчивания классифицируют и объединяют в сводные блоки качества, как подробно обсуждается ниже. В целом, информация о напряжениях может быть использована для создания блоков напряжения. Здесь напряжение может значить расчетное давление инициации трещины или разлома, выведенное из свойств напряжений и скважины в массиве. Если разность напряжений между блоками меньше, чем пороговое значение, определяемое давлением, которое создается с помощью отводящего средства, затем блоки напряжения сливаются. Подвергнутые слиянию блоки напряжений и сводная качественная характеристика суммируются для проектирования ступеней и групп перфорированных отверстий. Наконец, отводящее средство обеспечивает добавление заключительного этапа выборочного расположения перфорированных отверстий.
[00107] Советник по заканчиванию с помощью отводящего средства для горизонтальной скважины, проходящей через толщу породы глинистых продуктивных пластов, показан на фиг. 16. Советник по заканчиваниям с помощью отводящего средства может создавать проект многоступенчатой интенсификации, содержащий соприкасающийся ряд интервалов стадий процесса и последовательный ряд ступеней. Чтобы избежать размещения ступеней в проекте интенсификации, также могут быть включены дополнительные входные данные, такие как зоны разрыва или любая другая информация об интервале.
[00108] На фиг. 16 изображено определение ступеней для глинистого продуктивного пласта. Вначале каротажная диаграмма была разделена на сегменты в блоках напряжений по разности градиента напряжений значений (например, около 0,15 фунтов на кв. дюйм/фут) (1601). Затем сравнивается (1602) разность напряжений между блоками напряжений и давлением, создаваемым с помощью отводящего средства. Затем блоки напряжений «сливают» или «суммируют» (1603), если разность напряжений между двумя (2) блоками меньше, чем давление, которое может быть создано с помощью отводящего средства. Сводный показатель качества 1604 (который может быть сводным показателем качества 803 по фиг. 8) суммируется с каротажной диаграммой, разделенной на подвергнутые слиянию блоки напряжений по разности градиента напряжений, меньшей, чем давление, создаваемое с помощью отводящего средства (1604). Результатом является суммарное напряжение и сводный показатель качества, разделенные на категории GB, GG, ВВ и BG с интервалами (1605). Ступени могут быть определены по напряжениям и сводному показателю качества 1605, используя каротажную диаграмму 903 градиента напряжений для определения границ. Предварительный ряд границ 907 ступени определяется в местоположении, где разность градиента напряжений больше, чем разность, которая может быть преодолена с помощью отводящего средства. В этом процессе может создаваться ряд однородных слившихся блоков напряжений в соответствии с суммарным показателем напряжений и качества.
[00109] Блоки напряжений могут быть откорректированы до необходимого размера блоков. Например, малые блоки напряжений могут быть исключены, если интервал меньше, чем минимальная длина ступени, путем слияния их с соседним блоком для формирования усовершенствованного сводного показателя 1606 качества. Один из двух соседних блоков, который имеет меньшую разность градиента напряжений, может использоваться в качестве цели слияния. В другом примере крупные блоки напряжений могут быть разделены, если интервал больше, чем максимальная длина ступени, для формирования другого усовершенствованного сводного показателя 1607 качества.
[00110] На фиг. 17 показана блок-схема, иллюстрирующая способ (1700) выполнения операции интенсификации скважины, выполняемой с помощью отвода. Способ включает определение (1740) показателя качества продуктивного пласта и показатель качества заканчивания вдоль бокового сегмента скважины, объединение (1742) множества каротажных данных в один показатель качества, разделение (1744) показателя качества продуктивного пласта на хорошие и плохие категории и суммирование (1746) показателя качества продуктивного пласта и показателя качества заканчивания для формирования сводного показателя качества. Независимо от этапов определения (1740), объединения (1742), разделения (1744) и суммирования (1746), способ, кроме того, включает создание (1748) блоков напряжений вдоль бокового сегмента скважины и слияние (1750) блоков напряжений, используя критерий отвода, обсуждавшийся выше, в 1603. Кроме того, способ включает суммирование (1752) сводного показателя (1746) качества с подвергнутыми слиянию блоками (1750) напряжений для формирования суммарного блока напряжений и блока качества, разделенных на по меньшей мере одну из следующих категорий с помощью отводящего средства: GG, GB, BG и ВВ, определение (1754) ступеней, используя суммарный сводный показатель качества и подвергнутые слиянию блоки (1752) напряжений, исключение (1756) малых ступеней, где интервал меньше, чем минимальная длина ступени, полученная с помощью отводящего средства, разделение (1758) больших ступеней для формирования множества ступеней, где интервал больше, чем минимальная длина ступени, полученная с помощью отводящего средства, выборочную корректировку (1760) границ ступени для формирования однородных блоков качества и выборочное расположение (1762) перфорированных отверстий на основании классификации с помощью отводящего средства. Минимальная длина ступени часто является балансом между эффективностью времени (например, стоимостью обработки), которая уменьшается по мере удлинения ступени, и качеством уменьшения интенсификации. В некоторых областях длина ступени может составлять примерно от 200 до 500 футов в горизонтальном заканчивании.
