CN104695916B - 执行井下增产作业的系统和方法 - Google Patents

Abstract

提供一种在具有地下地层的井场执行增产作业的系统和方法，该地下地层中具有储层。该方法包括根据多个测井生成多个质量指标，并且结合多个质量指标以形成复合质量指标。然后可采用转向标准合并多个应力块。复合质量指标可与合并的应力块结合以形成结合的应力和复合质量指标，结合的应力和复合质量指标包括多个之间具有边界的块。该方法进一步包括基于转向器辅助阶段分类沿着结合的应力和复合质量指标限定出多个阶段；以及在选取的阶段中基于其上的转向器辅助阶段分类选择性地定位射孔。

Description

执行井下增产作业的系统和方法

技术领域

本公开涉及执行油田作业的技术。更特别地，本公开涉及执行增产作业的技术，例如射孔、注入和/或压裂在其中具有至少一个储层的地下岩层。在该部分中的描述仅仅提供与本公开相关的背景信息并且不构成现有技术。

背景技术

执行油田作业以定位和收集有价值的井下流体，例如烃。油田操作可以包括，例如，勘测、钻孔、井下评价、完井、开采、增产和油田分析。勘测可以包括地震测量，例如，地震车用于发送和接收井下信号。钻井可包括将井下工具送入到地层中以形成井眼。井下评价可包括将井下工具布置到井眼中进行井下测量和/或取回井下采样。完井可以包括准备固井和套管用于开采。开采可以包括将开采油管设置到井眼中以将流体从储层输送到地面。增产可以包括，例如，射孔、压裂、注入和/或其它增产作业以促进从储层开采流体。

油田分析例如可以包括关于井场和各种作业的评价信息，和/或执行井计划作业。这种信息例如可以是，由岩石物理学家采集和/或分析的岩石物理信息；由地质学家采集和/或分析的地质信息；或由地球物理学家采集和/或分析的地球物理信息。岩石物理、地质和地球物理信息可以通过彼此之间断开的数据流分别分析。操作者可以利用多功能软件和工具手动移动和分析数据。井计划可被用于基于采集的井场信息设计油田作业。

发明内容

本概述目的是介绍可供选取的构思，其在下面的详细说明中进一步描述。本概述既不用于确定要求保护的主题的关键或基本特征，也不用于帮助限制要求保护的主题的范围。

这里公开的技术涉及包括分阶段设计的增产作业。在本公开的典型实施例中，该方法可以包括根据多个测井记录生成多个质量指标，并且将所述多个质量指标结合以形成复合质量指标。复合质量指标可以与应力测井记录结合以形成组合应力和复合质量指标，组合应力和复合质量指标包括多个在其之间具有分界线的块。该方法可以进一步包括确定所述多个块的分类；基于该分类沿着组合应力和复合质量指标限定各个阶段；并且基于其上的分类在选取的阶段中选择性地设置射孔。

