BR112016028422B1

BR112016028422B1 - Método para a fratura hidráulica de uma formação subterrânea atravessada por um poço de exploração

Info

Publication number: BR112016028422B1
Application number: BR112016028422-4A
Authority: BR
Inventors: Dimitry Chuprakov; Romain Charles Andre Prioul; Xiaowei Weng
Original assignee: Geoquest Systems B.V.
Priority date: 2014-06-05
Filing date: 2015-06-05
Publication date: 2022-04-19
Also published as: WO2015188115A1; AU2015269193A1; US20170096886A1; HUE064862T2; CA2950345C; MX2016015837A; RU2651719C1; EP3152392A4; CN106460493B; AU2019283850A1; RS64824B1; EP3152392A1; CN106460493A; EP3152392B1; US10738578B2; CA2950345A1; BR112016028422A2; AU2019283850B2

Abstract

MÉTODO PARA A FRATURA HIDRÁULICA DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA ATRAVESSADA POR UM POÇO DE EXPLORAÇÃO As modalidades referem-se aqui a um método para a fractura hidráulica de uma formação subterrânea atravessada por um poço de exploração incluindo a caracterização da formação utilizando as propriedades medidas da formação, incluindo as propriedades mecânicas das interfaces geológicas, identificando uma altura formação de fractura em que a identificação compreende calcular um contato de uma superfície de fractura hidráulica com as interfaces geológicas e fraturando a formação em que uma viscosidade de fluido ou uma taxa de fluxo de fluido ou ambos são selecionados usando o cálculo. As modalidades também aqui se referem a um método para a fractura hidráulica em uma formação subterrânea atravessada por um poço de exploração incluindo a medição da formação compreendendo propriedades mecânicas das interfaces geológicas, caracterizando a formação usando as medidas, calculando uma altura de fratura de formação utilizando a caracterização de formação, calculando uma altura de fratura ideal utilizando as medições e comparando a altura de fratura ideal para a altura de fratura de formação.

Description

INFORMAÇÕES DO PEDIDO RELACIONADO CAMPO

[0001] Isso se refere ao campo da geomecânica e mecânicas de fratura hidráulica. Isso refere-se à estimulação de reservatório de óleo e gás, realizada por fraturamento hidráulico de rocha do poço de exploração, incluindo o fornecimento de uma técnica para prever o crescimento de altura de fratura hidráulica na rocha afetada por interfaces horizontais mecânicas fracas pré-existentes, tais como planos de estratificação, interfaces de laminação, slickensides, e outros.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[0002] Para contexto, demonstrar os resultados de dois casos de modelagem de propagação de fratura com diferentes estruturas das interfaces de rocha em relação ao poço de exploração horizontal. Em ambos os exemplos, uma fractura hidráulica é iniciada no poço de exploração horizontal e propaga-se nas direções vertical e horizontal. As propriedades de rocha e tensões in situ são as mesmas em diferentes camadas dividem-se pelas interfaces prescritas para ambos os exemplos apresentados. As interfaces são sem coesão, mas planos de atrito da fraqueza. Processo de interfaces simétricos em relação ao poço de exploração

[0003] No primeiro exemplo, as interfaces horizontais estão localizadas simetricamente em relação ao poço de exploração horizontal. A fratura hidráulica iniciada e propaga-se através dessas interfaces, assim como ao longo dessas na direção horizontal, como mostrado na Figura 1. A Figura 1 mostra uma fratura hidráulica que se propaga do poço de exploração horizontal no caso de colocação simétrica das interfaces horizontais em relação ao poço de exploração.

[0004] A propagação de ambas as pontas verticais de fratura hidráulica através das interfaces é relativamente lenta por causa das paradas contínuas em um caso essas realizarem interface. Ao mesmo tempo, as pontas laterais da fratura hidráulica propagam sem interação com as interfaces (em paralelo com as mesmas). Como resultado, o comprimento de fratura hidráulica parece ser muito maior do que a sua altura (Figura 2).

[0005] A Figura 2 mostra uma propagação de ponta de fratura superior, inferior e lateral com o tempo de injeção de fluido (gráfico superior) e a resposta da pressão correspondente à entrada de fratura (gráfico inferior) para um posicionamento simétrico das interfaces. Caso de interfaces assimétricas em relação ao poço de exploração

[0006] No segundo caso de modelagem, as interfaces horizontais sem coesão estão posicionadas assimetricamente em relação ao poço de exploração. Número de interfaces abaixo do poço de exploração é menor do que acima do poço de exploração (ver Figura 3). O cronograma de bombeamento, o espaçamento entre as interfaces e todos os outros parâmetros de rocha e fratura permanecem a mesma, como no primeiro exemplo. A Figura 3 mostra uma fratura hidráulica que se propaga do poço de exploração horizontal no caso de colocação simétrica das interfaces horizontais em relação ao poço de exploração.

[0007] Os modelos mostram que, neste caso, depois de atravessar duas interfaces abaixo do poço de exploração, a fratura hidráulica vai ser completamente parado em uma das interfaces superiores enquanto se propaga livremente para baixo (Figura 4). A Figura 4 ilustra uma propagação de ponta de fratura superior, inferior e lateral com o tempo de injeção de fluido (gráfico superior) e a resposta da pressão correspondente à entrada de fratura (gráfico inferior) para um posicionamento simétrico das interfaces.

[0008] Esses dois exemplos indicam que a medição preliminar dos planos de fraqueza na rocha e modelagem adequada da propagação de fratura em uma formação em camadas são necessárias para identificar a contenção de altura de fratura em uma rocha em camadas de forma adequada. E opostamente, faltando as informações sobre o perfil de heterogeneidade da força da rocha na direcção vertical e as interfaces proeminentes podem resultar em resultados errados na predição da contenção de altura de fratura condicionada pela interação da fratura hidráulica com planos de fraqueza.

[0009] A fraturação hidráulica usada com o propósito de estimulação de reservatório tem tipicamente por objetivo a propagação de fracturas suficientemente longos num reservatório. O comprimento de fratura pode ser tão grande quanto várias centenas de metros na direção horizontal. Com tal medida de fratura da estrutura de rocha em camadas revela heterogeneidade severa verticalmente. Dependendo do tipo de rocha, as laminações sedimentares ou fundações podem ter uma espessura no intervalo de milímetros a metros. A variação desigual das propriedades de rocha nas direções vertical e horizontal resulta em restrição perceptível do crescimento de altura de fratura em relação à propagação de fratura lateral. Desde o início da era de fratura a atenção à contenção de altura de fratura hidráulica foi sempre reconhecida.