[00111] На фиг. 18 показана блок-схема, иллюстрирующая способ (1800) выполнения операции интенсификации скважины, выполняемой с помощью отвода. Способ включает определение (1840) показателя качества продуктивного пласта и показателя качества заканчивания вдоль бокового сегмента скважины, объединение (1842) множества каротажных данных в один показатель качества, разделение (1844) показателя качества продуктивного пласта на хорошие и плохие категории и суммирование (1846) показателя качества продуктивного пласта и показателя качества заканчивания для формирования сводного показателя качества. Независимо от этапов определения (1840), объединения (1842), разделения (1844) и суммирования (1846), способ, кроме того, включает создание (1848) блоков напряжений вдоль бокового сегмента скважины, вычисление (1850) давления начала образования трещины с использованием одного или больше свойств ствола скважины, свойств возле ствола скважины и каротажной диаграммы напряжений, и слияние (1852) блоков начала образования трещины, используя критерий отвода, обсуждавшийся выше, в 1603. Кроме того, способ включает суммирование (1854) сводного показателя (1846) качества со слитыми блоками (1852) начала образования трещины для формирования сводного блока начала образования трещины и блока качества, разделенного на категории GG, GB, BG и ВВ, определение (1856) ступеней, используя суммарный сводный показатель качества и слитые блоки (1854) начала образования трещины, исключение (1858) малых ступеней, где интервал меньше, чем минимальная длина ступени, выполненной с помощью отводящего средства, разделение (1860) больших ступеней для формирования множества ступеней, где интервал больше, чем минимальная длина, выполненная с помощью отводящего средства, выборочную корректировку (1862) границ ступени для формирования однородных блоков качества и выборочное расположение (1864) перфорированных отверстий на основе классификации, выполненной с помощью отводящего средства.
ini
ini
ini
ini
in
ini
[00112] На фиг. 19 показана блок-схема, иллюстрирующая способ (1900) выполнения операции интенсификации скважины, выполняемой с помощью отвода. Способ включает определение (1940) показателя качества продуктивного пласта и показателя качества заканчивания вдоль бокового сегмента скважины, объединение (1942) множества каротажных данных в один показатель качества, разделение (1944) показателя качества продуктивного пласта на хорошие и плохие категории и суммирование (1946) показателя качества продуктивного пласта и показателя качества заканчивания для формирования сводного показателя качества. Независимо от этапов определения (1940), объединения (1942), разделения (1944) и суммирования (1946), способ, кроме того, включает создание (1948) блоков напряжений вдоль бокового сегмента скважины и слияние (1950) блоков напряжений, используя критерий отвода, обсуждавшийся выше, в 1603. Кроме того, способ включает суммирование (1952) сводного показателя (1946) качества с подвергнутыми слиянию блоками (1950) напряжений для формирования сводного блока напряжений и блока качества, разделенного на категории GG, GB, BG и ВВ, определение (1954) ступеней, используя суммарный сводный показатель качества и подвергнутые слиянию блоки (1952) напряжений, исключение (1956) малых ступеней, где интервал меньше, чем минимальная длина ступени, выполненной с помощью отводящего средства, разделение (1958) больших ступеней для формирования множества ступеней, где интервал больше, чем минимальная длина, выполненная с помощью отводящего средства, выборочную корректировку (1960) границ ступени для формирования однородных блоков качества и выборочное расположение (1962) перфорированных отверстий на основе классификации, выполненной с помощью отводящего средства. Способ может также включать дополнительный этап выборочного расположения (1964) перфорированных отверстий для прямой последовательности (например, от забоя к устью) или для областей ослабленного напряжения трещины. Методы механической изоляции, такие