附图说明

用于执行井下增产作业的方法和系统的实施例参照以下的附图进行描述。为了前后一致，相同的附图标记用于表示相同的部件。为了清楚起见，在每个附图中并没有标记每个组件。

图1.1-1.4示出井场中的不同油田作业的示意图；

图2.1-2.4为通过图1.1-1.4的作业收集的数据的示意图。

图3.1示出不同井下增产作业的井场的示意图。

图3.2-3.4为图3.1的井场的不同裂缝的示意图。

图4.1为描绘出井下增产作业的示意流程图。

图4.2和4.3为描绘出井下增产作业的部分的示意图。

图5.1和图5.2分别为示出对致密气砂岩地层的增产作业进行分阶段的方法的示意图和流程图。

图6为描绘出一组结合用于形成加权复合测井的测井记录的示意图。

图7为描绘出根据第一和第二测井记录形成的储层质量指标的示意图。

图8为描绘出根据完井和储层质量指标形成的复合质量指标的示意图。

图9为描绘出基于应力分布图和复合质量指标的分阶段设计的示意图。

图10为描绘出用于提高复合质量指标同质性的阶段边界调整的示意图。

图11为描绘出基于复合质量指标的阶段分割的示意图。

图12为描绘出基于质量指标的射孔分布的示意图。

图13为示出对用于页岩储层的增产作业进行分阶段的方法的流程图。

图14为示出执行井下增产作业的方法的流程图。

图15.1和图15.2分别为示出对具有转向器的致密气砂岩地层的增产作业进行分阶段的方法的示意图和流程图。

图16-19为示出在垂直井中对页岩储层的增产作业进行分阶段的方法的示意图。

图20为示出沿侧面的连续应力(作为裂缝初始压力P_ini)的示意图，其基于能够采用转向器克服的初始压力差被用于机械隔离装置的优选位置的确定。

图21是井眼和其相应的应力测井记录，其中，射孔位于应力测井记录的局部最小值和局部最大值处。

图22是增产的井眼和其相应的应力测井记录，其中，诱发的裂缝在较低应力区域中扩散并且岩石中的应力改变已经产生应力释放裂缝。

图23是增产井眼和其相应的应力测井记录，其中，诱发裂缝被转向并且高应力区域中的射孔被增产以形成复合裂缝。

具体实施方式

以下说明包括典型系统、设备、方法和指示序列，其体现出本主题的技术。然而，应该理解的是所描述的实施例没有这些具体细节也可以实施。

本公开涉及在井场执行的增产作业的设计、实施和反馈。增产作业可以采用储层中心、集成方法执行。这些增产作业可以包括集成增产设计(其基于多学科信息(例如，岩石学者、地质学者、地质力学者、地球物理学者和储层工程师所使用的))、多井应用、和/或多阶段油田作业(例如，完井、增产和开采)。一些应用可以被定制成非传统井场应用(例如，致密气、页岩、碳酸盐、煤等等)、复杂的井场应用(例如多井)、和各种裂缝模型(例如，用于沙岩储层的传统平面双翼裂缝模型或用于天然裂缝低渗透率储层的复杂网状裂缝模型)等等。这里使用的非传统储层涉及例如致密气、砂石、页岩、碳酸盐、煤等等的储层，其中，地层不均匀或者被天然裂缝分割(所有其它储层被认为是传统的)。

增产作业也可以采用最优化执行，对于特殊类型储层(例如，致密气、页岩、碳酸盐、煤等等)进行定制、集成评价标准(例如，储层和完井标准)、以及集成来自多源的数据。增产作业可以采用传统技术手动执行以单独分析数据流，其具有被断开的单独分析和/或包括人类操作者使用多个软件和工具手动移动数据并且集成数据。这些增产作业也可以是集成的，例如以自动或半自动方式使多学科数据最大化而简化。

油田作业

图1.1-1.4描述可在井场执行的不同油田作业，并且图2.1-2.4描述可在井场采集的不同的信息。图1.1-1.4描述典型的具有地下地层102的油田或井场100的简化示意图(所述地下地层102中包括例如储层104)，并且描绘了在井场100上执行的各种油田作业。图1.1描述由测量工具，例如地震车106.1执行的测量作业，用以测定地下地层的特性。测量作业可以是用于生成声振动的地震测量作业。在图1.1中，由源110生成的一种这样的声振动112远离地层116中的多个地平线114反射。声振动112可以通过位于地球表面上的传感器、例如地震检波器-接收器118接收，并且地震检波器118生成电输出信号，在图1.1中被标记为接收的数据120。

响应于代表声振动112的不同参数(例如振幅和/或频率)的接收的声振动112，地震检波器118可以生成包括与地下地层相关的数据的电输出信号。接收的数据120可以作为给地震车106.1的计算机122.1的输入数据而提供，并且响应于输入数据，计算机122.1可以生成地震和微震数据输出124。地震数据输出124可以按所需被存储、传输或(例如通过数据整理)进一步处理。

图1.2描述一种钻井作业，其由通过钻机128悬挂的钻井工具106.2执行并且推进地下地层102以形成井眼136或其它通道。泥浆池130可被用于通过流动管线132将钻井泥浆抽入钻井工具中，以便通过钻井工具将钻井泥浆向上循环到井眼136并且返回地面。钻井泥浆可以被过滤并且返回泥浆池。循环系统可被用于储存、控制或过滤流动的钻井泥浆。在该例子中，钻井工具被推进地下地层中以达到储层104。每个井可以对准一个或多个储层。钻井工具可以适用于采用随钻测井工具测定井下特性。随钻测井工具也可被适用于提取如图所示的岩心样本133，或者被移除以使得可以采用另一工具提取岩心样本。

地面单元134可被用于与钻井工具和/或异地作业通讯。地面单元可以与钻井工具通讯以将指令发送给钻井工具，并且从钻井工具那里接收数据。地面单元可设置有计算机设备用于接收、存储、处理和/或分析来自作业的数据。地面单元可以收集在钻井作业期间生成的数据并且生成可被存储或被传输的数据输出135。计算机设备，例如地面单元的那些计算机设备，可被定位在井场周围的不同位置处和/或远程位置处。