[00010] A propagação tridimensional de subsurface das fraturas hidráulicas (doravante HF, sigla para Hydraulic Fractures) tipicamente implica um crescimento de fratura simultânea nas direções horizontal e vertical. A extensão HF horizontal típica durante os tratamentos de campo varia de dezenas a centenas de metros ao longo da camada de formação intendida. Em oposição a isso, a extensão da fratura vertical aparece muito menor em tamanho por causa do grande contraste das propriedades de rocha e tensões tectônicas, assim como interfaces de formação horizontal e laminação pré-existentes. Existem vários mecanismos reconhecidos que controlam o crescimento de HF vertical (para cima ou para baixo) em formações geológicas: (1) variação de tensão horizontal mínima em função da profundidade (doravante denominado "contraste de estresse" ou "mecanismo 1"), (2) contraste de módulos elásticos entre camadas adjacentes e de diferentes litológicas (doravante denominado "contraste de elasticidade" ou "mecanismo 2" ) e (3) interface mecânica fraca entre camadas litológicas semelhantes ou diferentes (doravante denominada "interface fraca" ou "mecanismo 3"). Uma "interface mecânica fraca" ou "interface fraca" ou "plano de fraqueza" refere-se a qualquer descontinuidade mecânica que tem uma baixa resistência de ligação (cisalhamento, tração, intensidade de tensão, fricção) com relação à resistência da matriz de rocha. Uma interface fraca representa uma barreira potencial para a propagação de fratura da seguinte forma: quando HF atinge a interface fraca, criando uma zona de deslizamento perto do contato como mostrado por ambos os estudos analíticos e numéricos. O deslizamento perto da zona de contato pode prender a propagação de fratura e levar a infiltração de fluido extensiva ou mesmo abertura hidráulica da interface através da formação das chamadas fraturas em forma de T. Essas fraturas em forma de T foram repetidamente observadas em várias observações de mineback em formações de leito de carvão.

[00011] Hoje em dia, o mecanismo de "contraste de estresse" é o principal utilizado na maioria dos códigos de modelagem de HF para controlar o crescimento de altura vertical, tanto para modelos pseudo3D e planar3D. O mecanismo de "contraste elástico" geralmente não é explicitamente modelado na maioria dos códigos de modelagem HF, mas é de alguma forma direcionada pelo mecanismo de "contraste de estresse" como perfil de tensão vertical de estresse mínimo horizontal são frequentemente derivado de um modelo poroelástico calibrado e sobrecarregar o perfil de tensões (isotrópico e isotropia transversal pode ser tratada) que depende da elasticidade da formação. O mecanismo de "interface fraco" tem atraído menos atenção na comunidade de fraturamento hidráulico até a presente data, embora foram bem reconhecidos a partir dos trabalhos de fraturamento de campo e discutidos na literatura até o ano de 1980. Essa falta de interesse pode ser causada pela falta de caracterização da localização das interfaces fracas em formações profundas e/ou a falta de medições das suas propriedades mecânicas (resistência à tracção e cisalhamento, resistência à ruptura, coeficiente de atrito e permeabilidade). Ao mesmo tempo o mecanismo de "interface fraca" é um dos únicos dos mecanismos acima descritos que podem parar completamente HF de se propagar adicionalmente para cima ou para baixo nas formações. As principais razões para a terminação de ponta de fratura nas interfaces fracas são o deslizamento de interface, pressurização pelo fluido de fraturamento penetrado ou mesmo a abertura mecânica da interface. Em contraste, os dois primeiros mecanismos podem parar temporariamente as HF até que a pressão líquida seja aumentada nas HF até um nível limite que vai permitir que as HF se propaguem mais. O mecanismo de contenção de "interface fraca" pode ser mais importante do que os mecanismos de de "estresse" ou "contraste elástica" e pode ser a razão pela qual as HF são muitas vezes bem contidas na extensão vertical apesar da aparente ausência de "estresse" ou "contraste elástica" observados. Em qualquer caso, métodos mais eficazes são para a caracterização de formação, a influência de fratura existentes no desenvolvimento de fratura e caracterização de geração de fratura.

FIGURAS

[00012] A Figura 1 mostra uma fratura hidráulica que se propaga do poço de exploração horizontal no caso de colocação simétrica das interfaces horizontais em relação ao poço de exploração.

[00013] Figura 2. A propagação de ponta de fratura superior, inferior e lateral com o tempo de injeção de fluido (gráfico superior) e a resposta da pressão correspondente à entrada de fratura (gráfico inferior) para um posicionamento simétrico das interfaces.

[00014] Figura 3. Uma fratura hidráulica que se propaga do poço de exploração horizontal no caso de colocação simétrica das interfaces horizontais em relação ao poço de exploração.

[00015] A Figura 4 inclui uma propagação de ponta de fratura superior, inferior e lateral com o tempo de injeção de fluido (gráfico superior) e a resposta da pressão correspondente à entrada de fratura (gráfico inferior) para um posicionamento simétrico das interfaces.

[00016] A Figura 5 é um desenho esquemático de um crescimento de fratura hidráulica vertical (HF) em uma rocha em camadas subterrâneas com interfaces horizontais.

[00017] A Figura 6 é um fluxograma que lista as informações que podem ser utilizadas para uma modalidade aqui.

[00018] A Figura 7 apresenta exemplos de estágios para propagação de 3D frac através de planos de fraqueza.

[00019] A Figura 8 é um fluxograma de métodos para uma modalidade.

[00020] A Figura 9 é um fluxograma de um componente de um método para uma modalidade.

[00021] A Figura 10 representa uma modalidade de um algoritmo do fluxo de trabalho de simulador de HF (200) a partir do início do trabalho de fratura t0 até ao final T.

[00022] A Figura 11 ilustra uma interface horizontal atravessada pela fratura hidráulica vertical (topo) e a distribuição esquemática da pressão de fluido percolado ao longo da interface (fundo).

[00023] A Figura 12 fornece um perfil da pressão de fluido ao longo da interface para regimes "in-slip" (topo) e "out-of-slip" (abaixo) de percolação.

[00024] A Figura 13 é uma série de diagramas esquemáticos para mostrar uma fratura hidráulica que propaga para cima e para baixo em geometria de tensão plana (corte vertical).

[00025] A Figura 14 é um gráfico que mostra os volumes de fluido vazado e fratura injetadas (topo), a pressão líquida (meio) e meia-altura de fratura hidráulica (fundo) durante todo o ciclo da injeção de fluido dentro da fratura.

[00026] A Figura 15 é um contato de dois lados de uma fratura crescente vertical e as interfaces horizontais fracas (esquerda), a ativação de interface e a ponta de fractura embotando como resultado do contato com as interfaces (direita)

[00027] A Figura 16 fornece perfis da abertura de fratura vertical (esquerda) em contato com duas interfaces sem coesão e volume de fractura normalizada versus taxa de estresse (direita).

[00028] A Figura 17 inclui o componente de estresse de tensão máxima gerado no lado oposto da interface sem coesão (esquerda) e com coesão Knc = 1 (direita).

[00029] A Figura 18 mostra a propagação de ponta de fratura (topo) e queda de pressão de entrada (fundo) no caso de uma fratura elíptica com fluido newtoniano com viscosidade de 1 cP (esquerda) e 10.000 cP (direita), respectivamente.

[00030] A Figura 19 é um fluxograma de um componente de um método para uma modalidade (solucionador para propagação de ponta de fratura hidráulica na ausência de interfaces).

[00031] A Figura 20 é um fluxograma de um componente de um método para uma modalidade (sub-componente do acima: um solucionador de sólido-líquido acoplado para a fratura hidráulica com a dada posição de ponta de fratura).

[00032] A Figura 21 é um fluxograma de saídas de uma modalidade de um método.

