BR102014029663A2 - método para classificar estágios de uma operação de estimulação para um poço tendo um reservatório posicionado em uma formação subterrânea - Google Patents
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Abstract
- resumo - método para classificar estágios de uma operação de estimulação para um poço tendo um reservatório posicionado em uma formação subterrânea um sistema e método são fornecidos para executar operações de estimulação em um poço em um local de poço tendo uma formação subterrânea com um reservatório fornecido nele. o método envolve a geração de vários indicadores de qualidade de vários registros e a combinação de vários indicadores de qualidade para formar um indicador de qualidade composto. a pluralidade de blocos de tensão pode então ser fundida usando o critério de desvio. o indicador de qualidade composto pode ser combinado com os blocos de tensão fundidos para formar um indicador de tensão combinado e de qualidade composto, o indicador de tensão combinado e de qualidade composto compreendendo uma pluralidade de blocos com limites entre eles. o método pode compreender adicionalmente a definição de estágios ao longo do indicador de tensão combinado e de qualidade composto com base nas classificações de estágio auxiliadas por desvio; e o posicionamento seletivo das perfurações em estágios selecionados com base nas classificações de estágio auxiliadas por desvio dos mesmos.
Description
MÉTODO PARA CLASSIFICAR ESTÁGIOS DE UMA OPERAÇÃO DE ESTIMULAÇÃO PARA UM POÇO TENDO UM RESERVATÓRIO POSICIONADO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA
FUNDAMENTOS
[0001] A presente divulgação se refere às técnicas para a realização de operações de campo petrolífero. Mais especificamente, a presente divulgação presente refere-se às técnicas para a realização de operações de estimulo, como perfuração, injeção e/ou fraturamento de uma formação subterrânea que tem pelo menos um reservatório nela. As afirmações contidas nesta seção apresentam, meramente, informações fundamentais relacionadas à presente divulgação e não podem constituir técnica anterior.
[0002] As operações de campo petrolífero podem ser realizadas para localizar e coletar fluidos de fundo do poço valiosos como hidrocarbonetos. As operações de campo petrolífero podem incluir, por exemplo, levantamento, perfuração, avaliação, completação, produção, estímulo do fundo de poço e análise do campo petrolífero. O levantamento pode envolver levantamentos sísmicos usando, por exemplo, um caminhão sísmico para enviar e receber sinais do fundo do poço. A perfuração pode envolver o avanço de uma ferramenta de fundo de poço na terra para formar um poço. A avaliação do fundo de poço pode envolver a implantação de uma ferramenta de fundo de poço no poço para fazer medições do fundo de poço e/ou para recuperar amostras do fundo de poço. A completação pode envolver a cimentação e o revestimento de um poço na preparação para a produção. A produção pode envolver a implantação da tubulação de produção no poço para transportar líquidos de um reservatório para a superfície. O estímulo pode envolver, por exemplo, perfuração, fraturamento, injeção e/ou outras operações de estímulo para facilitar a produção de fluidos do reservatório.
[0003] A análise de campo petrolífero pode envolver, por exemplo, a avaliação de informações sobre o poço e sobre várias operações e/ou sobre a realização de operações de planejamento do poço. Essas informações podem ser, por exemplo, informações petrofísicas coletadas e/ou analisados por um petrofísico; informações geológicas coletadas e/ou analisados por um geólogo; ou informações geofísicas coletadas e/ou analisados por um geofísico. As informações petrofísicas, geológicas e geofísicas podem ser analisadas separadamente com a desconexão do fluxo de dados entre eles. Um operador humano pode movimentar e analisar manualmente os dados usando várias ferramentas e software. O planejamento do poço pode ser usado para projetar as operações do campo petrolífero com base em informações coletadas sobre o poço.
RESUMO
[0004] Este resumo é provido para apresentar uma seleção de conceitos que são mais bem descritos abaixo na descrição detalhada. Este resumo não se destina a identificar características chave ou essenciais do objeto reivindicado nem se destina a ser usado como um auxílio na limitação do escopo do objeto reivindicado.
[0005] As técnicas divulgadas neste documento se relacionam às operações de estímulo que envolvem projeto de teste. Em uma modalidade exemplar da presente divulgação, o método pode envolver a geração de vários indicadores de qualidade de vários registros e a combinação de vários indicadores de qualidade para formar um indicador de qualidade do composto. 0 indicador de qualidade do composto pode ser combinado com o registro de estresse para formar um indicador de qualidade do composto e de estresse combinado sendo que o indicador de qualidade do composto e de estresse compreende vários blocos com limites entre eles. O método pode incluir ainda a identificação de classificações para vários blocos; a definição de estágios ao longo do indicador de qualidade do composto e de estresse combinado com base nas classificações; e o posicionamento seletivo das perfurações em estágios seletos com base nas classificações ali definidas.
BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS
[0006] As modalidades do método e do sistema para a execução de uma operação de estimulo de fundo de poço são descritas com referência às figuras a seguir. Numerais de referência semelhantes se referem a elementos similares para fins de consistência. Para fins de clareza, nem todo componente pode ser classificado em todos os desenhos.
[0007] As Figuras 1.1-1.4 são vistas esquemáticas que ilustram diversas operações do campo petrolífero em um poço;
[0008] As Figuras 2.1-2.4 são vistas esquemáticas de dados coletados pelas operações das Figuras 1.1-1.4.
[0009] A Figura 3.1 é uma vista esquemática de um poço que ilustra várias operações de estímulo de fundo de poço;
[00010] As Figuras 3.2-3.4 são vistas esquemáticas de várias fraturas do poço da Figura 3.1.
[00011] A Figura 4.1 é um fluxograma esquemático que representa uma operação de estímulo de fundo de poço.
[00012] As Figuras 4.2 e 4.3 são diagramas esquemáticos que mostram partes da operação de estímulo de fundo de poço;
[00013] A Figura 5.1 é um diagrama esquemático e a Figura 5.2 é um fluxograma que ilustra um método de simulação de uma operação de estimulo em uma formação de arenito de gás comprimido.
[00014] A Figura 6 é um diagrama esquemático que representa um conjunto de registros combinados para formar um registro ponderado do composto.
[00015] A Figura 7 é um diagrama esquemático que representa um indicador de qualidade do reservatório formado a partir de um primeiro e de um segundo registro.
[00016] A Figura 8 é um diagrama esquemático que representa um indicador de qualidade do composto formado a partir de um indicador de qualidade da completação e do reservatório.
[00017] A Figura 9 é um diagrama esquemático que representa um design de simulação baseado em um perfil de estresse e em um indicador de qualidade do composto.
[00018] A Figura 10 é um diagrama esquemático que mostra o ajuste limítante do estágio melhorar a homogeneidade dos indicadores de qualidade do composto.
[00019] A Figura 11 é um diagrama esquemático que representa a divisão do estágio com base em um indicador de qualidade do composto.
[00020] A Figura 12 é um diagrama que representa a colocação de perfuração com base em um indicador de qualidade.
[00021] A Figura 13 é um fluxograma que ilustra um método do estágio da operação de estimulo para um reservatório de xisto.
[00022] A Figura 14 é um fluxograma que ilustra um método para a realização de uma operação de estimulo de fundo de poço .
[00023] A Figura 15.1 é um diagrama esquemático e a Figura 15.2 é um fluxograma que ilustra um método do estágio de uma operação de estimulo em uma formação de arenito de gás comprimido e com diverter.
[00024] As Figuras 16-19 são diagramas que ilustram um método do estágio da operação de estimulo para um reservatório de xisto em um poço vertical.
[00025] A figura 20 é um diagrama que mostra um continuum de estresses ao longo da lateral (relatado como pressão de iniciação da fratura Pini) usado para a determinação dos locais preferenciais dos dispositivos de isolamento mecânico com base no diferencial da pressão de iniciação que pode ser superada com o diverter.
[00026] A Figura 21 é um poço e seu registro de estresse correspondente, onde perfurações estão localizadas no minimo local e no máximo local do registro de estresse.
[00027] A Figura 22 é um poço estimulado e seu registro de estresse correspondente, onde fraturas induzidas propagaram nas zonas de estresse baixo e onde as mudanças no estresse da rocha geraram fraturas com alívio de estresse.
[00028] A Figura 23 é um poço estimulado e seu registro de estresse correspondente, onde fraturas induzidas foram desviadas e as perfurações em regiões de estresse alto foram estimuladas para formar fraturas complexas.
DESCRIÇÃO DETALHADA
[00029] A descrição que se segue inclui sistemas, aparelhos e métodos exemplares e sequências de instrução que incorporam técnicas do assunto do presente. No entanto, entende-se que as modalidades descritas podem ser praticadas sem esses detalhes específicos.
[00030] A presente divulgação refere-se à concepção, implementação e feedback das operações de estimulo realizadas em um poço. As operações de estimulo podem ser executadas usando uma abordagem centralizada e integrada de reservatório. Essas operações de estimulo podem envolver o projeto de estimulo integrado baseado em informações multidisciplinares (por exemplo, usado por um petrofisico, geólogo, geomecânico, geofisico e um engenheiro de reservatório) , aplicações em poços múltiplos e/ou operações do campo petrolífero de vários estágios (por exemplo, completação, estímulo e produção). Algumas aplicações podem ser adaptadas para aplicações do poço não convencionais (por exemplo, gás compactado, xisto, carbonato, carvão etc.), aplicações do poço complexas (por exemplo, poços múltiplos), e vários modelos de fraturas (por exemplo, modelos convencionais de fratura de asa dupla planar para reservatórios de arenito ou modelos de fratura de rede complexa para reservatórios com baixa permeabilidade fraturados naturalmente) e similares. Como usados neste documento, reservatórios não convencionais referem-se a reservatórios, tais como gás compactado, areia, xisto, carbonato, carvão e afins, onde a formação não é uniforme ou é entrecortada por fraturas naturais (todos os outros reservatórios são considerados convencionais).
[00031] As operações de estímulo podem ser efetuadas também utilizando otimização, adaptação para tipos específicos de reservatórios (por exemplo, gás compactado, xisto, carbonato, carvão etc.), integração de critérios de avaliação (por exemplo, critérios do reservatório e de completação) e integração de dados de várias fontes. As operações de estímulo podem ser realizadas manualmente utilizando técnicas convencionais para analisar separadamente o fluxo de dados, sendo a análise separada desconectada e/ou envolvendo um operador humano para movimentar manualmente dados e integrar dados usando vários aplicativos de software e ferramentas. Essas operações de estimulo também podem ser integradas, por exemplo, racionalizadas pela maximização de dados multidisciplinares de forma automatizada ou semiautomatizada.
OPERAÇÕES DO CAMPO PETROLÍFERO
[00032] As Figuras 1.1-1.4 retratam diversas operações de campo petrolífero que podem ser executadas em um poço, e as Figuras 2.1-2.4 retratam várias informações que podem ser coletadas no poço. As Figuras 1.1-1.4 retratam vistas esquemáticas simplificadas de um campo petrolífero representante ou poço 100 com formação subsuperficial 102 contendo, por exemplo, reservatório 104 nele e representando várias operações de campo petrolífero sendo executadas no poço 100. A FIG. 1.1 retrata uma operação de levantamento sendo executada por uma ferramenta de levantamento, como caminhão sísmico 106.1, para medir propriedades da formação subsuperficial. A operação de levantamento pode ser uma operação de levantamento sísmico para produzir vibrações sonoras. Na FIG. 1.1, essa vibração sonora 112 gerada por uma fonte 110 reflete uma pluralidade de descontinuidades 114 em uma formação terrestre 116. As vibrações sonoras 112 podem ser recebidas por sensores, como receptores geofone 118, situados na superfície terrestre, e os geofones 118 produzem sinais de saída elétrica, referidos como dados recebidos 120 na FIG. 1.1.
[00033] Em resposta ao representante de vibrações sonoras recebidas 112 dos diferentes parâmetros (como amplitude e/ou frequência) das vibrações sonoras 112, os geofones 118 podem produzir sinais de salda elétrica contendo dados sobre a formação subsuperficial. Os dados recebidos 120 podem ser fornecido como dados de entrada para um computador 122.1 do caminhão sísmico 106.1, e em resposta aos dados de entrada, o computador 122.1 pode gerar uma saida de dados sísmicos e microssísmicos 124. A saída de dados sísmicos 124 pode ser armazenada, transmitida ou ainda processada como desejado, por exemplo, por redução de dados.
[00034] A FIG. 1.2 retrata uma operação de perfuração sendo executada por uma ferramenta de perfuração 106.2 suspensa por uma sonda 128 e avançada para as formações subsuperficiais 102 para formar um furo 136 e ou outro canal. Um tanque de lama 130 pode ser utilizado para desenhar a perfuração de lama para as ferramentas de perfuração através de linha de fluxo 132 para circular a lama de perfuração através das ferramentas de perfuração, até o furo 136 e volta à superfície. A lama de perfuração pode ser filtrada e devolvida ao fosso de lama. Um sistema de circulação pode ser usado para armazenar, controlar ou filtrar o fluxo de perfuração de lamas. Nesta ilustração, as ferramentas de perfuração são avançadas para as formações subsuperficiais para atingir o reservatório 104. Cada poço pode direcionar um ou mais reservatórios. As ferramentas de perfuração podem ser adaptadas para medir propriedades de fundo de poço usando perfilagem enquanto ferramentas de perfuração. A perfilagem enquanto ferramenta de perfuração também pode ser adaptada para a tomada de uma amostra nuclear 133 conforme mostrado ou removida de forma que uma amostra nuclear possa ser tomada usando outra ferramenta.