传感器(S)，例如测量仪，可以围绕油田定位以收集涉及如上所述的不同作业的数据。如图所示，传感器(S)可以在钻井工具和/或钻机中的一个或多个位置中定位以测定钻井参数，例如钻压、钻头上的扭矩、压力、温度、流率、成分、旋转速度和/或作业的其它参数。传感器(S)也可以被设置在循环系统中的一个或多个位置中。

由传感器采集的数据可以通过地面单元和/或其它数据收集源收集，以用于分析或其它处理。由传感器收集的数据可被单独使用或者结合其它数据使用。数据可被收集在一个或多个数据库中和/或现场或异地传输。数据的所有或可选部分可以选择性地用于分析和/或预测当前作业和/或其它井眼的作业。数据可以是历史数据、实时数据或它们的组合。实时数据可实时使用，或被存储以用于以后使用。数据也可以结合历史数据或其它输入以进一步分析。数据可被存储在分开的数据库中，或结合到单个数据库中。

所收集的数据可被用于执行分析，例如建模作业。例如，地震数据输出可被用于执行地质学、地球物理学和/或储层工程分析。储层、井眼、地面和/或处理过的数据可被用于执行储层、井眼、地质学和地球物理学或其它模拟。来自作业的数据输出可以直接从传感器生成，或在一些预处理或建模后生成。这些数据输出可以作为进一步分析的输入。

数据可被收集或存储在地面单元134中。一个或多个地面单元可以位于井场中，或远程连接到井场。地面单元可以是单个单元或多个单元的复杂网络以执行整个油田的必要的数据管理功能。地面单元可以是手动或自动系统。地面单元134可以由使用者操作和/或调整。

地面单元可设置有收发器137，以允许地面单元和现场油田的不同部分或其它位置之间进行通讯。地面单元134也可以设置有或功能性地连接到一个或多个控制器，以用于启动井场100上的机构。地面单元134接着可以将指令信号发送给响应于接收的数据的油田。地面单元134可以通过收发器接收指令或其自身可以执行给控制器的命令。可以提供处理机用于分析数据(本地的或远程的)，做出决定和/或启动控制器。以这种方式，作业可以基于收集的数据可选择地调整。作业的部分，例如控制钻井、钻压、泵的速率或其它参数可以基于信息而优化。这些调整可以基于计算机协议自动做出，和/或通过操作者手动做出。在一些情况下，井计划可被调整以选择最优化的作业条件，或避免发生问题。

图1.3描述通过电缆工具106.3执行的电缆作业，电缆工具106.3通过钻机128悬挂并进入图1.2的井眼136中。电缆工具106.3可适用于设置到井眼136中以生成钻井记录、执行井下测试和/或收集样本。电缆工具106.3可被用于提供其他执行地震测量作业的方法和设备。图1.3的电缆工具106.3例如可以具有易爆的、放射性的、电的或声的能量源144，所述能量源144能发送和/或接收电信号至周围地下地层102及周围地下地层102中的流体。

电缆工具106.3例如可被操作连接至图1.1的地震车106.1的地震检波器118和计算机122.1。电缆工具106.3也可以提供数据给地面单元134。地面单元134可以收集在电缆作业期间生成的数据并且生成可被存储和传输的数据输出135。电缆工具106.3可被设置在井眼中的不同深度以提供与地下地层相关的测量或其它信息。

传感器(S)、例如测量仪可以定位在井场100周围以收集涉及先前所述的不同作业的数据。如图所示，传感器(S)定位在电缆工具106.3中以测量井下参数(涉及例如孔隙度、渗透率、流体组成)和/或作业的其它参数。

图1.4描述通过开采工具106.4执行的开采作业，所述开采工具106.4从开采单元或采油树129展开并且进入图1.3的已完井的井眼136，以用于将流体从井下储层吸入地面设备142中。流体从储层104流过套管(未示出)中的射孔并且流入井眼136中的开采工具106.4并且通过采集网络146流至地面设备142。

传感器(S)、例如测量仪可以围绕油田定位以收集涉及先前所述的不同作业的数据。如图所示，传感器(S)可以定位在开采工具06.4或相关设备(例如采油树129、采集网络、地面设备和/或开采设备)中，以测量流体参数(诸如流体组成、流率、压力、温度)和/或开采作业的其它参数。