SUMÁRIO

[00033] As modalidades referem-se aqui a um método para a fractura hidráulica de uma formação subterrânea atravessada por um poço de exploração incluindo a caracterização da formação utilizando as propriedades medidas da formação, incluindo as propriedades mecânicas das interfaces geológicas, identificando uma altura formação de fractura em que a identificação compreende calcular um contato de uma superfície de fractura hidráulica com as interfaces geológicas e fraturando a formação em que uma viscosidade de fluido ou uma taxa de fluxo de fluido ou ambos são selecionados usando o cálculo. As modalidades também aqui se referem a um método para a fractura hidráulica em uma formação subterrânea atravessada por um poço de exploração incluindo a medição da formação compreendendo propriedades mecânicas das interfaces geológicas, caracterizando a formação usando as medidas, calculando uma altura de fratura de formação utilizando a caracterização de formação, calculando uma altura de fratura ideal utilizando as medições e comparando a altura de fratura ideal para a altura de fratura de formação.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[00034] Aqui, fornece-se uma abordagem para prever o crescimento de altura de fratura hidráulica em rochas que têm a estrutura laminada. Esse método inclui (i) uma caracterização vertical preliminar das propriedades mecânicas de rocha grandes quantidades, as descontinuidades mecânicas e tensões in-situ, e (ii) a execução do modelo computacional de propagação de fratura hidráulica 3D ou pseudo-3D na dada formação de rocha em camadas e levando em conta a interação com os dados interfaces de mecânica fraca e/ou horizontais permeáveis. Métodos aqui para a caracterização de rocha e simulação de fratura avançada produzir uma previsão mais precisa de um crescimento de altura de fratura, fraturando o vazamento de fluido ao longo das interfaces fracas, formando contatos de fratura em forma de T com interfaces horizontais e mudar da orientação vertical da fratura a uma horizontal. 3 mecanismos que controlam o crescimento de altura são se descritos em mais detalhes a seguir. 1. Mecanismo 1 (convencional): variação de tensão horizontal mínima em função da profundidade chamada "contraste de estresse" 2. Mechanism 2 (convencional): contraste de módulos elásticos entre as camadas litológicas adjacentes e diferentes chamados "contraste de elasticidade" 3. Mecanismo 3 (mais importante, é a novidade desse pedido): interface mecânica fraca entre camadas litológicas semelhantes ou diferentes chamada "interface fraca" a. Sub-mecanismo 3a: interação elástica, critério de cruzamento e interface passada de reiniciação b. Sub-mecanismo 3b: vazamento reforçado do fluido de fratura na interface Caracterização da textura de rocha vertical,

[00035] De modo a fazer a previsão de crescimento de altura fratura precisa, as informações sobre as propriedades de rocha, suas descontinuidades mecânicas e tensões in-situ são necessárias. As informações sobre a rocha compreendem a distribuição detalhada vertical das propriedades mecânicas da massa de rocha, incluindo a variação da força de rocha, em termos de, por exemplo, resistência à tração, resistência à compressão (por exemplo, resistência confinada uniaxial ou UCS) e tenacidade à fratura, que deve fornecer informações sobre a colocação de planos de fraqueza em rocha com propriedades elásticas (por exemplo, módulo de Young e proporção de Poisson). Medição de estresses de rocha deve trazer informações sobre o estresse vertical e o estresse horizontal mínimo nas condições de estresse normais, em que o componente de estresse vertical é o componente de estresse compressivo maior (condições de strike-slip em que o estresse vertical é o componente de estresse compressivo intermediário).

[00036] Existem ferramentas de caracterização de propriedade de rocha disponíveis que podem ser usadas para a medição de propriedade de rocha mecânica. Esses são o Sonic Scanner e logs de imagem (por exemplo, REW: FMI, UBI; OBMI; por exemplo, LWD: MicroScope, geoVISION, EcoScope, PathFinder Density Imager), que pode dar as informações sobre as propriedades elásticas e locais das interfaces pré-existentes. Se perfuração de núcleo estiver disponível, no teste de laboratório pode-se realizar a análise de rocha heterogênea (HRA) em núcleos extraídos dessa massa rochosa, e teste de raspagem, o que fornece informações sobre a distribuição estatística dos planos de fraqueza em uma escala de núcleo e suas propriedades (resistência à tração e compressão, tenacidade à fratura).

[00037] Em resumo, as propriedades de entrada a serem descritas são: - Densidade (isto é, inverso do espaçamento) e a orientação (principalmente horizontal) das interfaces fracas como uma função de profundidade - Propriedades mecânicas e hidráulicas das interfaces fracas (respectivamente, fricção, coesão, resistência à tração e resiliência e permeabilidade e enchimento) - Tensão vertical (Sv) como uma função de profundidade - Estresse horizontal mínimo (Sh) como uma função de profundidade - Elasticidade da rocha em massa (por exemplo, Módulo de Young e Proporção de Poisson) como uma função da profundidade

[00038] A Figura 5 é um desenho esquemático de um crescimento de fratura hidráulica vertical (HF) em uma rocha em camadas subterrâneas. As HF se propagam na vertical (no plano de deslizamento) e lateralmente (em todo o plano de deslizamento) mediante bombeamento de um fluido de fratura (em cinza) do poço. A propagação vertical ocorre para cima e para baixo e define-se pelas coordenadas b1 e b2 respectivamente. O crescimento em altura em ambos os lados é afetado pelas propriedades mecânicas das camadas de rocha onde as pontas de fratura são (por exemplo, resistência à fractura), confinação de tensões de rocha e propriedades hidromecânicas das interfaces entre as camadas adjacentes (por exemplo, coeficiente de atrito, resistência à fractura, condutividade hidráulica). A propagação de HF está associada com o vazamento de um fluido de fratura de HF ao longo das interfaces de hidraulicamente condutoras.

[00039] A Figura 6 fornece uma visão geral detalhada das famílias dos parâmetros de entrada e os nomes de todos os parâmetros na família necessária para o simulador de HF.

[00040] Em seguida, é necessária uma discussão de uma estrutura de trabalho. Existem três principais mecanismos relacionados com a limitação do crescimento de HF em altura: (I) os contrastes das tensões de rocha e resistência entre as camadas de rochas adjacentes ( "mecanismo 1" como introduzido acima), (201), (ii) o vazamento reforçado do fluido de fraturamento nos planos de estratificação, aqui apresentado por o modelo físico ILeak (202) (sub-mecanismo de "mecanismo 3" tal como foi introduzido acima), e (iii) a interação elástica com interfaces que deslizam fracamente coesivas, aqui apresentada pelo modelo físico FracT (203) (sub-mecanismo de " mecanismo 3 ", como introduzido acima).

[00041] A Figura 7 apresenta um exemplo de crescimento sequencial de HF na altura afetada pela interação com interfaces fracamente coesivas e condutoras. O crescimento de HF uniforme está temporariamente preso pelo contato direto das pontas de fratura com as interfaces superiores e inferiores, enquanto isso continuar sua propagação lateralmente. Depois de algum atraso das pontas de HF nas interfaces, HF reiniciar seu crescimento vertical através disso. As etapas a seguir. • Fratura radial: propagação igual em todas as direções • Pontas chegam na Interface • As pontas verticais são temporariamente presas, as pontas horizontais continuam a crescer • A fratura quebra a interface e propaga verticalmente

[00042] A figura 8 demonstra o fluxo de trabalho de projeto de crescimento de altura de HF a um nível elevado. Incluindo a entrada das propriedades de interface e rocha estimada ou medida pré-dadas, por um lado, e a entrada dos parâmetros de controle do cronograma de bombeamento de HF, por outro lado. Alimentam-se o modelo da simulação do crescimento de HF (000), que é explicado a seguir. Os resultados da simulação vão para módulo de comparação para encontrar o desvio da altura de fratura simulada com relação àquele ideal. Dependendo da tolerância do crescimento de altura de fratura obtido na simulação, ajusta-se os parâmetros de bombeamento de fluido para o próximo ciclo da simulação de HF ou envia os parâmetros de bombeamento usados, que produzem a altura de HF ideal na dada rocha.