[00035] Uma unidade superficial 134 pode ser usada para se comunicar com as ferramentas de perfuração e/ou com operações fora do local. A unidade superficial pode comunicar-se com as ferramentas de perfuração para enviar comandos para as ferramentas de perfuração 106.2 e para receber dados dela. A unidade superficial 134 pode ser provida com instalações de computador para recebimento, armazenamento, processamento, e/ou análise de dados da operação. A unidade superficial pode coletar dados gerados durante a operação de perfuração e produzir dados de saida 135 que podem ser armazenados ou transmitidos. As instalações do computador, como aquelas da unidade superficial 134, podem ser posicionadas em vários locais em torno do poço e/ou em locais remotos.
[00036] Sensores (S) , como manômetros, podem ser posicionados em torno do campo petrolífero para coletar dados relativos a diversas operações, conforme descrito anteriormente. Como mostrado, o sensor (S) pode ser posicionado em um ou mais locais nas ferramentas de perfuração e/ou no equipamento para medir os parâmetros de perfuração, como peso na broca, torque na broca, pressões, temperaturas, taxas de fluxo, composições, velocidade de rotação e/ou outros parâmetros da operação. Sensores (S) também podem ser posicionados em um ou mais locais no sistema de circulação, [00037] Os dados obtidos pelos sensores podem ser coletados pela unidade superficial 134 e/ou outras fontes de coleta de dados para análise ou outro processamento. Os dados coletados pelos sensores podem ser usados sozinhos ou em combinação com outros dados. Os dados podem ser coletados em um ou mais bancos de dados e/ou transmitidos em ou fora do local. Todas as porções ou porções selecionadas dos dados podem ser utilizadas seletivamente para analisar e/ou operações de previsão dos furos atuais e/ou outros furos. Os dados podem ser dados históricos, dados em tempo real ou suas combinações. Os dados em tempo real podem ser utilizados em tempo real ou podem ser armazenados para uso posterior. Os dados também podem ser combinados com dados históricos ou outras entradas para posterior análise. Os dados podem ser armazenados em bancos de dados separados ou combinados em um único banco de dados.
[00038] Os dados coletados podem ser usados para realizar análise, como operações de modelagem. Por exemplo, a salda de dados sísmicos pode ser usada para realizar análise de engenharia geológica, geofísica e/ou de reservatório. O reservatório, furo, superfície ou dados processados podem ser usados para realizar simulações de reservatório, poço, geológicas e geofísicas ou outras. As saídas de dados da operação podem ser geradas diretamente dos sensores ou após algum pré-processamento ou modelagem. Essas saídas de dados podem agir como entradas para uma análise mais aprofundada.
[00039] Os dados podem ser coletados e armazenados na unidade superficial 134. Uma ou mais unidades superficiais 134 podem estar localizadas no poço ou conectadas remotamente a este. A unidade superficial 134 pode ser rede de unidades única ou complexa usada para executar funções de gerenciamento de dados necessárias em todo o campo petrolífero. A unidade superficial pode ser um sistema manual ou automático. A unidade superficial 134 pode ser operada e/ou ajustada por um usuário.
[00040] A unidade superficial 134 pode ser provida com um transceptor 137 para permitir a comunicação entre a unidade superficial 134 e as várias partes do campo petrolífero atual ou outros locais. A unidade superficial 134 também pode ser fornecida com ou funcionalmente conectada a um ou mais controladores para acionar os mecanismos para o poço 100. A unidade superficial 134 pode então enviar sinais de comando para o campo petrolífero em resposta aos dados recebidos. A unidade superficial 134 pode receber comandos através do transceptor ou pode executar, por si só, comandos para o controlador. Um processador pode ser fornecido para analisar os dados (local ou remotamente), tomar as decisões e/ou acionar o controlador. Dessa forma, as operações podem ser seletivamente ajustadas com base nos dados coletados. Partes da operação, como controlar perfuração, peso sobre a broca, taxas de bomba ou outros parâmetros, podem ser otimizados com base em informações. Essas adaptações podem ser feitas automaticamente com base no protocolo de computador e/ou manualmente por um operador. Em alguns casos, planos de poço podem ser ajustados para selecionar as melhores condições de funcionamento ou para evitar problemas.
[00041] A FIG. 1.3 retrata uma operação de cabo de perfilagem sendo executada por uma ferramenta de cabo de perfilagem 106.3 suspensa pela sonda 128 e no furo 136 da FIG. 1.2. A ferramenta do cabo de perfilagem 106.3 pode ser adaptada para a implantação em um furo 136 para gerar registros do poço, realizando testes de fundo de poço e/ou coleta de amostras. A ferramenta de cabo de perfilagem 106.3 pode ser usada para fornecer outro método e aparelho para executar uma operação de levantamento sísmico. A ferramenta de cabo de perfilagem 106.3 da FIG. 1.3 pode, por exemplo, ter uma fonte de energia explosiva, radioativa, elétrica ou acústica 144 que envia e/ou recebe sinais elétricos para as formações subsuperficiais circundantes 102 e fluidos nesta.
[00042] A ferramenta do cabo de perfilagem 106.3 pode ser conectada operativamente a, por exemplo, geofones 118 e ao computador 122.1 do caminhão sísmico 106.1 da FIG. 1.1. A ferramenta de cabo de perfilagem 106.3 pode também prover dados para a unidade superficial 134. A unidade superficial 134 pode coletar dados gerados durante a operação de cabo de aço e produzir saída de dados 135 que pode ser armazenada ou transmitida. A ferramenta de cabo de perfilagem 106.3 pode ser posicionada em várias profundidades no furo para prover um levantamento ou outras informações relacionadas à formação subsuperficial.
[00043] Sensores (S) , como manômetros, podem ser posicionados em torno do poço 100 para coletar dados relativos a diversas operações, conforme descrito anteriormente. Como mostrado, o sensor (S) é posicionado na ferramenta de cabo de aço 106.3 para medir parâmetros de fundo de poço que dizem respeito a, por exemplo, porosidade, permeabilidade, composição de fluidos ou outros parâmetros da operação.
[00044] A FIG. 1.4 representa uma operação de produção sendo executada por uma ferramenta de produção 106.4 implantada a partir de uma unidade de produção ou árvore de Natal 129 e em furo completado 136 da FIG. 1.3 para desenho de fluido dos reservatórios de fundo de poço em instalações superficiais 142. Fluido flui do reservatório 104 através de perfurações na carcaça (não mostrado) e na ferramenta de produção 106.4 no furo 136 e para as instalações superficiais 142 através de uma rede de coleta 146.
[00045] Sensores (S), como manômetros, podem ser posicionados em torno do campo petrolífero para coletar dados relativos a diversas operações, conforme descrito anteriormente. Como mostrado, o sensor (S) pode ser posicionado na ferramenta de produção 106.4 ou associado a equipamentos de produção, tais como a árvore de Natal 129, rede de coleta, instalações superficiais e/ou das instalações de produção, para medir parâmetros fluidos, tais como a composição de fluidos, vazões, pressões, temperaturas e/ou outros parâmetros da operação de produção.
[00046] Enquanto apenas as configurações simplificadas do poço são mostradas, será observado que o campo petrolífero ou poço 100 pode abranger uma porção de terra, mar e/ou água que hospedam um ou mais poços. Ά produção pode também incluir poços de injeção (não mostrados) para recuperação adicionada ou armazenamento de hidrocarbonetos, dióxido de carbono ou água, por exemplo. Uma ou mais instalações de coleta podem ser conectadas operativamente a um ou mais dos poços para coletar seletivamente fluidos de fundo de poço dos locais de poços.
[00047] Deve ser observado que as FIGS. 1.2-1.4 descrevem ferramentas que podem ser usadas para medir não apenas propriedades de um campo petrolífero, mas também propriedades de operações não-petrolíferas, como minas, aquíferos, armazenamento e outras instalações subsuperficiais. Também, enquanto certas ferramentas de aquisição de dados são representadas, será apreciada a medição várias ferramentas (por exemplo, cabo de aço, medição durante a perfuração (na sigla em inglês para measurement while drilling, MWD) , perfilagem durante a perfuração (na sigla em inglês para logging while drilling, LWD) , amostra do núcleo etc.) capazes de detecção de parâmetros, tais como o tempo de viagem em dois sentidos sísmica, densidade, resistividade, taxa de produção etc., da formação subsuperficial e/ou de suas formações geológicas podem ser utilizadas. Vários sensores (S) podem estar localizados em várias posições ao longo do furo e/ou as ferramentas de monitoramento para coletar e/ou monitorar os dados desejados. Outras fontes de dados também podem ser providas de locais externos.
[00048] A configuração do campo petrolífero das FIGS. 1.1 - 1.4 mostram exemplos de um poço 100, e várias operações utilizáveis com as técnicas aqui apresentadas. Parte ou todos os campos petrolíferos podem ser na terra, água e/ou mar. Além disso, enquanto um único campo petrolífero medido em um único local é retratado, a engenharia de reservatório pode ser utilizada com qualquer combinação de um ou mais campos de petróleo, uma ou mais instalações de processamento e um ou mais poços.
[00049] As FIGS. 2.1-2.4 são representações gráficas dos exemplos de dados coletados pelas ferramentas das FIGS. 1.1- 1.4, respectivamente. A FIG. 2.1 retrata um traço sísmico 202 da formação subsuperficial da FIG. 1.1 tomado pelo caminhão sísmico 106.1. 0 traço sísmico pode ser usado para prover dados, como uma resposta de duas vias durante um período de tempo. A FIG. 2.2 retrata uma amostra nuclear 133 tomada pelas ferramentas de perfuração 106.2. A amostra do núcleo pode ser usada para fornecer dados, como um gráfico de densidade, porosidade, permeabilidade ou outras propriedades físicas da amostra ao longo do comprimento do núcleo. Testes de densidade e viscosidade podem ser realizados nos fluidos no núcleo em diferentes temperaturas e pressões. A FIG. 2.3 retrata um registro do poço 204 da formação subsuperf icial da FIG. 1.3 tomado pela ferramenta de cabo de perfilagem 106.3. O registro do poço pode prover uma resistividade ou outra medida de formação em vários aspectos. A FIG. 2.4 retrata uma curva de declínio de produção ou gráfico 206 do fluxo do fluido através da formação subsuperfícial da FIG. 1.4 medida nas instalações superficiais 142. A curva de declínio de produção pode prover uma taxa de produção Q em função do tempo t.
[00050] Os respectivos gráficos das FIGS. 2.1, 2.3 e 2.4 mostram exemplos de medições estáticas que podem descrever ou fornecer informações sobre as características fisicas da formação e reservatórios nele contidos. Estas medições podem ser analisadas para definir propriedades da formação, para determinar a precisão das medições e/ou para verificar se há erros. As representações de cada uma das respectivas medições podem ser alinhadas e dimensionadas para comparação e verificação das propriedades.
[0029] A FIG. 2.4 retrata um exemplo de uma medição dinâmica das propriedades de fluidos através do furo. Como o fluido atravessa o poço, medições são tomadas de propriedades do fluido, tais como vazões, pressões, composição etc. Conforme descrito abaixo, as medições estáticas e dinâmicas podem ser analisadas e utilizadas para gerar modelos de formação subsuperficial para determinar suas características. Medições semelhantes também podem ser usadas para medir as mudanças em aspectos de formação ao longo do tempo.
OPERAÇÕES DE ESTÍMULO
[00030] A Figura 3.1 retrata operações de estímulo realizadas em poços 300.1 e 300.2. O poço 300.1 inclui uma sonda 308.1 com um furo vertical 336.1 que se estende em uma formação 302.1. O poço 300.2 inclui uma sonda 308.2 com furo 336.2 e sonda 308.3 com furo 336.3 que se estende entre eles numa formação subterrânea 302.2. Enquanto os poços 300.1 e 300.2 são mostrados com configurações especificas de sondas com furos, será observado que uma ou mais sondas com um ou mais furos podem ser posicionadas em um ou mais poços.
[00031] O furo 336.1 se estende da sonda 308.1 até os reservatórios não convencionais 304.1-304.3. Os furos 336.2 e 336.3 se estendem das sondas 308.2 e 308.3, respeitosamente, até um reservatório não convencional 304.4. Como mostrado, reservatórios não convencionais 304.1-304.3 são reservatórios de areia de gás compacto e o reservatório não convencional 304.4 é um reservatório de xisto. Um ou mais reservatórios não convencionais (por exemplo, tais como gás compacto, xisto, carbonato, carvão, óleo pesado etc.) e/ou reservatórios convencionais podem estar presentes em uma determinada formação.