当仅示出简化的井场配置时，应当意识到油田或井场100可以覆盖拥有一个或多个井场的砂石、海和/或水场所的一部分。开采例如也可以包括用于附加的采收或者用于烃、二氧化碳或水的存储的注入井(未示出)。一个或多个采集设备可被操作地连接到井场中的一个或多个，以用于可选择地从井场收集井下流体。

应当意识到图1.2-1.4描述的工具不仅可被用于测量油田的特性，也可被用于测量非油田作业(例如矿井、蓄水层、存储和其它地下设备)的特性。此外，尽管描绘了特定的数据采集工具，然而应当意识到也可以使用能够感测参数的各种测量工具(例如，电缆、随钻测量(MWD)、随钻测井(LWD)、岩心样本等等)，所述参数例如可使用地下地层和/或其地质地层的地震双向传播时间、密度、电阻率、开采率等等。不同的传感器(S)可沿井眼和/或监控工具的不同位置定位以收集和/或监控所需数据。数据的其它来源也可由异地位置提供。

图1.1-1.4的油田配置描绘出井场100和可采用这里提供的技术的不同作业的示例。油田的部分或全部可以在地上、水上和/或海上。此外，尽管描绘出在单个位置上测量单个油田，然而储层工程可以用于一个或多个油田、一个或多个处理设备、和一个或多个井场的任何组合。

图2.1-2.4是分别通过图1.1-1.4的工具收集的数据的示例的图形描述。图2.1描述通过地震车106.1获得的图1.1的地下地层的地震道202。地震道可被用于提供数据，例如在一段时间上的双向响应。图2.2描述通过钻井工具106.2获得的岩心样本。岩心样本可被用于提供数据，例如岩心长度上的岩心样本的密度、孔隙度、渗透率或其它物理特性的曲线图。密度和粘度测试可以在变化的压力和温度下在岩心中的流体上进行。图2.3描述通过电缆工具106.3获得的图1.3的地下地层的测井记录204。电缆测井记录可以提供在不同深度下的地层的电阻率或其它测量值。图2.4描述出在地面设备142处测量的流动通过图1.4的地下地层的流体的开采递减曲线或曲线图206。开采递减曲线可以提供开采率Q随时间t的变化情况。

图2.1、2.3和2.4各自的图描绘出了静态测量的例子，其可以描述或提供关于地层和储层中所包括的物理特性的信息。这些测量可以被分析以确定地层的特性、确定测量的准确性和/或检查错误。相应的测量中的每个的曲线可以调整并且缩放，以用于特性的比较和检验。

图2.4描绘出通过井眼的流体特性的动态测量的例子。当流体流过井眼时，开始测量流体特性，例如流率、压力、组成等等。如下所述，静态和动态测量可被分析和用于生成地下地层的模型以决定其特性。类似的测量也可被用于测量随时间过去而改变的地层状况。

增产作业

图3.1描述在井场300.1和300.2执行的增产作业。井场300.1包括钻机308.1，其具有延伸进入地层302.1的垂直井眼336.1。井场300.2包括钻机308.2(所述钻机308.2具有井眼336.2)和钻机308.3，所述钻机308.3具有在其下延伸进入地下地层302.2的井眼336.3。尽管示出的井场300.1和300.2具有带井眼的钻机的具体配置，但是应当意识到，具有一个或多个井眼的一个或多个钻机可被定位在一个或多个井场。

井眼336.1从钻机308.1延伸，通过非传统储层304.1-304.3。井眼336.2和336.3从钻机308.2和308.3延伸，分别进入非传统储层304.4。如图所示，非传统储层304.1-304.3是致密气砂石储层并且非传统储层304.4是页岩储层。一个或多个非传统储层(例如，致密气、页岩、碳酸盐、煤、重油等等)和/或传统储层可以存在于给出的地层中。

图3.1的增产作业可单独执行或与其它油田作业(例如图1.1和1.4的油田作业)结合执行。例如，如图1.1-1.4所示，井眼336.1-336.3可被测量、钻孔、测试和开采。在井场300.1和300.2执行的增产作业例如可以包括射孔、压裂、注入等等。增产作业可与其它油田作业(例如完井和开采作业)结合执行(例如见图1.4)。如图3.1所示，井眼336.1和336.2已经完成并且设置有射孔338.1-338.5以促进生产。

井下工具306.1在垂直井眼336.1中邻近致密气砂石储层304.1定位，以用于进行井下测量。封隔器307定位在井眼336.1中用于隔离井眼336.1的邻近于射孔338.2的部分。一旦射孔围绕井眼形成，流体就可通过射孔注入并且进入地层，以生成和/或扩大地层中的裂缝来增产储层开采。