[00043] Em seguida, discutiu-se a modelagem da propagação de fratura em um meio mergulhado verticalmente heterogêneo. A implicação do modelo de fratura tem de fornecer uma solução para o sistema acoplado das equações para a resposta mecânica da rocha circundante à fratura e o fluxo de fluido viscoso injetado na fratura. Deve ser assumido que a resistência finita da rocha e o fluxo de fluido contínua na fratura resultará na propagação das pontas de fratura (um contorno na geometria 3D) e o fluido injetado dentro da massa de rocha. As equações usadas que descrevem as mecânicas de ambos a resposta sólida e o fluxo de fluido no interior da fratura devem ser, principalmente, em três dimensões, a fim de explicar o crescimento de fratura nas direções horizontal e vertical. O acoplamento de propagação de fratura em ambas as direções com o volume de fluido injetado permitirá avaliar a contenção de altura de fratura em rocha para os volumes industriais do fluido injetado.

[00044] O modelo de fratura deve levar em conta não somente o estresse diferente e as propriedades de rocha em diferentes camadas de rochas, mas também a interação das pontas de fratura com planos de fraqueza, tal como os planos de estratificação e interfaces de laminação. Deve-se supor que a interação mecânica da fratura hidráulica com essas interfaces podem inevitavelmente levar à criação de zonas de permeabilidade hidráulica melhorada ao longo dessas interfaces e fratura significativa do vazamento de fluido. O efeito dos planos de fraqueza e a permeabilidade de interface melhorada devem ser os principais componentes do modelo computacional pretendido da propagação de fratura em formações em camadas.

[00045] Aqui neste documento, desenvolveu-se um modelo analítico extenso da interação de fratura hidráulica, cruzamento e crescimento subsequente através das interfaces horizontais fracas no caso limite da fricção de fluido de baixa viscosidade (regime dominado por tenacidade). O último é justificado desde que a velocidade de propagação de ponta de fratura vertical é reduzida. Avaliou-se as características mecânicas modificadas de uma fratura tal como a pressão líquida, abertura (largura) e extensão de zona deslizamento quando a fratura for defletida por uma interface. A avaliação da condição para o cruzamento da interface dá origem a descobrimento do atraso de tempo da terminação de fractura na interface. O quadro geral do caráter intermitente do crescimento de fratura através de uma série de planos de fraqueza é ainda utilizado na descrição acoplada ao fluido da propagação de fratura na altura em ambos os plano-tensão e geometrias tridimensionais de fratura elípticas.

[00046] A construção do modelo de propagação de fratura eficaz em um meio finamente laminado levo ao modelo de meio anisotrópico com diferente resiliência à fratura nas direções vertical e horizontal. Estima-se que a proporção de aspecto do comprimento e da altura da fratura elíptica em tal meio para as dadas propriedades de fricção e de coesão das interfaces. Os outros mecanismos de contenção fratura causados pelos contrastes de estresse e de propriedade da rocha entre as camadas podem ser aplicados sobre esse modelo para usá-lo em ferramentas modernas de simulação de fratura.

[00047] A Figura 9 explica a estrutura conceitual do simulador de HF (000). Consistindo na entrada (100), explicada em maior detalhe acima, no mecanismo de simulação (200) e na saída (300). O mecanismo de simulação e saída são explicados em mais detalhe abaixo. A Figura 10 representa uma modalidade de um algoritmo do fluxo de trabalho de simulador de HF (200) a partir do início do trabalho de fratura t0 até ao finalT. Cada a etapa de tempo de subsequente o problema de propagação de fratura é resolvido de forma convencional (201), como não existe qualquer interação com as interfaces na rocha. Em seguida, desde que as HF entrem em contato ou cruzem quaisquer as interfaces o módulo de vazamento de fluido de fraturamento ILeak (202) é chamado para atualizar o volume de fluido de HF, taxa de fluxo e variações de pressão de fluido dentro de HF e interfaces infiltradas. Em seguida, se a ponta de HF chegar em qualquer interface, o módulo FracT (203) estará avaliando a captura ou cruzamento de ponta de fratura da interface na dada etapa de tempo. Se a ponta da fratura for presa, a mesma permanecerá sem propagação pela próxima etapa de tempo. Caso contrário, se as HF estiverem atravessando a interface ou não contactadas, as mesmas aumentarão seu comprimento e irão para a próxima etapa de tempo.

[00048] O módulo de ILeak (202) vai ser explicado com mais detalhe a seguir. As informações de entrada incluem a interface, pressão de contato, viscosidade de fluido e etapa de tempo. O módulo opera em cada mudança no tempo para todas as interfaces contatadas ou cruzadas. O módulo não assume nenhuma interação elástica e que há vazamento de fluido de fraturamento nas interfaces. O módulo calcula o incremento de percolação de fluido com a interface para uma mudança no tempo e fornece frente de fluido, volume vazado e taxa de fluxo na interface.

[00049] Considere um cruzamento ortogonal da fratura hidráulica vertical e uma interface horizontal. A interface de espessura finita wint é preenchida por um material permeável. A permeabilidade intrínseca do material de enchimento nas partes de interface intacta é Kt. Suponha-se que um certo segmento da interface, -bs < x < bs, próximo à junção é ativado por deslocamento de cisalhamento como um resultado da interação mecânica com a fratura hidráulica. Isso resulta no dano do material de enchimento dentro desse segmento e uma mudança da sua permeabilidade para KS (Figura 11). A Figura 11 mostra uma interface horizontal atravessada pela fratura hidráulica vertical (topo) e a distribuição esquemática da pressão de fluido percolado ao longo da interface (fundo).

[00050] Em formações apertadas Kt podem ser insignificantemente pequenas. Essa condição (Sj = 0) podem ser usadas depois para simplificar o modelo de vazamento. Pelo contrário, a parte de ativada da interface pode ser substancialmente mais permeável do que a parte intrínseca devida aos grãos esmagados do material de enchimento ou dilatação de cisalhamento. A ativação de deslizamento das interfaces mineralizadas pode ser um mecanismo dominante para o vazamento de fluido de fratura em rochas apertadas de ultrabaixa permeabilidade.

[00051] Supondo-se que o fluxo de fluido de fraturamento ao longo de uma interface permeável seja unidimensional, constante e laminar. Nessas condições, pode se descrever pela seguinte lei de Darcy

em que Q(X) é a taxa 2D da percolação de fluido dentro do material de permeabilidades, μ é a viscozidade do fluido e p(%) é a distribuição de pressão de fluido ao longo da interface (Fig. 11, fundo). Por vezes, é conveniente substituir o produto wints pela condutividade hidráulica da interface c, tipicamente mensurável no laboratório (e uso cs e CÍ notações doravante, respectivamente).

[00052] A taxa total do vazamento de fluido de fraturamento da fratura hidráulica para a interface em particular no ponto de junção QL é dobrado devido à diversão de fluido simétrico em ambos os lados da interface QL = 2(0) (2)

[00053] Devido à simetria da percolação de fluido em ambos os lados da interface, em que se segue, obteve-se a única solução para a direção positiva OX (% > 0). A lei de Darcy (1) estabelece a relação entre a taxa de fluxo local q e queda de pressão de fluido associada dp/dx em todos os pontos de um material permeável infiltrado pelo fluido. Escreveu-se essa lei primeiro para a taxa de fluxo qs e a queda de pressão ps dentro da parte ativada (cisalhada) como

e para a taxa de fluido qi e pressão pi dentro da parte intacta da interface

em que bf é a frente do líquido percolado. Fora da zona do fluido penetrado, assumiu-se a condição de pressão de poros in-situ, isto é, (%) = 0, (%) = pP, X > bf (5)

[00054] A solução deve incluir a posição da frente de fluido percolado bf e o perfil de pressão (%) em cada momento do processo de vazamento.