[00032] As operações de estimulo da Figura 3.1 podem ser realizadas isoladamente ou em conjunto com outras operações de campo petrolífero, como as operações de campo petrolífero das Figuras 1.1 e 1.4. Por exemplo, os furos 336.1-336.3 podem ser medidos, perfurados, testados e produzidos conforme mostrado nas figuras 1.1-1.4. As operações de estímulo realizadas nos furos 300.1 e 300.2 podem envolver, por exemplo, perfuração, fraturamento, injeção e afins. As operações de estimulo podem ser realizadas em conjunto com outras operações de campo petrolífero, como completações e operações de produção (ver, por exemplo, a Figura 1.4) . Como mostrado na Figura 3.1, os furos 336.1 e 336.2 foram completados e providos com perfurações 338.1-338.5 para facilitar a produção.
[00033] A ferramenta de fundo de poço 306.1 está posicionada em um furo vertical 336.1 adjacente a reservatórios de areia de gás compacto 304.1 para medições de fundo de poço. Os obturadores 307 são posicionados no furo 336.1 para isolar uma parte deste adjacente às perfurações 338.2. Uma vez que as perfurações são formadas em torno do fluido do furo, podem ser injetadas através de perfurações e na formação para criar e/ou expandir fraturas para estimular a produção dos reservatórios.
[00034] O reservatório 304.4 da formação 302.2 foi perfurado e obturadores 307 foram posicionados para isolar o furo 336.2 em torno das perfurações 338.3-338.5. Como mostrado no furo horizontal 336.2, obturadores 307 foram posicionados em estágios Sti e St2 do poço. Como também retratado, o furo 304.3 pode ser um poço deslocado (ou piloto) estendido através da formação 302.2 para atingir o reservatório 304.4. Um ou mais furos podem ser colocados em um ou poços. Vários furos podem ser colocados como desejado.
[00035] As fraturas podem ser estendidas para vários reservatórios 304.1-304.4 para facilitar a produção de fluidos daí decorrentes. Exemplos de fraturas que podem ser formadas são mostrados esquematicamente nas Figuras 3.2-3.4 em torno do furo 304. Como mostrado na Figura 3.2, fraturas naturais 340 se estendem em camadas sobre o furo 304. Perfurações (ou agrupamentos de perfuração) 342 podem ser formadas em torno do furo 304 e fluídos 344 e/ou fluidos misturados com propante 346 podem ser injetados através das perfurações 342. Conforme mostrado nas Figuras 3.3, o fraturamento hidráulico pode ser executado pela injeção através das perfurações 342, criação de fraturas ao longo de um plano de estresse máximo Ohmax e pela abertura e extensão de fraturas naturais.
[00036] A Figura 3.4 mostra uma outra visão da operação de fraturamento em relação ao furo 304. Nessa visão, as fraturas injetadas 348 se estendem radialmente em torno do furo 304. As fraturas injetadas podem ser usadas para alcançar os bolsos dos eventos microssismicos 351 (mostrados esquematicamente como pontos) em torno do poço 304. A operação de fratura pode ser utilizada como parte da operação de estimulo para fornecer caminhos para facilitar a circulação de hidrocarbonetos para o furo 304 para produção.
[00037] Referindo-se novamente à Figura 3.1, os sensores (S), como manômetros, podem estar posicionados em torno do campo petrolífero para coletar dados relativos a diversas operações, conforme descrito anteriormente. Alguns sensores, como geofones, podem ser posicionados sobre as formações durante fraturamento para medir ondas microssísmicas e executar mapeamento microssísmico. Os dados obtidos pelos sensores podem ser coletados pela unidade superficial 334 e/ou outras fontes de coleta de dados para análise ou outro processamento como previamente descrito (ver, por exemplo, unidade superficial 134) . Como mostrado, a unidade superficial 334 está ligada a uma rede 352 e a outros computadores 354.
[00038] Uma ferramenta de estímulo 350 pode ser provida como parte da unidade superficial 334 ou outras partes do poço para execução das operações de estímulo. Por exemplo, informações geradas durante uma ou mais das operações de estímulo podem ser usadas no planejamento de poço para um ou mais poços, um ou mais poços e/ou um ou mais reservatórios. A ferramenta de estímulo 350 pode ser operativamente ligada a uma ou mais sondas e/ou poços e utilizada para receber dados, processar dados, enviar sinais de controle etc., conforme será descrito aqui posteriormente. A ferramenta de estímulo 350 pode incluir uma unidade de caracterização de reservatório 363 para a geração de um modelo terrestre mecânico (MEM), uma unidade de planejamento de estimulo 365 para gerar planos de estimulo, um otimizador 367 para otimizar os planos de estimulo, uma unidade em tempo real 369 para otimização em tempo real do plano de estimulo otimizado, uma unidade de controle 368 para ajustar seletivamente a operação de estimulo com base no plano de estimulo otimizado em tempo real, um atualizador 370 para atualizar o modelo de caracterização de reservatório com base no plano de estimulo otimizado em tempo real e dados de pós- avaliação e um calibrador 372 para calibrar o plano de estimulo otimizado, conforme será descrito mais adiante neste documento. A unidade de planejamento de estimulo 365 pode incluir uma ferramenta de design de estágio 381 para a realização de design de estágio, uma ferramenta de design de estimulo 383 para executar o design de estimulo, uma ferramenta de previsão de produção 385 para produção de previsão e uma ferramenta de planejamento de poço 387 para gerar planos de poços.
[00039] Os dados de poço usados na operação de estimulo podem variar de, por exemplo, amostras nucleares para interpretação petrofisica baseadas em registros de poços para dados sísmicos tridimensionais (ver, por exemplo, Figs . 2.1- 2.4) . 0 design de estímulo pode empregar, por exemplo, técnicos especialistas de campo petrolífero para conduzir processos manuais para agrupar partes diferentes de informações. A integração das informações pode envolver a manipulação manual dos fluxos de trabalho e saídas desconectados, tais como a delimitação das zonas reservatório, identificação de zonas com conclusão desejadas, estimativa de crescimento de fratura hidráulica antecipada para configurações de equipamento uma determinada completação, a decisão sobre se e onde colocar outro poço ou uma pluralidade de poços para a melhor estimulo da formação e afins. Este projeto de estimulo também pode envolver a integração automática ou semiautomática, feedback e controle para facilitar a operação de estimulo.
[00040] As operações de estimulo para reservatórios convencionais e não convencionais podem ser realizadas com base no conhecimento do reservatório. A caracterização do reservatório pode ser usada, por exemplo, no planejamento de poço, identificando as zonas-alvo ideais para perfuração e estágio, design de poços múltiplos (por exemplo, espaçamento e orientação) e modelos geomecânicos. Os designs de estimulo podem ser otimizados com base em uma previsão de produção resultante. Esses designs de estímulo podem envolver um fluxo de trabalho centralizado no reservatório integrado que inclui o design, em tempo real (na sigla em inglês para Real Time, RT), e componentes de avaliação pós-tratamento. O design de completação e estímulo de poço podem ser realizados durante o uso de dados do furo e de reservatório multidisciplinares.
[00041] A Figura 4.1 é um fluxograma esquemático 400 que representa uma operação de estímulo, como mostrado na Figura 3.1. O fluxograma de 400 é um processo iterativo que usa informações integradas e análise para conceber, implementar e atualizar uma operação de estimulo. O método envolve avaliação de pré-tratamento/pré-estímulo 445, planejamento de estímulo 447, otimização de tratamento em tempo real 451 e atualização de modelo/design 453. Parte ou todo o diagrama de fluxo 400 pode ser iterado para ajustar as operações de estímulo e/ou operações de estimulo adicionais de projeto em poços existentes ou adicionais.
[00042] A avaliação de pré-estímulo 445 envolve a caracterização de reservatório 460 e a geração de um modelo terrestre mecânico tridimensional (na sigla em inglês para mechanical earth model, MEM) 462. A caracterização de reservatório 460 pode ser gerada pela integração de informações, como informações coletadas em Figuras 1.1-1.4, para realizar a modelagem usando combinações unidas de informações dos regimes técnicos historicamente independentes ou disciplinas (por exemplo, resultados petrofisicos, geológicos, georaecânicos e geofisicos e resultados de tratamento de fratura anteriores). Essa caracterização de reservatório 460 pode ser gerada usando técnicas de modelagem estática integrada para gerar MEM 462 conforme descrito, por exemplo, nos Pedidos de Patente Norte-Americanos US N° 2009/0187391 e 2011/0660572. A título de exemplo, softwares como o PETREL™, VISAGETH, TECHLOG™ e GEOFRAME™ comercialmente disponíveis da SCHLUMBERGER™, podem ser utilizados para a realização da avaliação de pré-tratamento 445.
[00043] A caracterização de reservatório 460 pode envolver a captura de uma variedade de informações, como dados associados à formação subterrânea e desenvolvimento de um ou mais modelos de reservatório. As informações capturadas podem incluir, por exemplo, informações de estímulo, como zona (de produção) de reservatório, zona (estresse) geomecânica, distribuição de fratura natural. Pode-se efetuar a caracterização de reservatório 460 de forma que informações relativas à operação de estímulo são incluídas nas avaliações pré-estímulo. A geração do MEM 462 pode simular a formação subterrânea em desenvolvimento (por exemplo, geração de uma representação numérica de um estado de estresse e propriedades mecânicas de uma rocha para uma determinada seção estratigráfica em um campo petrolífero ou bacia).
[00044] A modelagem geomecâníca convencional pode ser usada para gerar MEM 462. Exemplos de técnicas MEM são apresentados no Pedido de Patente Norte Americanos ÜS N° 2009/0187391. MEM 462 podem ser gerado pelas informações coletadas usando, por exemplo, as operações de campo petrolífero das Figuras 1.1-1.4, 2,1-2,4 e 3. Por exemplo, o MEM 3D pode levar em conta vários dados de reservatório coletados previamente, incluindo os dados sísmicos coletados durante a exploração inicial da formação e registro de dados coletados de perfuração de um ou mais poços de exploração antes da produção (ver, por exemplo, Figuras 1.1-1.4) . 0 MEM 462 pode ser usado para apresentar, por exemplo, informações geomecânicas para várias operações de campo petrolífero, como o revestimento da seleção do ponto, otimização do número de tubos de revestimento, perfuração de furos estáveis, concepção de conclusões, execução do estímulo de fratura etc.
[00045] O MEM 4 62 gerado pode ser usado como um insumo na realização do planejamento de estímulo 447. O MEM 3D pode ser construído para identificar furos de perfuração potenciais. Em uma modalidade, quando a formação é substancialmente uniforme e é substancialmente isenta de grandes fraturas naturais e/ou barreiras de alta tensão, pode-se supor que um determinado volume de fraturamento fluido bombeado a uma dada taxa durante um determinado período de tempo irá gerar uma rede de fratura substancialmente idêntica na formação. Amostras nucleares, como as mostradas nas Figuras 1.2 e 2.2, podem apresentar informações úteis na análise das propriedades de formação da fratura. Para regiões do reservatório que manifestam propriedades semelhantes, vários poços (ou ramificações) podem ser colocados a uma distância substancialmente igual um do outro e a formação inteira será suficientemente estimulada.
[00046] O planejamento de estimulo 447 pode envolver planejamento do poço 465, design de estágios 466, design de estimulo 468 e previsão de produção 470. Em particular, o MEM 462 pode ser uma entrada para o planejamento de poço 465 e/ou o design de estágio 466 e design de estimulo 468. Algumas modalidades podem incluir métodos semiautomatizados para identificar, por exemplo, espaçamento e orientação de poço, design de perfuração de vários estágios e design de fratura hidráulica. Para atender a uma grande variação de características em reservatórios de hidrocarbonetos, algumas modalidades podem envolver métodos dedicados por ambientes de reservatório de destino, tais como, mas não limitado a, formações de gás compacto, reservatórios de arenito, reservatórios de xisto naturalmente fraturados, ou outros reservatórios não convencionais.
[00047] 0 planejamento de estímulo 447 pode envolver um método semíautomatizado usado para identificar poços de perfuração potenciais pela divisão das formações subterrâneas em vários conjuntos de intervalos distintos, caracterizando cada intervalo baseado em informações como propriedades geofisicas da formação e sua proximidade com fraturas naturais, reagrupando, assim, vários intervalos em um ou vários poços de perfuração, sendo que cada poço receba um poço ou uma ramificação de um poço. O espaçamento e a orientação dos poços múltiplos podem ser determinados e usados na otimização de produção do reservatório. As características de cada poço podem ser analisadas para planejamento de estágio e planejamento de estímulo. Em alguns casos, um orientador de completação pode ser fornecido, por exemplo, para a análise de poços verticais ou quase verticais em reservatório de gás compacto de arenito seguindo de um fluxo de trabalho de refinamento recursivo.