как, например, пробки-мосты, могут использоваться для разделения блоков напряжений, выбранных способом, описанным выше. Кроме того, выборочное расположение средств механической изоляции может также быть основан на последовательном выборе длин блоков напряжений в подходящем направлении в соответствии с заканчиванием. Например, направление может быть расстановкой от забоя к устью, как изображено на фиг. 20, которая иллюстрирует континуум напряжений вдоль ответвления (представленный как давление начала образования трещины (P). На фиг. 20 также показано последовательное определение соответствующих местоположений механических изолирующих устройств 2002, на основании разности 2000 давлений начала образования трещины (ΔP), которая может быть преодолена с помощью отводящего средства. Последовательный метод может выполняться вручную, полуавтоматически или автоматически, но может также выполняться из любой произвольной точки вдоль заканчивания. На фиг. 20: Начиная от участка, подвергаемого образованию трещины в забое 2004 (правая сторона по фиг. 20), и перемещаясь вперед к устью 2006 (по стрелке к левой стороне по фиг. 20), колебания каротажных данных P сравнивают с ΔP. ΔP - критерий, описанный ранее (1605). Любые колебания амплитуды, превышающие ΔP, должны быть исключены, используя механическое изолирующее устройство 2002, такое как мост-пробка, которое изолирует участок ствола скважины независимо от колебаний напряжений толщи породы. Преимущество такого подхода заключается в использовании моста-пробки только там, где требуется, вследствие колебаний напряжений.
[00113] Перфорированные отверстия могут быть расположены таким образом, чтобы придать предпочтительное направление последовательности групп, подвергаемых разрыву (см. фиг. 20). Например, если колебания напряжения распределены таким образом, что области меньших напряжений находятся в забое ступени, можно начать перфорирование отверстий зон малых напряжений к забою ступени, а затем размещать перфорацию отверстий зон высоких напряжений к устью ступени. Используя этот способ, группы забоя будут разрываться первыми, и тампонироваться с помощью отводящего средства. После того как отводящее средство размещено в перфорированных отверстиях, затем могут быть разорваны группы устья. Одним из потенциальных преимуществ такой схемы от забоя к устью является то, что если объем отводящего средства, закачанного в скважину, находится в избытке для некоторого количества трещин, избыточное отводящее средство остается в скважине, и ниже по потоку должны разрываться новые группы. Таким образом расположение такого «отводящего средства в избытке» не может непреднамеренно тампонировать новые трещины, которые созданы в зонах высоких напряжений. Это может произойти, если в проектном задании переоценено количество перфорированных отверстий, которые образовали трещины перед закачиванием отводящего средства. Такая переоценка может возникнуть, если в проекте переоценено количество перфорированных отверстий, которое образовало трещин больше на 50%, и фактическая обработка перед отводом оставила половину перфорированных отверстий не интенсифицированной. Таким образом, если используется 10 кг отводящего средства для эффективного тампонирования реальной трещины, но проект рассчитан на 20 кг отводящего средства, то существует избыток 10 кг отводящего средства, который должен быть закачан в скважину. Этот избыточный объем отводящего средства не будет случайно тампонировать перфорированные отверстия, предназначенные для отвода, поэтому желательно, чтобы перфорированные отверстия, предназначенные для отвода, находились выше перфорированных отверстий, предназначенных для тампонирования (т.е., в направлении устья относительно старых перфорированных отверстий). Если риск непреднамеренного тампонажа перфорированных отверстий, предназначенных для отвода, считается высоким, можно принять решение не использовать отводящее средство, когда распределение напряжение такое, что области низких напряжений расположены в направлении устья ступени.