[00055] A partir da equação de balanço de massa de fluido escrita para o fluido incompressível dentro de uma interface com paredes impermeáveis (exceto no ponto de junção)

em que Φ é a porosidade do material de enchimento ou asperezas de interfaces naturais, q = qs(x) para x < bs e q = qi(x) para x > bs, seque-se que se a largura wint for constante (dwint/dt = 0), a taxa de fluxo q terá valor uniforme ao long da coordenada de interface sendo somente uma função do tempo, isto é, (%, t) = (%, t) = (%, t) = const. (t) (7)

[00056] Levando em conta (7) e condição de contorno (5) em x = bf, a solução de (3) - (4) para a distribuição da pressão de líquido percolado (%) ao longo da interface indica um decaimento linear, mostrado na Figura 12. A Figura 12 fornece um perfil da pressão de fluido ao longo da interface para regimes "in-slip" (topo) e "out-of-slip" (abaixo) de percolação.

[00057] A solução para o perfil da pressão é gravada separadamente por dois regimes de percolação de fluido na interface: A percolação "in-slip", quando o fluido vazado estiver totalmente contido dentro da zona deslizada da interface, isto é, bf < bse percolação "out-of-slip" na zona de interface intata também, isto é, bf > bs. Para o vazamento "in-slip" (Fig. 12, superior), obtém-se o seguinte perfil de pressão linear

em quepc = p (0) é a pressão do fluido em "contato" com uma fratura hidráulica, isto é, x = 0. Para vazamento "out- of-slip" (Fig. 12, inferior), obtém-se o seguinte perfil de linha quebrada

em quepi = p(bs) é a pressão de fluido na ponta da zona de deslizamento. Em (8) - (10) levou-se em conta que

em queu' é a velocidade de fluido no sentido do comprimento (ponto superior representa a diferenciação com relação ao tempo) igual à velocidade de propagação de fluido percolado bf'. Portanto, de (8) - (10) obtém-se as seguintes equações diferenciais ordinárias para a propagação da frente de fluido (t) logo após o contato

para penetração de fluidos "in-slip":

em que a pressão de fluido na ponta de zona de deslizamento p1 = p (bs) é encontrado como

em que KiS = KI/KS e H (x) é a função de etapa de Heaviside (zero para negativo e um para argumentos positivos, respectivamente).

[00058] A solução de (12) - (13) encontra-se em ambos os regimes de penetração de fluido como se segue

em que tc representa o tempo no início do contato fratura- interface, Δpc(t) = pc (t') - pP é a pressão diferencial do fluido na interface. A evolução da pressão diferencial com o tempo, portanto, dita o processo de vazamento na dada interface contactada.

[00059] Considere uma fratura de plano-tensão vertical bombeado por uma taxa de injeção constante e crescente simetricamente para cima e para baixo em uma rocha homogênea. Deixar uma interface permeável ser colocada a uma certa distância y = hc a partir do ponto de injeção y = 0. Uma vez que a altura da fratura chegue em h = hc, o fluido começará a percolar na interface. No momento t = tc, a fratura pode parar ou continuar a crescer com o dado vazamento como mostrado na Figura 13. A Figura 13 mostra uma fratura hidráulica que propaga para cima e para baixo em geometria de tensão plana (corte vertical). Existem três estágios distintos: (esquerda) pré-contato com a fratura crescente sem vazamento, (meio) contato precoce com a fratura não crescente com vazamento e (direita) contato final com a fratura crescente com vazamento.

[00060] Supondo-se que antes de um contato direto com uma interface emt = tc a fratura hidráulica propaga-se sem qualquer interação elástica ou hidráulica. A interface permeável colocada remotamente não é mecanicamente ativada devido à aproximação da fratura e, portanto, isso não muda o estado de tensão ao redor. Antes do contato, o fluido injetado é totalmente contido no interior da fratura, visto que o meio é supostamente impermeável. Logo após o contato com a interface (t = tc), o fluido flui dentro da interface e provoca uma perda do volume de fluido armazenado na fratura hidráulica. A fratura continua a crescer uma vez que a perda de volume de líquido é compensada pelo volume injetado em um momento posterior t = tr > tc. Forneceu-se um exemplo detalhado da mecânica de propagação da fractura afetada pela presença de uma interface hidraulicamente condutora na trajetória de seu crescimento de altura na Figura 14.

[00061] Figura 14. Os volumes de fluido vazado e fratura injetadas (topo), a pressão líquida (meio) e meia-altura de fratura hidráulica (fundo) durante todo o ciclo da injeção de fluido dentro da fratura. A região de tempo esquerda sombreada em azul é o estágio de pré-contato. A região de tempo médio sombreada em laranja é o estágio de contato precoce. A região de tempo direita sombreada em verde é a fase de contato tardio. Logo no início (no estágio de tempo sombreada em azul) a fratura hidráulica propaga sem interação e vazamento. A queda de pressão líquida e crescimento de altura fratura seguem o comportamento esperado. Logo após o contato com um plano permeável (estágio de tempo sombreada em amarelo), o vazamento começa seguindo o comportamento assintótica conhecido. Inicialmente, domina-se sobre a injeção como previsto a partir da equação de vazamento acima e o volume de fluido de fratura t? parcialmente cai. A taxa de vazamento na interface reduz gradualmente com o tempo de percolação. Durante o estágio de contato precoce a taxa vazamento torna-se menor do que a taxa de injeção na fratura. Isso restaura o aumento de volume de fluido no interior da fratura hidráulica que perdeu no momento de contato. Quando as perdas de volume de fluido devido ao vazamento forem totalmente compensadas pela injeção pós-contato na fratura, a pressão líquida crítica será alcançada dentro da fratura novamente e reiniciará seu crescimento vertical (região de tempo sombreada em verde). Em uma fase de contato tarde, o crescimento de fratura ocorre com a continuação do vazamento. A taxa de bombeamento de volume de fratura é, portanto, menor do que era antes do contato, de modo que o decaimento de pressão líquida e a velocidade de crescimento de altura de fratura também são menores. Se o vazamento ocorrer apenas em uma única interface, as taxas de crescimento fratura voltarão aos valores iniciais com o tempo quando o vazamento tornar-se desprezível e poderão ser totalmente negligenciadas em simulações.

[00062] Em seguida, discute-se os métodos, entradas e saídas do módulo FracT (203). As entradas incluem as coordenadas de ponta superiores ou inferiores, perfil de pressão, interfaces e camadas de formação e o índice da interface em um contato em forma de T. O módulo fornece um limite de deslizamento, deslizamento residual e estado de interface intata, em forma de T ou cruzada. O módulo FracT é chamado para cada interface a um contato em forma de T com a ponta de fratura e inclui interação elástica e critério de cruzamento e interface passada de reiniciação.