[00048] O planejamento de poço 465 pode ser realizados para projetar operações de campo petrolífero com antecedência à realização dessas operações no poço. O planejamento de poço 465 pode ser usado para definir, por exemplo, equipamentos e parâmetros de operação para executar as operações de campo petrolífero. Alguns desses parâmetros de funcionamento podem incluir, por exemplo, locais de perfuração, pressões operacionais, fluidos de estímulo e outros parâmetros usados no estímulo. As informações coletadas de diversas fontes, como dados históricos, dados conhecidos e medições de campo petrolífero (por exemplo, aqueles tomadas nas Figuras 1.1-1.4) podem ser utilizados na concepção de um plano de poço. Em alguns casos, a modelagem pode ser usada para analisar os dados utilizados na formação de um plano de poço. O plano de poço gerado no planejamento de estímulo pode receber entradas do design de estágios 466, design de estímulo 468 e previsão de produção 470 de forma que informações relativas e/ou associadas ao estímulo sejam avaliadas no plano de poço.
[00049] O planejamento de poço 465 e/ou o MEM 462 também podem ser utilizado como insumo para o design de estágios 466. Dados de reservatório e outros dados podem ser usados no design de estágios 466 para definir certos parâmetros operacionais para estímulo. Por exemplo, o design de estágios 4 66 pode envolver a definição de limites em um furo para executar operações de estímulo como descrito neste instrumento mais adiante. Exemplos do design de estágios estão descritos no Pedido de Patente Norte-Americano US N° 2011/0247824. O design de estágio pode ser um insumo para a execução do design de estimulo 468.
[00050] O design de estimulo define vários parâmetros de estimulo (por exemplo, colocação de perfuração) para a execução de operações de estimulo. O projeto de estimulo 468 pode ser usado, por exemplo, para modelagem de fratura. Exemplos de modelagem de fratura estão descritos nos Pedidos de Patente Norte-Americanos US N° 2008/0183451, 2006/0015310 e Publicação Internacional do pedido PCT N° WO2011/077227. O design de estimulo pode envolver o uso de vários modelos para definir um plano de estimulo e/ou uma parte de estimulo de um plano de poço.
[00051] O projeto de estimulo pode integrar modelos tridimensionais de reservatório (modelos de formação), que podem ser um resultado da interpretação sísmica, interpretação de geodireção de perfuração, modelo terrestre geológico ou geomecânico, como ponto de partida (modelo de zona) para design de completação. Para alguns designs de estimulo, um algoritmo de modelagem de fratura pode ser usado para ler um MEM tridimensional e executar modelagem direta para prever o crescimento de fratura. Este processo pode ser usado de forma que a heterogeneidade espacial de um reservatório complexo possa ser levada em conta em operações de estimulo. Além disso, alguns métodos podem incorporar conjuntos espaciais X-Y-Z de dados para derivar um indicador e, em seguida, usar o indicador para implementar e/ou executar uma operação de poço e, em alguns casos, vários estágios de operações do poço como será descrito mais adiante neste documento.
[00052] O desigrx de estímulo pode usar modelos de reservatório tridimensionais para apresentar informações sobre fraturas naturais no modelo. As informações da fratura natural podem ser usadas, por exemplo, para resolver determinadas situações, como casos em que uma fratura hidraulicamente induzida cresce e encontra uma fratura natural (ver, por exemplo, Figuras 3.2-3.4). Nesses casos, a fratura pode continuar crescendo na mesma direção e se desviar ao longo do plano ou parada da fratura natural, dependendo do ângulo incidente e de outras propriedades geomecânicas do reservatório. Esses dados podem prover percepções sobre, por exemplo, dimensões do reservatório e estruturas, local e limites da zona de produção, níveis máximos e mínimos de estresse em vários locais da formação e existência e distribuição de fraturas naturais na formação. Como resultado desse estímulo, fraturas não planares (ou seja, em rede) fraturas ou fraturas de rede discretas podem ser formadas. Alguns fluxos de trabalho podem integrar estes modelos de fratura previstos em uma única tela tridimensional onde eventos microssísmicos são sobrepostos (ver, por exemplo, Fig. 3.4). Estas informações podem ser utilizada no design e/ou nas calibrações da fratura.
[00053] O mapeamento microssísmico também pode ser usado no design de estímulo para entender o crescimento da fratura complexa. A ocorrência do crescimento da fratura complexa pode estar presente em reservatórios não convencionais, como reservatórios de xisto. A natureza e o grau de complexidade da fratura também pode ser analisado para selecionar um design de estímulo ideal e uma estratégia de completação. A modelagem da fratura pode ser usada para prever a geometria da fratura que pode ser calibrada e o design otimizado com base na avaliação e mapeamento microssismicos em tempo real. O crescimento da fratura pode ser interpretado com base em modelos da fratura hidráulica existente. Alguns modelos de propagação de fratura hidráulica complexa e/ou interpretação também pode ser realizados para reservatórios não convencionais (por exemplo, gás compactado de areia e xisto) conforme será descrito aqui posteriormente. Propriedades de reservatório e suposições de modelagem inicial podem ser corrigidas e o design de fratura otimizado com base em avaliação mícrossísmica.
[00054] Exemplos de modelagem de fratura complexa são apresentados em Papel SPE 140185, sendo que todo o seu conteúdo está incorporado a este instrumento por referência. A modelagem da fratura complexa ilustra a aplicação de duas técnicas de modelagem de fratura complexa em conjunto com mapeamento microssísmico para caracterizar a complexidade da fratura e avaliar o desempenho da completação. A primeira técnica de modelagem de fratura complexa é um modelo analítico para estimar a complexidade da fratura e distâncias entre fraturas ortogonais. A segunda técnica usa um modelo numérico em grade que permite descrições geológicas complexas e avaliação de propagação de fratura complexa. Estes exemplos ilustram como modalidades podem ser utilizadas para avaliar como a complexidade da fratura é afetada por mudanças no projeto de tratamento de fratura em cada ambiente geológico. Para quantificar o impacto das mudanças no design de fratura usando modelos de fratura complexa, apesar das incertezas inerentes ao MEM e do crescimento de fratura "real", mapeamento microssísmico e modelagem de fratura complexa podem ser integrados para interpretação das medições microssismicas enquanto também calibram o modelo complexo de estimulo. Esses exemplos mostram que o grau de complexidade da fratura pode variar dependendo das condições geológicas.
[00055] A previsão da produção 470 pode envolver a estimativa de produção com base no planejamento do poço 465, no design de estágios 466 e no design de estimulo 468. O resultado do design de estimulo 468 (ou seja, modelos de fratura simulados e modelo de entrada do reservatório) pode ser transferido para um fluxo de trabalho de previsão da produção, onde um simulador de reservatório analítico ou numérico convencional pode operar os modelos e prevê a produção de hidrocarbonetos com base em dados dinâmicos. A previsão da pré-produção 470 pode ser útil, por exemplo, para validar quantitativamente o processo de planejamento de estímulo 447.
[00056] Parte ou todo o planejamento de estímulo 447 pode ser iterativamente executado conforme indicado pelas setas do fluxo. Como mostrado, as otimizações podem ser providas após o design de estágio 466, design de estímulo 468 e previsão de produção 470 e podem ser usadas como um feedback para aperfeiçoar 472 planejamento de poço 465, o design de estágios 466 e/ou o design de estímulo 468. As otimizações podem ser seletivamente efetuadas aos resultados do feedback de parte ou da totalidade do planejamento de estimulo 447 e iteram conforme desejado nas várias partes do processo de planejamento de estímulo e alcançam um resultado otimizado. 0 planejamento de estímulo 447 pode ser feito manualmente ou integrado usando processamento de otimização automatizado conforme esquematicamente mostrado pela otimização 472 no laço de feedback 473.
[00057] A Figura 4.2 retrata esquematicamente uma parte do planejamento de estimulo 447. Conforme mostrado nesta figura, o design de estágios 446, design de estimulo 468 e previsão de produção 470 pode ser iterado no laço de feedback 473 e otimizado 472 para gerar um resultado otimizado 480, como um plano de estímulo otimizado. Esse método iterativo permite que as entradas e os resultados gerados pelo design de estágios 466 e design de estimulo 468 'aprendem uns dos outros' e iterem com a previsão de produção para otimização entre eles.
[00058] Várias partes da operação de estímulo podem ser concebidas e/ou otimizadas. Os exemplos de otimização de fraturamento estão descritos, por exemplo, na Patente Norte-Americana ÜS N° 6508307. Em outro exemplo, entradas financeiras, como custos de operação de fratura, que podem afetar as operações, também podem ser apresentadas no planejamento de estímulo 447. A otimização pode ser realizada através da otimização do design de estímulo com relação à produção prevista, levando em consideração as entradas financeiras. Essas entradas financeiras podem envolver custos para várias operações de estímulo em vários estágios no furo, como retratado na Figura 4.3.
[00059] A Figura 4.3 representa uma operação de estágios em vários intervalos e os valores presentes líquidos relacionados associados à mesma. Como mostrado na Figura 4.3, vários designs de estágio 455.1 e 455.2 podem ser considerados tendo em vista uma representação gráfica do valor presente líquido 457 . A representação gráfica do valor presente líquido 457 é um gráfico que representa um valor presente líquido médio após imposto (eixo y) versus o desvio-padrão do valor presente líquido (eixo x). Os vários designs de estágio podem ser selecionados com base na análise financeira da representação gráfica do valor presente liquido 457. As técnicas para otimizar o design de fratura que envolvem informações financeiras, como o valor presente liquido, estão descritas, por exemplo, na Patente Norte-Americana N° 7908230, sendo que todo o seu conteúdo é incorporado por referência. Várias técnicas, como, simulações de Monte Cario, podem ser realizadas na análise.
[00060] Referindo-se novamente à Figura 4.1, diversos recursos opcionais podem ser incluídos no planejamento de estimulo 447. Por exemplo, um orientador de planejamento de poços múltiplos pode ser usado para determinar se é necessário construir vários poços em formação. Se vários poços devem ser formados, o orientador de planejamento de poços múltiplos pode prever o espaçamento e orientação de vários poços, bem como as melhores localizações dentro de cada um para perfurar e tratar a formação. Como usado neste instrumento, o termo "poços múltiplos" pode se referir a vários poços que são independentemente perfurados da superfície da terra até a formação subterrânea; o termo "poços múltiplos" também pode se referir a várias ramificações expulsas de um único poço que é perfurado a partir da superfície da terra (ver, por exemplo, Figura 3.1) . A orientação dos poços e ramificações pode ser vertical, horizontal ou em qualquer lugar no meio.
[00061] Quando vários poços são planejados ou perfurados, as simulações podem ser repetidas para cada poço de forma que cada poço tenha um plano de estágio, plano de perfuração e/ou plano de estímulo. Posteriormente, o planejamento de poços múltiplos pode ser ajustado se necessário. Por exemplo, se um estímulo de fratura em um poço indica que um resultado de estimulo sobrepõe um poço nas proximidades com uma zona de perfuração planejada, o poço nas proximidades e/ou a zona planejada de perfuração no poço nas proximidades pode ser eliminada ou redesenhada. Pelo contrário, se um tratamento de fratura simulado não pode penetrar uma área especifica da formação, quer porque a zona de produção é simplesmente demasiado longe para uma primeira fratura para efetivamente estimular a zona de produção ou porque a existência de uma fratura natural ou barreira de alta tensão impede o primeiro poço de fratura de efetivamente estimular a zona de produção, um segundo poço/ramificação ou uma nova zona de perfuração pode ser incluída para fornecer acesso à área não tratada. 0 modelo tridimensional do reservatório pode levar em conta modelos de simulação e indicar um local candidato para perfurar um segundo poço/ramificação ou para adicionar uma zona de perfuração adicional. Um local espacial Χ'-Υ'-Ζ' pode ser fornecido para facilitar a manipulação do operador do campo petrolífero.
OPERAÇÕES DE ESTÍMULO PÓS-PLANEJAMENTO
[00062] As modalidades podem incluir também a otimização do tratamento em tempo real (ou fluxos de trabalho de serviço posterior) 451 para analisar a operação de estímulo e atualizar o plano de estímulo durante as operações de estímulo reais. A otimização do tratamento em tempo real 451 pode ser realizada durante a implementação do plano de estímulo no local do poço (por exemplo, realizando fraturamento, injetando ou de outra forma estimulando o reservatório no poço). A otimização em tempo real de tratamento pode envolver testes de calibração 449, execução 448 do plano de estímulo gerado no planejamento de estímulo 447 e estímulo em tempo real do campo petrolífero 455.
[00063] Os testes de calibração 449 podem, opcionalmente, ser realizados comparando o resultado do planejamento de estímulo 447 (ou seja, modelos de fratura simulados) com os dados observados. Algumas modalidades podem integrar o processo de planejamento de estímulo de calibração, realizar calibrações após planejamento de estímulo e/ou aplicar calibrações em execução em tempo real de estímulo ou quaisquer outros processos de tratamento. Exemplos de calibrações por fratura ou outras operações de estímulo são descritos no Pedido de Patente Norte-Americano N° 2011/0257944, todo o conteúdo deste é por este meio incorporado por referência.