[00114] В качестве альтернативы, как показано на фиг. 21, расположение 2104 перфорированных отверстий может также выбираться и/или располагаться таким образом, чтобы перфорированные отверстия 2104 в областях низких напряжений каротажной диаграммы 2102 напряжений, интенсифицировались и после отвода были перфорированными отверстиями, подлежащими разрыву в областях под ослабленными напряжениями перфорированных отверстий, разорванных вначале. Разность в низком напряжении и высоком напряжении является функцией начальной анизотропии напряжения, геомеханических свойств скальной породы и полезного давления, развившегося в ходе развития искусственно образованной трещины. Типичным значением разности в градиенте давления гидравлического разрыва между областями низкого и высокого напряжения является 0,2 фунта на кв. дюйм/фут. Ослабление напряжения характеризуется такой ситуацией, когда гидравлические разрывы расположены в непосредственной близости, последующие разрывы могут зависеть от поля напряжений, созданного предыдущими трещинами. Влияние включает более высокие полезные напряжения, меньшую ширину трещины и изменения в связанной сложности интенсификации. Под влиянием ослабления напряжения также изменяется уровень микросейсмичности. Дополнительные подробности относительно ослабления напряжения описаны в документе SPE 147363, описание которого включено в настоящий документ в качестве ссылки в полном объеме.
[00115] В продуктивном пласте со средним уровнем горизонтальной анизотропии напряжений, такие как, например, первая ступень может вначале раскрывать группы низких напряжений, создавая двукрылый разрыв или разрыв 2202 низкой сложности вследствие анизотропии напряжений. В хрупкой толще породы распространение двукрылого разрыва 2202 может также вызывать параллельные разрывы 2206 снятия напряжений. Такой двукрылый разрыв 2202 представлен на фиг. 22, где перфорированные отверстия 2204 соединены с зонами низкого напряжения, подвергаемыми разрыву.
[00116] Искусственно образованные трещины вызывают измененное поле напряжений в окружающей толще породы. Напряжение, перпендикулярное к разрыву, может изменяться до большей степени, чем напряжение, параллельное разрыву, таким образом, понижая контраст напряжений. Анизотропия напряжений может быть уменьшена или даже инвертирована для облегчения открывания плоскостей наименьшего сопротивления в скальной породе.
й
[00117] Закачивание отводящего средства препятствует образованию трещин. Вторая часть закачки после отклонения будет инициировать разрыв в группах более высокого напряжения в областях скальной породы, которые будут изменены под воздействием ослабления напряжений 1 ступени. Такая область измененного напряжения имеет пониженную или инвертированную анизотропию напряжений, и поэтому расширение существующей естественной трещины или сдвига нарушает плоскости наименьшего сопротивления. Поэтому такие трещины, вероятно, будут более сложными (т.е., для сложной сети 2302 трещин), давая лучшее соединение с углеводородами, оставшимися в толще породы. См. рис. 23. Способ для определения расстояния между разрывами для создания сложных трещин с измененными напряжениями, описан в документах SPE 130043 и US 8439116 В2, каждый из которых включен в настоящий документ в качестве ссылки в полном объеме.
[00118] Специалист, использующий советник по заканчиванию с помощью отводящего средства, может принять решение сравнить результаты интенсификации с отводящим средством и без отводящего средства. Поскольку отводящее средство дает возможность слияния блоков напряжений, алгоритм, выполняемый с помощью отводящего средства, стремится показать, что длина каждого участка, изолированного с помощью мостов-пробок, в общем, больше, чем без отводящего средства. Инженер может также выбрать более высокое значение максимальной длины ступени на основании результатов интенсификации.
[00119] 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. В формуле пункты "средство плюс функция» предназначены для охвата структур, описанных в настоящем документе, как выполняющих указанную функцию, и не только конструктивных эквивалентов, но также и эквивалентных конструкций. Таким образом, хотя гвоздь и шуруп могут не быть конструкционными эквивалентами в том, что гвоздь использует цилиндрическую поверхность для скрепления деревянных деталей, тогда как шуруп использует винтовую поверхность, в условиях крепления деревянных деталей гвоздь и шуруп могут быть эквивалентными конструкциями. Это - выраженное намерение заявителя не ссылаться на статью 35 §112, пункт 6 кодекса США для каких-либо ограничений любого из пунктов формулы, за исключением тех, в которых пункт явно использует выражение «предназначенный» вместе со связанной функцией.
[00120] В данном примере операция интенсификации может быть выполнена включением оценки изменчивости свойств продуктивного пласта и свойств заканчивания отдельно для интервала обработки в стволе скважины, проходящем через подземную толщу породы, 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 разработки трехмерной модели продуктивного пласта, и объединением данных о естественной трещине с трехмерной моделью продуктивного пласта для учета неоднородности толщи породы и прогноза распространений гидравлического разрыва.