[00063] Considerando-se o corte transversal vertical de um crescimento de fratura hidráulica em altura (Figura 15, esquerda). Supõe-se que ambas as pontas de fratura simultaneamente chegam em duas interfaces horizontais pré- existentes acima e abaixo. Após o contato, as interfaces deslizam e capturam a propagação de ponta de fratura adicional na direção vertical (Figura 15). A Figura 15 fornece um contato de dois lados de uma fratura crescente vertical e as interfaces horizontais fracas (esquerda), a ativação de interface e a ponta de fractura embotando como resultado do contato com as interfaces (direita)

[00064] No ponto de contato, o problema torna-se a um de contato ortogonal entre uma fratura pressurizada e duas interfaces fracas, mostrado na Figura 15 (direita). Para resolver esse problema, primeiro precisou-se obter as características de fratura modificadas, tais como o volume de fratura, a abertura (largura), as características de embotamento da ponta, a extensão da zona de deslizamento interfacial bs e a queda associada da de pressão líquida dentro da fratura, após o contato. Em seguida, precisou-se avaliar o acúmulo mínimo da pressão líquida necessária atravessar as interfaces. Esse critério de cruzamento de interface pode ser, então, utilizado, por exemplo, em modelos de propagação de fratura 3D rigorosos, em que irá quantificar o atraso de tempo do crescimento de altura de fratura devido aos contatos interfaciais (isto é, do momento de contato de fratura com a interface e a sua captura para o cruzamento subsequente da interface para continuar a propagação).

[00065] O problema de um contato de fratura elasto- friccional pode ser resolvido numericamente de forma rigorosa. Aqui, utilizou-se uma solução analítica aproximada desse problema, descrito em mais detalhe em SPE-173337, "Hydraulic Fracture Height Containment by Weak Horizontal Interfaces", fevereiro de 2015, por Dimitry Chuprakov e Romain Prioul, que é incorporado aqui por referência. O modelo analítico facilita as percepções paramétricas para o problema de contato de fratura. Focou-se nas seguintes características do contato de interface de fratura: (I) a extensão da ativação de interface em cisalhamento bs, (Ii) a abertura de fratura hidráulica associada WT (largura) na junção com a interface e (iii) o volume de fratura pós-contato V no corte transversal vertical. Essas características encontram-se como sendo as funções da pressão líquida de fratura p , o estresse de cisalhamento crítico na parte de deslizamento da interface horizontal

a resiliência à fratura de interface e a meia-altura da

e a meia-altura da fratura vertical pressurizada L. Para facilitar a formulação do problema em forma adimensional, introduziu-se o comprimento relativo da ativação de interface

a abertura de fratura modificada no contato

e o volume de fratura modificado

em que

é o módulo de Young de plano-estresse e que pode-se expressar como

em que Vo = pl2 é o volume de fratura modificado e

é a abertura de fratura modificada máxima no meio da fratura antes do contato. Os dois parâmetros adimensionais são a pressão líquida relativa

e a tenacidade de interface adimensional

em que

coeficiente de fricção

Pint é a tensão vertical eficaz na interface com a pressão de fluido intersticial pint. Inicialmente, pint é igual à pressão de poros; após penetração de fluido de fraturamento na interface, que representa a pressão do fluido penetrado.

[00066] A magnitude da pressão líquida relativa n define a magnitude dessas características. O tamanho da ativação de interface aumenta monotonicamente com n. É pequeno quando a pressão líquida p' é a pequena ou estresse friccionai Tm é grande. Na maioria dos casos práticos, quando a pressão líquida for pequena em relação à tensão friccionai (n = p'/Zm << 1), a zona ativada obedece à seguinte assíntota

[00067] No limite oposto das pressões líquidas relativamente elevadas (n » 1), chegou-se à seguinte assintota linear

[00068] Uma tendência semelhante é observada para a abertura de fratura (largura) Q~T = Qr/Qm na junção. A fratura tende a fechar-se em contato com a interface, se n - KHC << 1, seguindo a assíntota

[00069] No limite oposto (n » 1), a abertura na junção é da mesma ordem de grandeza que a abertura máxima, Om. Muda-se de forma logarítmica com n, como se segue

[00070] No caso de fratura de contato simultâneo com duas interfaces fracas, o perfil da abertura de fratura aumenta como uma função de n como mostrado na Figura 16 (esquerda) . A Figura 16 fornece perfis da abertura de fratura vertical no contato com duas interfaces sem coesão (cinza) para a pressão líquida relativa n igual a 0,1 (preto), 1 (azul), e 10 (vermelho) (à esquerda), ea pressão líquida relativa n na fratura anterior (linha a tracejada) e após (linhas cheias) ao contato com as interfaces em relação ao volume de fratura normalizada v/(xmL2) para o caso de contato de fratura de dois lados (direita). As linhas pretas representam a resistência à fratura normalizada ao longo das interfaces Knc = 0 e linhas vermelhas são para Knc = 0. 1. As setas azuis denotam queda de pressão associada ao interior da fratura no momento de contato com as interfaces.

[00071] Quanto maior a pressão líquida relativa n, mais ampla a fratura abre ao longo de toda a seção transversal vertical, como esperado. O efeito de interfaces na abertura de fratura elástica se assemelha a uma mudança repentina do cumprimento elástico da rocha. De fato, os planos de fraqueza representam dois planos compatíveis em uma rocha dura. Quando a fratura estabelecer contato com os mesmos, é óbvio que a resposta elástica da fratura deve tornar-se mais aderente. Esse efeito de alargamento de fratura repentino no momento de contato com interfaces fracas pode resultar numa queda repentina da pressão de fratura. O aumento rápido do volume de fratura deve conduzir a uma diminuição rápida associada na pressão de fluido. Foram realizadas investigações adicionais da queda de pressão líquida no momento do contato de fratura com duas interfaces fracas. A Figura 16 (direita) mostra a magnitude da queda de pressão líquida relativa para o dado volume de fluido injetado no interior da fratura imediatamente antes do contato com as interfaces. Quando a pressão líquida relativa for pequena (n < 1), a queda de pressão será pequena e não detectável. Para pressões líquidas relativamente grandes (n > 1), a pressão dentro da fratura diminui notavelmente. Aqui, o perfil de abertura de fratura é encontrado como uma parte da solução do problema. Problema de Reinicialização de Fratura: Cruzamento das Interfaces.

[00072] A interface de ativação gera um campo de estresse de tração localizados no lado oposto da interface (Figura 17). Altos estresses de tensão são concentrados perto do ponto de junção e podem ultrapassar a resistência à tensão da formação. Na região mais perturbada pelo estresse, o componente de estresse de tensão máxima principal é paralelo à interface. As tensões induzidas pelo contato favorecem a iniciação de um novo tipo de quebra de tensão na rocha intacta em uma direção normal à interface (consulte as setas na Figura 17). Um problema semelhante foi resolvido analiticamente assumindo a abertura uniforme da fratura. A Figura 17 inclui o componente de estresse de tensão máxima gerado no lado oposto da interface sem coesão (esquerda) e com coesão Knc = 1 (direita). As linhas sólidas brancas vertical e horizontal retratam a fratura e interface, respectivamente. As setas brancas apontam direções locais da tensão de compressão principal máxima (perpendicular ao estresse de tensão principal máxima). As escalas de coordenadas são todas normalizadas na extensão da zona de deslizamento bs