[00064] Com base no plano de estímulo gerado no planejamento de estímulo 447 (e calibração 449 se executada), o estímulo do campo petrolífero 445 pode ser executado 448. 0 estímulo do campo petrolífero 455 pode envolver medição em tempo real 461, interpretação em tempo real 463, design de estímulo em tempo real 4 65, produção em tempo real 4 67 e controle em tempo real 469. A medição em tempo real 4 61 pode ser realizada no poço usando, por exemplo, os sensores (S) , conforme mostrado na Figura 3.1. Dados observados podem ser gerados usando medições em tempo real 4 61. A observação de um tratamento de estímulo, como furo fundo e pressões da superfície, pode ser utilizada para calibrar modelos (pressão tradicional equipara com fluxo de trabalho). Além disso, a tecnologia de monitoramento microssísmica pode ser incluída também. Tais dados de observação espacial/tempo podem ser comparados com o modelo previsto de fratura.
[00065] A interpretação em tempo real 463 pode tornar a ser realizada dentro ou fora dos locais com base nos dados coletados. O design de estímulo em tempo real 465 e a previsão de produção 467 podem ser realizados de maneira semelhante ao design de estímulo 468 e à previsão de produção 470, mas com base em informações adicionais geradas durante o estímulo de campo petrolífero real 455 realizado no poço. A otimização 471 pode ser provida para iterar o design de estímulo em tempo real 465 e a previsão de produção 467 conforme o estímulo do campo petrolífero progride. 0 estímulo em tempo real 455 pode envolver, por exemplo, fraturamento em tempo real. Os exemplos de fraturamento em tempo real estão descritos no Pedido de Patente norte-americano N° 2010/0307755, sendo que todo o conteúdo deste é incorporado por referência a este instrumento.
[00066] Controle em tempo real 469 pode ser provido para ajustar a operação de estímulo no poço conforme as informações forem coletadas e adquire-se uma compreensão das condições operacionais. O controle em tempo real 4 69 provê um laço de feedback para executar 448 o estímulo do campo petrolífero 455. Controle em tempo real 469 pode ser executado, por exemplo, usando a unidade superficial 334 e/ou ferramentas de fundo de poço 306.1-306.4 para alterar as condições de operação, como locais de perfuração, pressões de injeção etc. Enquanto as características do estímulo do campo petrolífero 455 são descritas como a operação em tempo real, uma ou mais das características da otimização de tratamento em tempo real 451 podem ser realizada em tempo real ou como desejado.
[00067] As informações geradas durante a otimização de tratamento em tempo real 451 podem ser usadas para atualizar o processo e feedback para a caracterização do reservatório 445. A atualização de projeto/modelo 453 inclui avaliação pós tratamento 475 e modelo de atualização 477. A avaliação pós-tratamento envolve analisar os resultados da otimização de tratamento em tempo real 451 e ajustar, se necessário, entradas e planos para o uso em outros poços ou aplicações de furos.
[00068] A avaliação de pós-tratamento 475 pode ser usada como uma entrada para atualizar o modelo 477. Opcionalmente, os dados coletados da perfuração e/ou produção subsequente podem ser retornados para a caracterização do reservatório 445 (por exemplo, modelo terrestre tridimensional) e/ou planejamento de estimulo 447 (por exemplo, módulo de planejamento de poço 465) . As informação pode ser atualizadas para remover erros na inicial modelagem e simulação, para corrigir deficiências na modelagem inicial e/ou para fundamentar a simulação. Por exemplo, o espaçamento ou orientação dos poços podem ser ajustados para levar em conta os dados recentemente desenvolvidos. Uma vez que o modelo ê atualizado 477, o processo pode ser repetido como desejado. Um ou mais poço, furos, operações de estimulo ou variações podem ser executadas usando o método 400.
[00069] Em um exemplo dado, uma operação de estimulo pode ser realizada pela construção de um modelo tridimensional de uma formação subterrânea e pela execução de um método semiautomático que envolve a divisão da formação subterrânea em uma pluralidade de intervalos discretos, caracterizando cada intervalo com base nas propriedades de formação subterrânea no intervalo, agrupando os intervalos em um ou mais locais de perfuração e perfurando um poço em cada local de perfuração.
APLICAÇÕES DE TIGHT GAS EM FORMAÇÕES DE ARENITO
[00070] Um exemplo de projeto de estímulo e de fluxo de trabalho a jusante úteis para reservatórios não convencionais envolvendo tight gas em formações de arenito (ver, por exemplo, reservatórios 304.1-304.3 da Figura 3.1) são fornecidos. Para o fluxo de trabalho em reservatório de tight gas em formações de arenito, pode ser utilizado um método de projeto de estimulação convencional (ou seja, fraturamento hidráulico), como um modelo de fratura planar única ou em multicamadas.
[00071] As figuras 5.1 e 5.2 mostram exemplos de estágio envolvendo um reservatório de tight gas em formações de arenito. Um orientador de conclusão multiestágio pode ser fornecido para o planejamento de reservatório para reservatórios de tight gas em formações de arenito onde uma pluralidade de camadas finas de zonas ricas em hidrocarbonetos (por exemplo, reservatórios 304.1-304.3 da Figura 3.1) pode ser espalhada ou dispersa sobre uma grande parte da formação adjacente ao poço (por exemplo, 336.1) . Um modelo pode ser usado para desenvolver um modelo de zona perto de poço, onde as principais características, tais como zona de reservatório (produtora) e zona de geomecânica (tensão), podem ser capturadas.
[00072] A Figura 5.1 mostra um registro 500 de uma parte de um poço (por exemplo, o poço 336.1 da Figura 3.1) . 0 registro pode ser um gráfico das medições, tais como resistividade, permeabilidade, porosidade ou outros parâmetros de reservatório conectados ao longo do poço. Em alguns casos, como mostrado na Figura 6, vários registros 600.1, 600.2 e 600.3 podem ser combinados em um registro combinado 601 para uso no método 501 . O registro combinado 601 pode ser baseado em uma combinação linear ponderada de vários registros, e cortes de entrada correspondentes podem ser ponderados em conformidade.
[00073] O registro 500 (ou 601) pode ser correlacionado a um método 501 envolvendo a análise do registro 500 para definir (569) os limites 568 em intervalos ao longo do registro 500 com base nos dados fornecidos. Os limites 568 podem ser usados para identificar (571) zonas produtoras 570 ao longo do poço. Uma unidade de fratura 572 pode ser especificada (573) ao longo do poço. O design de estágio pode ser realizado (575) para definir os estágios 574 ao longo do poço. Finalmente, as perfurações 576 podem ser projetadas (577) ao longo dos locais nos estágios 574.
[00074] Um método semi-automático pode ser usado para identificar o particionamento de um intervalo de tratamento em vários conjuntos de intervalos discretos (multiestágios) e para calcular uma configuração de colocações de perfuração, com base nestas entradas. Informações do reservatório (petrofísicos) e de conclusão (geomecânico) podem ser levadas em consideração no modelo simultaneamente. Os limites da zona podem ser determinados com base em registros de entrada. Os registros de tensão podem ser usados para definir as zonas. Pode-se escolher qualquer outro registo de entrada ou uma combinação dos registros que representam a formação do reservatório.
[00075] As zonas de produção do reservatório podem ser importadas de um fluxo de trabalho externo (por exemplo, interpretação petrofisica). O fluxo de trabalho pode fornecer um método de identificação da zona de produção com base em cortes de registro múltiplos. Neste último caso, cada valor de registro de entrada (ou seja, registro padrão) pode incluir a saturação de água (Sw), porosidade (Phi), permeabilidade intrínseca (Kint) e volume de argila (Vcl), mas outros registros apropriados podem ser usados. Os valores do registro podem ser discriminados pelos seus valores de corte. Se todas as condições de corte forem atendidas, a profundidade correspondente pode ser marcada como uma zona de produção. Espessura mínima de uma zona de produção, KH (permeabilidade multiplicada pela altura da zona) e condições de corte PPGR (gradiente de pressão de poros) podem ser aplicadas para eliminar as zonas de produção pobres no final. Estas zonas de produção podem ser inseridas no modelo de zona com base em tensão. A condição de espessura mínima pode ser examinada para evitar a criação de pequenas zonas. As zonas de produção também podem ser selecionadas e o limite com base em tensão fundido nelas. Em outra modalidade, Modelos 3D de zona fornecidos pelo processo de modelagem de reservatório podem ser usados conforme os limites base e as zonas de saída, zonas mais finas, podem ser inseridos.
[00076] Para cada zonas de produção identificadas, um cálculo de estimativa crescimento de altura da fratura simples com base em uma pressão líquida ou em uma pressão de tratamento de orifício de fundo pode ser executado e a sobreposição de produção combinada para formar uma unidade de fratura (FracUnit). Os estágios de estimulação podem ser definidos com base em uma ou mais das seguintes condições: altura liquida mínima, altura bruta máxima e distância mínima entre os estágios.
[00077] O conjunto de FracUnits pode ser examinado e as possíveis combinações de Fracünits consecutivas examinadas. Certas combinações que violam determinadas condições podem ser seletivamente excluídas. As combinações válidas identificadas podem agir como cenários de preparo. Altura bruta máxima (= comprimento de estágio) pode ser variada e as verificações combinatórias executadas repetidamente para cada uma das variações. Frequentemente ocorrem cenários de estágio que podem ser considerados a partir de uma coleta de todos os resultados para determinar as respostas finais. Em alguns casos, nenhuma saída" pode ser encontrada porque nenhum projeto único de estágio pode ser verificado que esteja adequado a todas as condições. Nesse caso, o usuário pode especificar as prioridades entre as condições de entrada. Por exemplo, a altura bruta máxima pode ser satisfeita, e distância mínima entre o estágio pode ser ignorada para encontrar a solução ideal.
[00078] Os locais de perfuração, a densidade de detonação e o número de detonações podem ser definidos com base em uma qualidade de zona de produção se as variações de tensão dentro de um estágio forem insignificantes. Se as variações de tensão forem altas, um método de entrada limitada pode ser realizado para determinar a distribuição de detonações entre as unidades de fratura. Opcionalmente, um usuário pode escolher usar um método de entrada limitada (por exemplo, estágio por estágio) se desejar. Dentro de cada FracUnit, um local de perfuração pode ser determinado por uma KH selecionada (permeabilidade multiplicada pelo comprimento de perfuração).
[00079] A orientador de conclusão de multiestágios pode ser utilizado para planejamento do reservatório para um reservatório de gás de xisto. Embora a maioria dos poços de produção sejam perfurados essencialmente horizontalmente (ou perfurados desviando a partir de um poço vertical) uma seção lateral inteira de um poço pode residir dentro de uma formação do reservatório alvo (ver, por exemplo, o reservatório 304.4 da Figura 1) . Em tais casos, a variabilidade das propriedades do reservatório e das propriedades de conclusão pode ser avaliada separadamente. O intervalo de tratamento pode ser particionado em um conjunto de intervalos contíguos (multiestágios). O partícíonamento pode ser feito de forma que tanto as propriedades de reservatório e de conclusão sejam semelhantes dentro de cada fase para garantir que o resultado (projeto de conclusão) ofereça a cobertura máxima dos contatos do reservatório.
[00080] Em um determinado exemplo, as operações de estimulação podem ser realizadas utilizando um método parcialmente automatizado para identificar o melhor projeto de vários estágios de perfuração em um poço. Um modelo de zona perto de poço pode ser desenvolvido com base nas principais características, tais como zona de reservatório e zona de tensão geomecâníca. Um intervalo de tratamento pode ser dividido em vários conjunto de intervalos discretos, e uma configuração de colocação de perfuração no poço podem ser calculados. Um fluxo de trabalho de projeto de estimulação incluindo modelos de fratura planar simples ou multicamadas podem ser utilizados.
APLICAÇÕES DE XISTO
[00081] As figuras 7-12 representam o estágio de uma aplicação não convencional envolvendo um reservatório de gás de xisto (por exemplo, reservatório 304.4 na Figura 3.1) . A Figura 13 mostra um método correspondente 1300 para a estimulação do estágio de um reservatório de xisto. Para reservatórios de gás de xisto, uma descrição dos reservatórios naturalmente fraturados pode ser utilizada. As fraturas naturais podem ser modeladas como um conjunto de objetos geométricos planares, conhecido como redes de fratura discretas (ver, por exemplo, figuras 3.2-3.4) . Os dados de entrada de fratura natural podem ser combinados com o modelo 3D do reservatório para contabilizar a heterogeneidade dos reservatórios de xisto e modelos da rede de fratura (em oposição ao modelo de fratura planar). Esta informação pode ser aplicada para prever progressões de fratura hidráulica.
[00082] 0 orientador de conclusão para formações penetrantes de um poço horizontal de reservatórios de xisto é ilustrado nas Figuras 7 a 12. 0 orientador de conclusões pode gerar um projeto de estimulação de multiestágios, compreendendo um conjunto contíguo de intervalos de estágios e um conjunto consecutivo de estágios. As entradas adicionais, tais como zonas de falha ou qualquer outra informação de intervalo também pode ser incluídas no projeto de estimulação para evitar a colocação de estágios.
[00083] As figuras 7-9 mostram a criação de um indicador de qualidade de composto para um reservatório de xisto. A qualidade do reservatório e a qualidade de conclusão ao longo do segmento lateral do furo podem ser avaliadas. Um indicador de qualidade do reservatório pode incluir, por exemplo, vários requisitos ou especificações, tais como carbono orgânico total (na sigla em inglês para total organic carbon, TOC) maior ou igual a cerca de 3%, gás no local, na sigla em inglês para gás in place, GIF) maior que cerca de 100scf/ft3, querogênio maior do que alto, porosidade de xisto maior que cerca de 4% e permeabilidade relativa ao gás (Kgas) maior do que cerca de lOOnD. Um indicador de qualidade de conclusões pode incluir, por exemplo, vários requisitos ou especificações, tais como tensão que é baixa', resistividade maior que cerca de 15 Ohm-m, argila que é inferior a 40%, módulo de Young (na sigla em inglês para Young' s Module, YM) é maior do que cerca de 2xl06 psi (), razão de Poisson (na sigla em inglês para Poisson' s ratio, PR) é menor do que cerca de .2, porosidade de nêutrons é menor do que cerca de 35% e a porosidade de densidade é maior do que cerca de 8%.
[00084] A Figura 7 mostra esquematicamente uma combinação de registros 700.1 e 700.2. Os registros 700.1 e 700.2 podem ser combinados para gerar um indicador de qualidade do reservatório 701. Os registros podem ser registros de reservatório, tais como registros de permeabilidade, resistividade, porosidade a partir do poço. Os registros foram ajustados para um formato quadrado para avaliação. 0 indicador de qualidade pode ser separado (1344) em regiões com base em uma comparação de registros 700.1 e 700.2 e classificados em um registro binário conforme intervalos de Bom (G - Good) e Ruim (B - Bad). Para um furo em consideração, qualquer intervalo onde são respeitadas todas as condições de qualidade de reservatório pode ser marcado como bom (G) , e em qualquer outro lugar ser definido como ruim (B).
[00085] Outros indicadores de qualidade, tais como um indicador de qualidade de conclusões, podem ser formados de maneira semelhante, usando os registros aplicáveis (por exemplo, módulo de Young, de Poisson, etc. para um registro de conclusões). Indicadores de qualidade, tais como a qualidade do reservatório 802 e da conclusão 801 podem ser combinados (1346) para formar um indicador composto de qualidade 803, conforme mostrado na Figura 8.
[00086] As figuras 9-11 mostram a definição de estágio para o reservatório de xisto. Um indicador de qualidade composto 901 (que pode ser o indicador de qualidade composto 803 da Figura 8) é combinado (1348) com um registro de tensão 903 segmentado em blocos de tensão por um diferenças de gradiente de tensão. 0 resultado é um indicador combinado de tensão e qualidade composto 904 separado em classificações GB, GG, BB e BG em intervalos. Os estágios podem ser definidos ao longo do indicador de qualidade 904 usando o registro de gradiente de tensão 903 para determinar os limites. Um conjunto preliminar de limites de estágio 907 são determinados nos locais onde a diferença de gradiente de tensão é maior que um determinado valor (por exemplo, um padrão pode ser 0,15 psi/ft) . Este processo pode gerar um conjunto de blocos de tensão homogêneos ao longo do indicador combinado de tensão e qualidade.
[00087] Os blocos de tensão podem ser ajustados para um tamanho desejado de blocos. Por exemplo, os blocos de tensão pequenos podem ser eliminados onde um intervalo seja menor do que um comprimento minimo de estágio fundindo com um bloco adjacente para formar um indicador de qualidade composto refinado 902. Um dos dois blocos vizinhos que tem uma menor diferença de gradiente de tensão pode ser usado como um alvo de fusão. Em outro exemplo, blocos de tensão grande podem ser divididos onde um intervalo é mais do que um comprimento de estágio máximo para formar outro indicador de qualidade composto refinado 905.
[00088] Como mostrado na Figura 10, um grande bloco 1010 pode ser fraccionado (1354) em vários blocos 1012 para formar os estágios A e B, onde um intervalo é maior que um comprimento de estágio máximo. Após a separação, um indicador de qualidade composto refinado 1017 pode ser formado e em seguida dividido em um indicador de qualidade composto não-BB 1019 com estágios A e B. Em alguns casos, como mostrado na Figura 10, o agrupamento dos blocos "BB" grandes com blocos "não-BB", como por exemplo blocos "GG", dentro de um mesmo estágio, pode ser evitado.
[00089] Se um bloco "BB" é grande o suficiente como indicador de qualidade 1021, então, o indicador de qualidade pode ser deslocado (1356) em seu próprio estágio como mostrado no indicador de qualidade deslocado 1023. Restrições adicionais, tais como desvio de orifício, presença de fratura natural e/ou induzida, podem ser verificadas para tornar as características de estágio homogêneas.
[00090] Como mostrado na Figura 11, o processo na Figura 10 pode ser aplicado para gerar um indicador de qualidade 1017 e dividir em blocos 1012 mostrados como estágios A e B. Os blocos BB podem ser identificados em um indicador de qualidade 1117 e divididos em um indicador de qualidade deslocado 1119 tendo três fases A, B e C. Como mostrado nas Figuras 10 e 11, vários números de estágios podem ser gerados como desejado.
[00091] Como mostrado na Figura 12, os aglomerados de perfuração (ou perfurações) 1231 podem ser posicionados (1358) com base em resultados de classificação do estágio e no indicador de qualidade composto 1233. No projeto de conclusão de xisto, as perfurações podem ser colocadas uniformemente (em igual distância, por exemplo, a cada 75 pés (22,86 m) ) . As perfurações perto dos limites de estágio (por exemplo, a 50 pés (15,24 m) ) podem ser evitadas. O indicador composto de qualidade pode ser examinado em cada local de perfuração. A perfuração em blocos 'BB1 pode ser movida de forma adjacente ao bloco "GG", "GB" ou "BG" conforme indicado por uma seta horizontal. Se uma perfuração cai em um bloco "BG', uma reclassificação GG, GB, BG, BB mais refinada pode ser feita e a perfuração colocada em um intervalo que não contenha um BB.
[00092] O balanceamento de tensão pode ser realizado para localizar onde os valores de gradiente de tensão são semelhantes (por exemplo, dentro de 0,05 psi/ft) dentro de um estágio. Por exemplo, se a entrada do usuário é de 3 perfurações por estágio, um local melhor (ou seja, com menor gradiente de tensão) que satisfaz as condições (por exemplo, onde espaçar entre as perfurações e estando dentro da escala do gradiente de tensão) pode ser pesquisado. Se não for localizado, a pesquisa pode continuar até o próximo melhor local e repetido até que ele seja encontrado, por exemplo, três locais para colocar três perfurações.
[00093] Se uma formação não é uniforme ou é entrecortada por grandes fraturas naturais e/ou barreiras de alta tensão, planejamento de poço adicional pode ser necessário. Em uma modalidade, a formação subterrânea pode ser dividida em vários conjuntos de volumes discretos e cada volume pode ser caracterizado com base em informações como propriedades geofisicas da formação e sua proximidade com fraturas naturais. Para cada fator, um indicador como "G" (Bom), "B" (Ruim) ou "N" (Neutro) pode ser atribuído ao volume. Múltiplos fatores podem então ser sintetizados juntos para formar um indicador composto, tais como "GG", "GB", "GN" e assim por diante. Um volume com múltiplos "B" indica que um local pode ser menos provável de ser penetrado por estímulos de fratura.
Um volume com um ou mais "G" s pode indicar um local que é mais provável que seja tratável por estímulos da fratura. Vários volumes podem ser agrupados em um ou mais locais de perfuração, com cada local de poço representando um local potencial para o recebimento de um poço ou de uma ramificação. O espaçamento e orientação de vários poços podem ser otimizados para fornecer uma formação inteira com estimulação suficiente. O processo pode ser repetido como desejado.
[00094] Embora as Figuras 5.1-6 e as Figuras 7-12 retratam cada uma as técnicas específicas para o estágio, várias partes de estágio, opcionalmente, podem ser combinadas. Dependendo do poço, variações na realização do projeto podem ser aplicadas.
[00095] A Figura 13 é uma fluxograma ilustrando um método (1300) para executar uma operação de estimulação assistida por desvio. 0 método envolve a identificação (1340) de um indicador de qualidade do reservatório e um indicador de qualidade de conclusão ao longo de um segmento lateral de um poço, integrando (1342) uma pluralidade de registros em um indicador de qualidade único, separando (1344), o indicador de qualidade em classificações boas e ruins; combinando (1346) o indicador de qualidade do reservatório e o indicador de qualidade de conclusões para formar um índice composto de qualidade; combinando (1348) um índice de qualidade composto com blocos de tensão para formar um bloco de tensão combinado e bloco de qualidade separados em classificações GG, GB, BG e BB; definindo (1350) os estágios e limites do índice de qualidade usando um registro de gradiente de tensão; eliminando (1352) os estágios de tensão menor, onde um intervalo é menor do que um comprimento mínimo de estágio; dividindo (1354) os estágios maiores para formar uma pluralidade de estágios onde o intervalo é maior que um comprimento máximo de estágio, deslocando seletivamente (1356) os intervalos BB e seletivamente posicionamento as perfurações (1358), com base em classificações de estágio auxiliado por desvio.
[00096] Ά Figura 14 é uma fluxograma ilustrando um método (1400) para executar uma operação de estimulação. O método envolve a obtenção (1460) de dados petrofisicos, geológicos e geofisicos sobre o poço, realizando a caracterização de reservatório (1462) usando um modelo de caracterização de reservatório para gerar um modelo mecânico terrestre baseado nos dados petrofisicos, geológicos e geofisicos integrados (ver, por exemplo, o planejamento de pré-estimulação 445) . 0 método envolve adicionalmente a geração (1466) de um plano de estimulo baseado no modelo terrestre mecânico gerado. Δ geração (1466) pode envolver, por exemplo, o planejamento de poço, 465, projeto de estágio, 466, projeto de estimulação, 468, previsão de produção 470 e otimização 472 no planejamento de estimulação 447 da Figura 4. 0 plano de estimulo é então otimizado (1464), repetindo (1462) em um loop de feedback contínuo até que um plano de estimulação otimizado seja gerado.
[00097] O método pode também envolver a realização (1468) de uma calibração do plano otimizado de estimulação (por exemplo, 449 da Figura 4) . O método pode também envolver a execução (1470) do plano de estimulação, medindo (1472) dados em tempo real durante a execução do plano de estimulação, realizando em tempo real o projeto de estimulação e a previsão de produção (1474) com base nos dados de tempo real, otimizando em tempo real (1475) o plano de estimulação otimizada repetindo o projeto de estimulação em tempo real e a previsão de produção até que seja gerado um plano de estimulação otimizado em tempo real seja gerado e controlando (1476) a operação de estimulação com base no plano de estimulação otimizado em tempo real. O método também pode envolver a avaliação (1478) do plano de estimulação depois da conclusão do plano de estimulação e atualizando (1480) o modelo de caracterização de reservatório (ver, por exemplo, atualização de projeto/modelo 453 da Figura 4) . As etapas podem ser executadas em várias ordens e repetidas conforme desejado.
Operações de Desvio [00098] Um tipo especifico de operação de poço é um tratamento de desvio. O fraturamento hidráulico e ácido de poços horizontais, assim como formações multicamadas, pode exigir o uso de técnicas de desvio a fim de habilitar o redirecionaraento do fraturamento entre zonas diferentes. Exemplos de técnicas adequadas de desvio podem incluir a aplicação de tampões esféricos, flocos de ácido benzóico empastados e/ou partículas removíveis/degradáveis, conforme descrito na Pub. de Pedido de Patente US N° 2012/0285692, a divulgação do qual é incorporado em sua totalidade neste documento para referência. Da mesma forma, outros tratamentos podem empregar técnicas de desvio.
[00099] Os algoritmos de estágio auxiliado por desvio são divulgados neste documento para a penetração de poço em uma formação subterrânea. Algoritmos separados podem ser utilizados para poços horizontais e verticais. 0 algoritmo de estágio auxiliado por desvio pode incluir vários processos semi-automático para identificar a perfuração multiestágio ideal e projeto de estágio para tratamento usando um desviador. Como usado neste documento, o termo "desviador" refere-se a um material colocado dentro de uma formação subterrânea para tamponar parcialmente ou inteiramente uma característica da formação subterrânea, tais como, por exemplo, uma perfuração ou fratura da formação. O termo "desviador" não deve ser definido para incluir "tampão mecânico" ou qualquer outro dispositivo semelhante, que são empregados para isolar uma seção específica de um poço.