[00073] Para iniciar uma nova rachadura e atravessar a interface, a energia de tensão elástica suficiente também deve ser acumulada na rocha. A tensão crítica e a liberação de energia elástica crítica são ambas necessárias para a iniciação da rachadura em sólidos. Para utilizar esse critério de tensão e energia mista para o reinício de fratura, derivou- se e avaliou-se o fator de intensidade de tensão iniciação Kini dentro da zona de tensão crítica como uma função dos parâmetros de problema. Em seguida, apresentamos a seguinte função de cruzamento, Cr, como a razão do fator de intensidade de tensão iniciação Xini e a resiliência à fratura da rocha por trás da interface K(), em que a fissura deve ser iniciada:

em que a =

é a tensão mínima horizontal relativa Gh na camada de trás da interface. A função de cruzamento Cr é maior do que 1, se o critério de cruzamento for satisfeito, caso contrário, a fratura será capturada na interface. O contraste da tenacidade à fratura em ambos laos da

desempenha u.im el mportante c.'oImo esperado. O crescimento de fratura em uma formação mais fraca é menos resistente em oposição ao crescimento em uma rocha mais forte. Considerando-se ainda um caso particular de tenacidade de rochas idênticos em ambos os lados da interface

Para compreender o possível atraso do crescimento de ponta de fratura na interface, investigou-se a dependência da função de cruzamento modificada Cr = Cr" sobre os parâmetros adimensionais do problema:

[00074] Considerando-se o instante inicial do contato com a interface. Verifica-se que para todos os valores dos parâmetros sem dimensão do problema, a função de cruzamento é inicialmente menor que 1. Isso significa que a interface não pode ser atravessada imediatamente como um processo de propagação de fratura contínua. A ponta de fratura é presa pela interface até que a pressão líquida acumula-se suficiente para elevar o valor da função de cruzamento para 1. Pode-se entender isso de uma perspectiva de energia de fratura mecânica. A ponta de fratura não-interativa exige energia de fluido injetado adicional para crescer. Uma vez que o contato com a interface é estabelecido, uma parte da energia de fratura é consumida na energia necessária para o deslizamento de interface. Portanto, a travessia da interface exige mais energia do que é necessário no caso não-interação. Isso explica a parada repentina da ponta de fratura em uma interface fraca.

[00075] Os resultados acima relativos ao cruzamento de interface referem-se ao problema de conato de fratura hidráulica de dois lados. Nos exemplos considerados, a meia altura de fratura L é, portanto, assumida fixada após o contato. No caso geral, a fratura pode interagir com apenas uma interface, enquanto a outra ponta de fratura vertical continua a crescer. Esse caso geral foi resolvido usando uma técnica similar e mostra que a contenção nas interfaces irá seguir as mesmas tendências no comportamento de pressão líquida.

[00076] Propagação de Fratura Intermitente Através de Interfaces (modelo LamiFrac)

[00077] Em seguida, explora-se o impacto do mecanismo anterior na propagação de fratura hidráulica planar 3D a partir de um poço horizontal com a formação de camadas múltiplas com interfaces fracas horizontais em ambos os lados do poço (considerando-se um caso simétrico para simplicidade, embora a metodologia seja geral). Dentro de cada camada, as tensões, as propriedades elásticas e de resistência de rocha não mudam, mas estão permitidas variar entre as camadas. A propagação de fratura começa a partir de uma pequena fratura circular. Por favor, referir-se de novo à Figura 1, que ilustra a geometria das camadas e as interfaces e a fratura hidráulica.

[00078] Inicialmente a fratura hidráulica propaga-se igualmente nas direções verticais superiores, verticais inferiores e horizontais (isto é, como uma fratura radial no início). Em seguida, seguindo o contato com as interfaces, a propagação nas direções horizontal e vertical torna-se diferente. Por questão de demonstração, aqui usou-se uma solução aproximada do problema de fratura 3D com base na solução para uma trinca elíptica. A geometria de fratura mantém uma forma elíptica dado o crescimento desigual das três direções (duas verticais e uma horizontal). O algoritmo de modelagem consiste em três componentes computacionais. O primeiro calcula a resposta de fratura elástica à pressão do fluido injetado e estresse in-situ. O mesmo responsável pela interação de fratura com as interfaces, tal como apresentado acima. O segundo componente resolve o crescimento de ponta de fratura simultânea em todas as três direções. O terceiro componente encontra a pressão de fluido dentro da fratura e todas as interfaces contactadas, dadas as condições para a taxa de fluido de injeção, o vazamento ao longo das interfaces de condutores e a fricção de fluido viscoso dentro da fratura. Esse último obedece à lei de lubrificação conhecidos para fluidos newtonianos.

[00079] Nas simulações, prescreveu-se primeiro os parâmetros de rocha e injeção de fluido no furo de poço. Em seguida, calculou-se a evolução da geometria de propagação de fratura para as condições prescritas, o que nos permite investigar o impacto das interfaces horizontais pré-existentes na contenção de fratura.

[00080] A imagem qualitativa da propagação de fratura é semelhante em todas as simulações e pode ser descrito como se segue. Uma vez que as extremidades verticais alcançam as interfaces superiores e inferiores, sua propagação pára durante algum tempo. A fratura ainda continua a propagar na direção horizontal. Nessa fase, a pressão do líquido na fratura acumula-se (de modo semelhante, como se observaria em uma fratura de tipo PKN). Uma vez que a pressão líquida aumentou um valor crítico, a fratura tem energia suficiente para quebrar as interfaces. Após o cruzamento das interfaces, a fratura imediatamente entra em contato com as próximas interfaces. Como a fratura salta verticalmente a partir de uma interface para a outra, a pressão líquida diminui. Como resultado, o crescimento de fratura cessa temporariamente em todas as direções. De acordo com aumento de pressão adicional, a fratura continua a crescer na direção horizontal de novo ao mesmo tempo que ainda está presa na direção vertical e esse crescimento conduz a um acumulo de pressão adicional. O cruzamento das interfaces e o próximo ciclo de queda de pressão se repete. Essa propagação de fratura intermitente continua enquanto a fratura interagir com as interfaces horizontais.

[00081] A Figura 18 ilustra os mecânicos descritos da propagação de ponta de fratura e as oscilações de pressão. Mostrando-se os resultados de duas simulações com pequena e grande viscosidade de fluido injetado (1 cP e 10.000 cP, respectivamente). O espaçamento entre as interfaces é de 0,1 m. Para simplificar, as propriedades de rocha e de interface dentro de cada camada são idênticas nessas execuções. Essas simulações mostram (Fig. 18, topo) que o crescimento vertical da fratura hidráulica é inibido devido à presença de interfaces fracas.

[00082] Como resultado, a fratura cresce, preferencialmente, na direção horizontal. O aumento da viscosidade no fluido injetado na fratura favorece o cruzamento da interface, o qual é bem conhecido. Isso explica por que o efeito de contenção é menos proeminente com maior viscosidade de fluido (Figura 18, direita superior) A Figura 18 mostra a propagação de ponta de fratura (topo) e queda de pressão de entrada (fundo) no caso de uma fratura elíptica com fluido newtoniano com viscosidade de 1 cP (esquerda) e 10.000 cP (direita), respectivamente. A taxa constante de injeção de fluido na fratura é de 0,001 m2/s. O raio de fratura inicial é de 1 cm. O espaçamento espacial entre as interfaces horizontais é de 0,1 m. As interfaces são sem coesão com o coeficiente de fricção de 0,6 e pressão de poro de 12 MPa. O estresse vertical in-situ é de 20 MPa, o estresse horizontal mínimo in-situ é de 15 MPa. A tenacidade à fratura da rocha é Kic=1 MPa*m1/2, resistência à tração de 5 MPa, £’=10 GPa.