[000100] Os algoritmos de estágio utilizam uma variedade de dados de reservatório que podem ser obtidos da formação subterrânea e/ou do modelo geológico 3D. Os algoritmos podem também utilizar propriedades petrofísicas como, por exemplo, os registros de orifício aberto e orifício revestido, imagens de poço, dados de núcleo e modelos 3D de reservatório para determinar a qualidade do reservatório. As propriedades geomecânicas como, por exemplo, tensões de rocha in situ, módulo de elasticidade, coeficiente de vazamento, razão de Poisson do poço podem ser usadas para determinar a iniciação, propagação e contenção da fratura dentro das zonas alvo (qualidade de conclusão).
[000101] Para poços verticais, uma vez que os limites, as zonas de reservatório (produção), as FracUníts são definidas e o projeto de estágio está concluído, a capacidade do desviador na superação das variações de tensão pode ser incorporada em um projeto de perfuração para promover a distribuição dos líquidos de fraturamento, tais como o método de entrada limitada, que é conseguida pela escolha de diâmetro de perfuração e número de perfurações de forma que a taxa de injeção antecipado produz velocidade suficiente, embora cada perfuração crie uma pressão diferencial entre a fratura hidráulica e o poço.
[000102] Um exemplo de projeto de estimulo e de fluxo de trabalho a jusante úteis para reservatórios não convencionais envolvendo tight gas em formações de arenito (ver, por exemplo, reservatórios 304.1-304.3 da Figura 3.1) são fornecidos. Para o fluxo de trabalho em reservatório de tight gas em formações de arenito, pode ser utilizado um método de projeto de estimulação convencional (ou seja, fraturamento hidráulico), como um modelo de fratura planar única ou em multicamadas.
[000103] Um orientador de conclusão auxiliado por desvio para penetração de formações em um poço vertical de reservatórios de xisto é ilustrado na Figura 15.1 e na Figura 15.2. As Figuras 15.1 e 15.2 mostram exemplos de estágio envolvendo um reservatório de tight gás arenito com um desviador. Um orientador de conclusão multiestágio pode ser fornecido para o planejamento de reservatório para reservatórios de tight gas em formações de arenito onde uma pluralidade de camadas finas de zonas ricas em hidrocarbonetos (por exemplo, reservatórios 304.1-304.3 da Figura 3.1) pode ser espalhada ou dispersa sobre uma grande parte da formação adjacente ao poço (por exemplo, 336.1) . Um modelo pode ser usado para desenvolver um modelo de zona perto de poço, onde as principais caracteristicas, tais como zona de reservatório (produtora) e zona de geomecânica (tensão), podem ser capturadas.
[000104] A Figura 15.1 mostra um registro 1500 de uma porção de um poço (por exemplo, o poço 336.1 da Figura 3.1) . O registro pode ser um gráfico das medições, tais como resistividade, permeabilidade, porosidade ou outros parâmetros de reservatório conectados ao longo do poço. Em alguns casos, como mostrado na Figura 6, vários registros 600.1, 600.2 e 600.3 podem ser combinados em um registro combinado 601 para uso no método 1501 (conforme ilustrado na Figura 15.2) . O registro combinado 601 pode ser baseado em uma combinação linear ponderada de vários registros, e cortes de entrada correspondentes podem ser ponderados em conformidade.
[000105] O registro 1500 (ou 601) pode ser correlacionado a um método 1501 envolvendo a análise do registro 1500 para definir (1569) os limites 1568 em intervalos ao longo do registro 1500 com base nos dados fornecidos. Os limites 1568 podem ser usados para identificar (1571) as zonas produtoras 1570 ao longo do poço. Uma unidade de fratura 1572 pode ser especificada (1573) ao longo do poço. O projeto de estágio pode ser realizado (1575) para definir os estágios 1574 ao longo do poço. As perfurações 1576 podem ser projetadas (1577) ao longo dos locais nos estágios 1574. Finalmente, um tratamento de desvio pode ser criado (1579) ao longo de um ou mais dos locais nos estágios 1574. O projeto de desvio deve incluir uma quantidade de desviador, tal como, por exemplo, a quantidade ou o montante do desviador para tamponar um número de perfurações a fim de gerar uma pressão adicional diferencial entre a fratura hidráulica e o poço necessário para desviar o fluido para outras perfurações. 0 desviador pode ser selecionado com base em informações conhecidas por pessoas versadas na técnica, com regras como ser capaz de tamponar as características do fundo de poço da fratura induzida.
[000106] Para poços horizontais, os indicadores de qualidade do reservatório e indicadores de qualidade de conclusão são classificados e combinados em blocos de qualidade compostos, como discutido com mais detalhes abaixo. Em geral, as informações de tensão podem ser usadas para gerar blocos de tensão. Assim, o stress pode significar a iniciação da fratura calculada ou a pressão de colapso derivada das tensões in situ e propriedades de poço. Se a diferença de tensão entre os blocos for inferior um valor limite definido pela pressão que é gerada pelo desviador, em seguida, os blocos de tensão são fundidos. Os blocos de tensão fundidos e o indice de qualidade composto são combinados para projetar os estágios e aglomerados de perfuração. Finalmente, o desviador permite adicionar uma etapa final de posicionamento seletivo das perfurações.
[000107] Um orientador de conclusão auxiliado por desvio para formações penetrantes de um poço horizontal de reservatórios de xisto é ilustrado na FIG. 16. O orientador de conclusões auxiliado por desvio pode gerar um projeto de estimulação de multiestágios, compreendendo um conjunto contíguo de intervalos de estágios e um conjunto consecutivo de estágios. As entradas adicionais, tais como zonas de falha ou qualquer outra informação de intervalo também pode ser incluídas no projeto de estimulação para evitar a colocação de estágios.
[000108] A Figura 16 mostra uma definição de estágio para o reservatório de xisto. Primeiro, um registro de tensão é segmentado em blocos de tensão por uma diferença de gradiente de tensão de valores (por exemplo, cerca de 0,15 psi/pés) (1601). As diferenças de tensão entre os blocos de tensão e a pressão gerada pelo desviador são comparadas (1602). Os blocos de tensão são depois "fundidos" ou "combinados" (1603), se a diferença de tensão entre os dois (2) blocos for menor que a pressão que pode ser gerada com o desviador. Um indicador de qualidade composto 1604 (que pode ser o indicador composto de qualidade 803 da FIG. 8) é combinado com um registro de tensão segmentado em blocos de tensão fundidos por diferenças de gradiente de tensão mais baixas do que a pressão gerada pelo desviador (1604) . O resultado é um indicador combinado de tensão e de qualidade composto separado em classificações GB, GG, BB e BG em intervalos (1605). Os estágios podem ser definidos ao longo do indicador de qualidade de tensão e composto 1605 usando o registro de gradiente de tensão 903 para determinar os limites. Um conjunto preliminar de limites de estágio 907 são determinado nos locais onde a diferença de gradiente de tensão é maior do que a diferença que pode ser superada por um desviador. Este processo pode gerar um conjunto de blocos de tensão fundidos ao longo do indicador combinado de tensão e qualidade.
[000109] Os blocos de tensão podem ser ajustados para um tamanho desejado de blocos. Por exemplo, os blocos de tensão pequenos podem ser eliminados onde um intervalo seja menor do que um comprimento mínimo de estágio fundindo com um bloco adjacente para formar um indicador de qualidade composto refinado 1606. Um dos dois blocos vizinhos que tem uma menor diferença de gradiente de tensão pode ser usado como um alvo de fusão. Em outro exemplo, blocos de tensão grande podem ser divididos onde um intervalo é mais do que um comprimento de estágio máximo para formar outro indicador de qualidade composto refinado 1607.
[000110] A Figura 17 é uma fluxograma ilustrando um método (1700) para executar uma operação de estimulação assistida por desvio. O método envolve a identificação (1740) de um indicador de qualidade do reservatório e um indicador de qualidade de conclusão ao longo de um segmento lateral de um poço, integrando (1742) uma pluralidade de registros em um indicador de qualidade único, separando (1744) o indicador de qualidade do reservatório em classificações boas e ruins e combinando (1746) o indicador de qualidade do reservatório e o indicador de qualidade de conclusão para formar um indice composto de qualidade. Independentemente dos estágios de identificação (1740), integração (1742), separação (1744) e combinação (1746), o método envolve adicionalmente a criação de blocos de tensão (1748) ao longo de um segmento lateral de um poço e a fusão (1750) dos blocos de tensão utilizando o critério de desvio discutido acima em 1603. O método então envolve adicionalmente a combinação (1752) de um indice de qualidade composto (1746) com os blocos de tensão fundidos (1750) para formar que um bloco de tensão combinado e o bloco de qualidade separado em pelo menos uma das seguintes classificações auxiliadas por desvio: GG, GB, BG e BB, definindo (1754) estágios usando o índice de qualidade composto combinado e blocos de tensão fundidos (1752), eliminando os estágios menores (1756), onde um intervalo é menor que um comprimento de estágio auxiliado por desvio mínimo, dividindo (1758) os grandes estágios para formar uma pluralidade de estágios onde um intervalo é maior do que um comprimento de estágio auxiliado por desvio mínimo, seletivamente ajustando (1760) os limites do estágio para formar blocos de qualidade uniformes e posicionando seletivamente (1762) as perfurações baseadas nas classificações auxiliadas por desvio. O comprimento mínimo do estágio é muitas vezes um equilíbrio entre eficiência de tempo (por exemplo, o custo de tratamento), que diminui à medida que o estágio fica maior e a qualidade da estimulação diminui. Em alguns campos, a duração do estágio pode ser de cerca de 200 a cerca de 500 pés na conclusão da horizontal.
[000111] A Figura 18 é uma fluxograma ilustrando um método (1800) para executar uma operação de estimulação assistida por desvio. O método envolve a identificação (1840) de um indicador de qualidade do reservatório e um indicador de qualidade de conclusão ao longo de um segmento lateral de um poço, integrando (1842) uma pluralidade de registros em um indicador de qualidade único, separando (1844) o indicador de qualidade do reservatório em classificações boas e ruins e combinando (1846) o indicador de qualidade do reservatório e o indicador de qualidade de conclusão para formar um indice composto de qualidade. Independentemente das etapas de identificação (1840), integração (1842), separação (1844) e combinação (1846), o método envolve adicionalmente a criação de blocos de tensão (1848) ao longo de um segmento lateral de um poço, o cálculo (1850) da pressão de iniciação de fratura usando uma ou mais das propriedades do poço, as propriedades perto do poço e registro de tensão, e fusão (1852) dos blocos de iniciação de fratura usando o critério de desvio discutidos acima em 1603. O método envolve adicionalmente a combinação (1854) de um indice de qualidade composto (1846) com os blocos de iniciação de fratura fundidos (1852) para formar um bloco de iniciação de fratura combinado e blocos de qualidade separados em classificações GG, GB, BG e BB, definindo (1856) estágios usando o indice de qualidade composto combinado e blocos de iniciação de fratura fundidos (1854), eliminando os estágios menores (1858), onde um intervalo é menor que um comprimento de estágio auxiliado por desvio mínimo, dividindo (1860) os grandes estágios para formar uma pluralidade de estágios onde um intervalo é maior do que um comprimento de estágio auxiliado por desvio mínimo, seletivamente ajustando (1862) os limites do estágio para formar blocos de qualidade uniformes e posicionando seletivamente (1864) as perfurações baseadas nas classificações auxiliadas por desvio.
[000112] Δ Figura 19 é um fluxograma ilustrando um método (1900) para executar uma operação de estimulação assistida por desvio. 0 método envolve a identificação (1940) de um indicador de qualidade do reservatório e um indicador de qualidade de conclusão ao longo de um segmento lateral de um poço, integrando (1942) uma pluralidade de registros em um indicador de qualidade único, separando (1944) o indicador de qualidade do reservatório em classificações boas e ruins e combinando (1946) o indicador de qualidade do reservatório e o indicador de qualidade de conclusão para formar um índice composto de qualidade. Independentemente dos estágios de identificação (1940), integração (1942), separação (1944) e combinação (1946), o método envolve adicionalmente a criação de blocos de tensão (1948) ao longo de um segmento lateral de um poço e a fusão (1950) dos blocos de tensão utilizando o critério de desvio discutido acima em 1603. O método envolve adicionalmente a combinação (1952) de um índice de qualidade composto (1946) com os blocos de tensão fundidos (1950) para formar um bloco de tensão combinado e blocos de qualidade separados em classificações GG, GB, BG e BB, definindo (1954) estágios usando o índice de qualidade composto combinado e blocos de tensão fundidos (1952), eliminando os estágios menores (1956), onde um intervalo é menor que um comprimento de estágio auxiliado por desvio mínimo, dividindo (1958) os grandes estágios para formar uma pluralidade de estágios onde um intervalo é maior do que um comprimento de estágio auxiliado por desvio minimo, seletivamente ajustando (1960) os limites do estágio para formar blocos de qualidade uniformes e posicionando seletivamente (1962) as perfurações baseadas nas classificações auxiliadas por desvio. O método também pode incluir como uma etapa opcional o posicionamento seletivo das perfurações (1964) de uma sequência direta (por exemplo, do dedão ao calcanhar) ou para as regiões sombreadas de tensão de fratura. Técnicas de isolamento mecânico, tais como, por exemplo, os tampões mecânicos podem ser usados para separar blocos de tensão selecionados conforme descrito acima. Além disso, o posicionamento seletivo dos isolamentos mecânicos podia também ser baseado na seleção sequencial de comprimentos de bloco de tensão no sentido adequado ao longo de uma conclusão. Por exemplo, a direção pode ser um arranjo de dedo do pé ao calcanhar, retratados na Figura 20, que ilustra um continuum de tensões ao longo da lateral (relatado como pressão de iniciação de fratura (Pini) * A Figura 20 mostra também uma determinação sequencial dos locais adequados do dispositivo de isolamento mecânico 2002 baseados na diferencial de pressão de iniciação de fratura 2000 (APini) que pode ser superada com o desviador. A técnica seqüencial pode ser realizada semi-automaticamente, automaticamente ou manualmente, mas também pode ser realizada de qualquer ponto arbitrário ao longo da conclusão. Na Figura 20: A partir da seção a ser fraturada no dedo 2004 (lado direito da figura 20) e movendo em direção ao calcanhar 2006 (seguindo a seta para o lado esquerdo da figura 20) , as variações de registro Pini são comparadas com APini. APin é o critério descrito anteriormente (1605). Qualquer variação de amplitude superior a fiPini deve ser isolado usando um dispositivo de isolamento mecânico 2002 como um tampão mecânico, que isola a uma seção do poço independentemente das variações de tensão da formação. A vantagem dessa abordagem é usar os tampões mecânicos somente quando exigido pelas variações de tensão.
[000113] As perfurações podem ser localizadas para dar uma direção preferencial para a seqüência de aglomerados a ser fraturada (ver figura 20) . Por exemplo, se as variações de tensão são distribuídas de forma que as regiões mais baixas da tensão sejam o dedo do estágio, então pode-se começar a perfurar as zonas de baixa tensão em direção do dedo do pé do estágio e colocar as perfurações de alta tensão no calcanhar do estágio. Usando esse método, os aglomerados de dedo serão fraturados primeiro e conectados pelo desviador. Depois que o desviador é colocado nas perfurações, os aglomerados de calcanhar podem então ser fraturados. Uma vantagem potencial de tal regime dedo para calcanhar é se a quantidade de desviador bombeando o fundo do poço estiver em excesso para o número de fraturas e, em seguida, o desviador em excesso permanece no poço e a jusante dos novos aglomerados a serem fraturados. Portanto, a localização daquele "desviador em excesso" não poderá tamponar inadvertidamente as novas fraturas que estão sendo criadas em zonas de alta tensão. Isso pode acontecer se o projeto de trabalho superestimou o número de perfurações que ter sido fraturado antes de injetar um desviador tal superestimação pode ocorrer quando o design superestimado a quantidade de perfurações que ter sido fraturado por um fator de 50%, e o tratamento pré-desvio real deixou metade das perfurações nâo-estimuladas. Portanto, se lOkg do desviador é usado para tamponar eficazmente a fratura real, mas o projeto pediu 20 kg de desviador, então há 10 kg em excesso de desviador que irá ser bombeado no poço. Esta quantidade adicional de desviador acidentalmente não deve tamponar as perfurações para desviar, por isso é desejável que as perfurações a serem desviadas estejam acima das perfurações tamponadas (ou seja, em direção ao calcanhar com relação as perfurações antigas). Se o risco de inadvertidamente tamponar as perfurações a serem desviadas for percebidamente alto, então um pode decidir não usar o inversor quando a distribuição de tensão for de tal forma que as regiões de baixa tensão estejam localizadas na direção do calcanhar do estágio.
[000114] Como alternativa, como mostrado na figura 21, o local de perfuração 2104 pode também ser selecionado e/ou localizado de modo que as perfurações 2104 em áreas de baixa tensão dos registros de tensão 2102 uma vez estimulados e após o desvio são perfurações a serem fraturadas em regiões de tensão sombreadas das perfurações fraturadas inicialmente. As diferenças de baixa tensão e alta tensão são uma função da anisotropia original da tensão, propriedades geomecânicas de rocha e pressão liquida desenvolvida durante o desenvolvimento da fratura induzida. Um valor tipico para uma diferença de gradiente de fratura entre as regiões de baixa e alta tensão é 0,2 psi/ft. Sombras de tensão caracterizam-se pela situação quando fraturas hidráulicas são colocadas nas proximidades, as fraturas subseqüentes podem ser afetadas pelo campo de tensão de fraturas anteriores. Os efeitos incluem altas pressões liquidas, larguras de fratura menores e mudanças na complexidade associada da estimulação. O nivel de microseismicidade também é alterado por efeitos de sombra de tensão. Detalhes adicionais sobre stress sombreamento são descritos em SPE 147363, cuja divulgação é incorporada por referência neste documento na integra.
[000115] Em um reservatório com nivel médio de anisotropia de tensão horizontal, tais como, por exemplo, numa primeira fase pode inicialmente abrir os aglomerados de baixa tensão criando fratura bi-wing ou de baixa complexidade 2202 devido a anisotropia de tensão. Em formações frágeis, a propagação das fraturas bi-wing 2202 também pode causar fraturas de alivio de tensão paralelas 2206. Tais fraturas bi-wing 2202 são apresentadas na Figura 22, onde perfurações 2204 ligadas às zonas de baixa tensão estão sendo fraturadas.
[000116] As fraturas induzidas induzem um campo de tensões alteradas na formação circundante. A tensão perpendicular para as fraturas pode alterar em um grau maior do que a tensão paralela à fratura, reduzindo o contraste de tensão. A anisotropia de tensão pode ser reduzida ou mesmo invertida para facilitar a aberturas de planos de fraqueza dentro da rocha.
[000117] O bombeamento do desviador obstrui as fraturas. Uma segunda parte do bombeamento após desvio iniciará fraturamento nos aglomerados com maior tensão em áreas da rocha que seriam alteradas pela sombra da tensão do 1 estágio. Essas regiões alteradas de tensão têm uma anisotropia de tensão menor, ou invertida e, por tanto, a dilatação da fratura natural existente ou falha de cisalhamento dos planos de fraqueza. Portanto, essas fraturas provavelmente seriam mais complexas (ou seja, para uma rede de fratura complexa 2302) dando uma melhor conexão com hidrocarbonetos remanescentes na formação.
Veja Figura 23. Método para determinar o espaçamento entre fraturas para gerar fratura complexa alterada por tensão são descritos nos documentos SPE130043 e US8439116 B2, cada um dos quais é incorporado por referência neste documento em sua totalidade.
[000118] Um indivíduo usando o orientador de conclusão auxiliado por desviador pode decidir comparar os resultados da simulação com um desviador e sem o desviador. Uma vez que o desviador permite que blocos de tensão sejam fundidos, o algoritmo auxiliado por desviador tende a mostrar que o comprimento de cada seção isolada com tampões mecânicos é em geral maior do que sem desviador. O engenheiro pode também escolheu um valor mais alto de comprimento máximo de estágio, baseado nos resultados de simulação.
[000119] Embora somente algumas modalidades exemplares tenham sido descritas em detalhes acima, aqueles versados na técnica apreciarão prontamente que muitas modificações são possíveis nas modalidades exemplares sem se afastar materialmente desta invenção. Consequentemente, todas as modificações tais se destinam a estar incluídas dentro do escopo desta divulgação, conforme definido nas seguintes reivindicações. Nas reivindicações, as cláusulas de meios-mais-funções se destinam a cobrir as estruturas descritas neste documento como desempenhando a função citada e não somente equivalentes estruturais, mas também estruturas equivalentes. Assim, embora um prego e um parafuso possam não ser equivalentes estruturais em que um prego emprega uma superfície cilíndrica para fixar as peças de madeira, enquanto um parafuso emprega uma superfície helicoidal, no ambiente de fixação de partes de madeira, um prego e um parafuso podem ser estruturas equivalentes. É a intenção expressa do depositante não invocar 35 U.S.C. § 112, parágrafo 6 para quaisquer limitações de qualquer uma das reivindicações neste documento, exceto para aquelas nas quais a reivindicação usa expressamente as palavras "meios para" juntamente com uma função associada.
[000120] Em um exemplo dado, uma operação de estimulação pode ser realizada envolvendo avaliar a variabilidade das propriedades do reservatório e propriedades de conclusão separadamente para um intervalo de tratamento em um furo penetrando uma formação subterrânea, particionando o intervalo de tratamento em um conjunto de intervalos contíguos (o reservatório e as propriedades de conclusão podem ser semelhantes em cada intervalo de tratamento particionado, criando um cenário de tratamento de estimulação por meio de um conjunto de objetos geométricos planares (rede de fratura discreta) para desenvolver um modelo de reservatório 3D e combinar os dados de fratura natural com o modelo de reservatório 3D para levar em conta a heterogeneidade de formação e prever progressões de fratura hidráulica. - REIVINDICAÇÕES -
Claims (18)
1. MÉTODO PARA CLASSIFICAR ESTÁGIOS DE UMA OPERAÇÃO DE ESTIMULAÇÃO PARA UM POÇO TENDO UM RESERVATÓRIO POSICIONADO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, o método caracterizado pelo fato de que compreende: a geração de uma pluralidade de indicadores de qualidade a partir de uma pluralidade de registros; a combinação da pluralidade de indicadores de qualidade para formar um indicador composto de qualidade; a fusão de uma pluralidade de blocos de tensão utilizando o critério de desvio; a combinação do indicador de qualidade composto com os blocos de tensão fundidos para formar um bloco de tensão combinado e indicador de qualidade composto, o bloco de tensão combinado e indicador de qualidade composto compreendendo uma pluralidade de blocos com limites entre eles. a definição de estágios ao longo do indicador de tensão combinado e de qualidade composto com base em classificações de estágio auxiliadas por desvio; e o posicionamento seletivo de perfurações em estágios selecionados baseados nas classificações de estágio auxiliado por desvio no mesmo.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a geração compreende a medição dos parâmetros do fundo de poço com uma ferramenta de fundo de poço posicionada em um poço no local do poço.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a geração compreende a geração de um indicador de qualidade do reservatório, combinando uma pluralidade de registros de reservatório e a geração de um indicador de qualidade de conclusões através da combinação de uma pluralidade de registros de conclusões.
4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a pluralidade dos registros de reservatório e a pluralidade dos registros de conclusões compõem uma pluralidade de registros de resistividade, registros de permissividade, registros de produções e suas combinações.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as classificações de estágio auxiliado por desvio compreendem um de Bom, Ruim e suas combinações.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente seletivamente o ajuste dos limites de estágio.
7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que ajustar seletivamente compreende eliminar seletivamente a pluralidade de blocos menores que tem um comprimento de estágio auxiliado por desviador mínimo.
8. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que ajustar seletivamente compreende dividir a pluralidade de blocos com um comprimento maior que um comprimento de estágio auxiliado por desviador minimo.
9. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que ajustar seletivamente compreende deslocar seletivamente os limites baseados nas classificações auxiliadas por desviador.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a fusão compreende adicionalmente: a criação de uma pluralidade de blocos de tensão; o cálculo da pressão de iniciação da fratura usando uma ou mais das propriedades de poço, propriedades perto do poço e a pluralidade dos registros de tensão; e a fusão dos blocos de iniciação de fratura usando o critério de desvio.
11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os blocos de tensão fundidos são os blocos de iniciação de fratura fundidos.
12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o posicionamento seletivo das perfurações compreende adicionalmente a seleção das perfurações para dar uma direção à seqüência de fraturamento.
13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o posicionamento seletivo das perfurações compreende adicionalmente selecionar o posicionamento das perfurações para as regiões sombreadas de tensão de fratura da formação.
14. MÉTODO PARA CLASSIFICAR ESTÁGIOS DE UMA OPERAÇÃO DE ESTIMULAÇÃO PARA UM POÇO TENDO UM RESERVATÓRIO POSICIONADO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, o método caracterizado pelo fato de que compreende: a obtenção de um registro de pelo menos uma parte de um poço em um local de poço; definir os limites em intervalos ao longo do registro com base em dados de estimulação; identificação de zonas de produção ao longo do poço com base nos limites; especificação das unidades de fratura ao longo das zonas de produção identificadas; definição dos estágios ao longo das unidades de fratura especificadas; projetar locais de perfuração com base nos estágios definidos; e projetar um tratamento de desvio.
15. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a obtenção compreende a medição de pelo menos um parâmetro ao longo das partes do poço.
16. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o reservatório é um reservatório de tight gas em formações de arenito.
17. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o registro é um de um registro de resistividade, um registro de permeabilidade, um registro de porosidade e suas combinações.
18. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o registro compreende um registro composto formado por uma pluralidade de registros.
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