[00083] No caso limite de uma estrutura finamente laminada, as oscilações de pressão e saltos de ponta tornam-se muito pequenos. O crescimento de fratura, então, representa um processo contínuo. A descrição da propagação de fratura nessas rochas pode ser similar aquela de uma rocha homogênea, com a única diferença de que a resistência à fratura na direção vertical entre as interfaces tem um maior valor "efetivo". Os envelopes das curvas de pressão para uma estrutura finamente laminada "eficaz" com interfaces fracas e uma rocha homogênea contínua sem interfaces são plotados na Fig. 18 (curvas em vermelho e verde, respectivamente). Essas curvas de pressão clarificam a diferença entre o efeito da resiliência de fratura entre a formação multilaminada/multicamadas e a uma sem interfaces.

[00084] Usando o modelo acima, obtém-se a resistência de fratura "eficaz" para as formações laminadas. O critério de propagação de fratura constante requer que o fator de intensidade de tensão Ki na ponta se iguala à resiliência à fratura da rocha Kic: Ki = KIC (23)

[00085] Em uma formação de laminados, o crescimento constante em altura significa que a ponta vertical constantemente cruze as interfaces infinitamente próximas, de modo que Cr = 1 (Eq. 22). Reescrever essa equação em termos do fator de intensidade de tensão na ponta vertical, tem-se

em que = ‘

a resiliência à fractura "eficaz". É sempre maior do que Kic e depende das propriedades mecânicas das interfaces, tal como a coesão, o coeficiente de atrito e condutividade hidráulica. Esse resultado está de acordo com as medições laboratoriais de resistência em camada e através da camada nos modelos anteriores.

[00086] A Figura 19 constrói um fluxo de trabalho para a resolução de propagação de HF convencional (201), tal como se não existe qualquer interação com as interfaces de rocha (mas inclui o mecanismo 1 de contraste de estresse e resistência). O solucionador de HF de sólido-fluido acoplado (211) é chamado para cada incremento adivinhado da ponta de fratura para saída a solução para o fator de intensidade de tensão (SIF) KI na ponta de HF. O SIF é então comparado com a resistência à fratura da presente camada de rocha KIC para descobrir se a ponta de fratura é estável ou não. O ciclo é reiniciado cada vez menos que o incremento atual da ponta de HF é estável e produz a solução encontrada.

[00087] A Figura 20 constrói um fluxo de trabalho para o sub-componente (211) do solucionador de propagação de HF (201) acima. Representando um solucionador de HF de sólida-fluido acoplado para a colocação dada das pontas de HF. Leva a solução para HF na etapa de tempo anterior (2111), descobre-se que a solução acoplada da elasticidade (2112) e fluxo de fluido (2113) no próximo intervalo de tempo novo e novas pontas de fratura e emiti-los (2114). A solução acoplada para a elasticidade (2112) e fluxo de fluido (2113) exige iterações adicionais (seta horizontal entre 2112 e 2113).

[00088] A Figura 21 mostra a saída de sub-módulos do fluxo de trabalho principal (300 de Fig.9). Sendo geométrico (301), por exemplo, altura e comprimento HF, informativo sobre as interfaces afetadas rocha (302), por exemplo, coordenadas das interfaces cruzados e deslizamentos gerados em cada uma destas e mecânica (303), por exemplo, a pressão de fluido e a abertura de fratura.

Claims

1. Método para a fratura hidráulica de uma formação subterrânea atravessada por um poço de exploração, caracterizado pelo fato de caracterizar a que compreende: formação subterrânea usando as propriedades medidas da formação subterrânea, em que as propriedades medidas da formação subterrânea incluem as propriedades mecânicas das interface s geológicas, e em que a caracterização da formação subterrânea compreende a caracterização de uma interface mecânica fraca entre camadas litológicas adjacentes; identificar uma altura de fratura de formação, em que a identificação compreende calcular iterativamente um crescimento de altura de fratura respectivo usando a caracterização da formação subterrânea para cada etapa de tempo de uma pluralidade de etapas de tempo para determinar se uma ponta de formação de fratura cruza a interface mecânica fraca em uma respectiva etapa de tempo da pluralidade de etapas de tempo, e em que o cálculo iterativo compreende a identificação das respectivas propriedades de fluido de fratura que fazem com que a ponta de formação de fratura cruze a interface mecânica fraca na etapa de tempo respectiva da pluralidade de etapas de tempo; e fraturar a formação subterrânea em que uma viscosidade de fluido ou uma taxa de fluxo de fluido ou ambas são selecionadas usando o crescimento de altura de fratura calculado.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a interface mecânica fraca compreende interação elástica, critério de cruzamento e interface passada de reiniciação.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a interface mecânica fraca compreende vazamento melhorado do fluido de fratura na interface mecânica fraca.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a identificação compreende uma variação de tensão mínima horizontal como uma função da profundidade.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a identificação compreende um contraste de módulos elásticos entre camadas adjacentes e litológicas diferentes.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a caracterização usa limites verticais de uma camada de rocha, uma coordenada vertical, direções de tensão, magnitudes de tensão, elasticidade, resistência à fratura, resistência à tração, coeficiente de atrito, condutividade hidráulica, ou uma combinação destes.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a caracterização adicionalmente compreende usar os parâmetros operacionais hidráulicos.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que os parâmetros operacionais hidráulicos compreendem a viscosidade de fluido ou a taxa de injeção ou ambos.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a identificação compreende as características de crescimento de fratura.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a identificação compreende as características de ponta de fratura da ponta de formação de fratura.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a identificação compreende o volume de vazamento na formação ou variação de pressão ou ambos.

12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a identificação compreende uma solução de propagação de fratura.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a identificação compreende definir uma altura de fratura ideal.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a identificação compreende comparar a altura de fratura de formação identificada com a altura de fratura ideal.

15. Método para a fratura hidráulica de uma formação subterrânea atravessada por um poço de exploração, caracterizado pelo fato de que compreende: medir as propriedades mecânicas das interfaces geológicas da formação subterrânea; caracterizar a formação subterrânea usando as medidas, em que a caracterização da formação subterrânea compreende a caracterização de uma interface mecânica fraca entre camadas litológicas adjacentes; calcular uma altura de fratura de formação com base pelo menos em parte em um crescimento de altura de fratura respectivo iterativamente calculado usando a caracterização da formação subterrânea para cada etapa de tempo de uma pluralidade de etapas de tempo para determinar se uma ponta de formação de fratura cruza a interface mecânica fraca em uma respectiva etapa de tempo da pluralidade de etapas de tempo, em que o crescimento de altura de fratura respectivo é iterativamente calculado pela identificação das respectivas propriedades de fluido de fratura que fazem com que a ponta de formação de fratura cruze a interface mecânica fraca na etapa de tempo respectiva da pluralidade de etapas de tempo; calcular uma altura de fratura ideal utilizando as medições; e comparar a altura de fratura ideal com a altura de fratura de formação.

16. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o cálculo da altura de fratura de formação compreende o uso do volume de vazamento nas descontinuidades geológicas permeáveis pré-existentes.

17. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que a interface mecânica fraca compreende interação elástica, critério de cruzamento e interface passada de reiniciação.

18. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que a interface mecânica fraca compreende vazamento melhorado de um fluido de fratura na interface mecânica fraca.