地层302.2的储层304.4已被穿孔并且封隔器307被定位用于使射孔338.3-338.5与井眼336.2隔离。如水平井眼336.2中示出的，封隔器307被定位在井眼的阶段St₁和St₂。如所描绘的，井眼304.3可以是延伸通过地层302.2以到达储层304.4的邻(或试验)井。一个或多个井眼可被设置在一个或多个井场中。多个井眼可如所期望地被设置。

裂缝可延伸进入不同储层304.1-304.4，以用于促进从中流过的流体的开采。可形成的裂缝的例子可在关于井眼304的图3.2和3.4中示出。如图3.2示出的，天然裂缝340在围绕井眼304的层中延伸。射孔(或射孔簇)342可围绕井眼304形成，并且流体344和/或混合有支撑剂346的流体可被注入通过射孔342。如图3.3中所示，水力压裂可通过注入通过射孔342执行，从而生成沿着最大应力面σ_hmax的裂缝并且打开和延伸天然裂缝。

图3.4示出关于井眼304的压裂作业的另一视图。在该视图中，注入裂缝348绕着井眼304径向延伸。注入裂缝可被用于到达关于井眼304的微震事件351(以点示出)的储集处(pocket)。压裂作业可被用作增产作业的一部分，以提供通路以促使烃移至井眼304用于开采。

回头参照图3.1，传感器(S)、例如测量仪可围绕油田定位以收集涉及如前所述的不同作业的数据。一些传感器(例如地震检波器)可在压裂期间关于地层设置，以用于测量微震波并且执行微震测绘。通过传感器采集的数据可被地面单元334和/或其它数据收集源收集，以如前述地用于分析或其它处理(见，例如地面单元334)。如图所示，地面单元334连接到网络352和其它计算机354。

可提供增产工具350作为地面单元334的一部分或者井场的其它部分，以用于执行增产作业。例如，在一个或多个增产作业期间生成的信息可被用在用于一个或多个井、一个或多个井场和/或一个或多个储层的井计划中。增产工具350可被操作地联接至一个或多个钻机和/或井场，并且用于接收数据、处理数据、发送控制信号等等，本文将进一步描述。增产工具350可包括：储层表征单元363，其用于生成力学地球模型(mechanical earthmodel)(MEM)；增产计划单元365，其用于生成增产计划；优化器367，其用于优化增产计划；实时单元369，其用于实时地优化被优化的增产计划；控制单元368，其用于基于实时被优化的增产计划可选择地调整增产作业；更新器370，其用于基于实时被优化的增产计划和后评价数据来更新储层表征模型；和校准器372，其用于校准被优化的增产计划，如将在本文进一步描述。增产计划单元365可以包括：阶段设计工具381，其用于执行阶段设计；增产设计工具383，其用于执行增产设计；开采预测工具385，其用于预测开采；和井计划工具387，其用于生成井计划。

在增产作业中使用的井场数据范围例如可以基于测井记录到三维地震数据而从岩心样本到岩石物性解释(例如参见图2.1-2.4)。增产设计例如可以雇用油田石油专家执行手工处理用于整理信息的不同部分。信息的整合可以包括手动处理间断的工作流程和输出，例如储层区域的界定、所需完井区域的识别、对于给定的完井设备配置所预期的水利裂缝增长的估计、决定是否以及在哪里布置另一个井或多个井以用于更好地增产地层等等。该增产设计也可以包括半自动或自动整合、反馈和控制以促进增产作业。

用于传统和非传统储层的增产作业可基于对储层的认知进行。储层表征例如可被用于在完井计划中识别优化目标区域用于射孔和多井的分阶段、设计(例如间隔和定向)，以及地质力学模型。增产设计可基于最终的生产预测被优化。这些增产设计可包括集成的储层中心工作流程，所述集成的储层中心工作流程包括设计、实时(RT)和后处理评价组成。完井和增产设计可在利用多学科井眼和储层数据的同时执行。

图4.1是描述增产作业的示意流程图400，例如在图3.1中所示出的。流程图400是重复过程，其采用整合的信息和分析来设计、实施和更新增产作业。该方法包括预处理评价445、增产计划447、实时处理优化451和设计/模型更新453。流程图400的部分或全部可被重复以在现有的或另外的井中调整增产作业和/或设计另外的增产作业。

预增产评价445包括储层表征460并且生成三维力学地球模型(MEM)462。储层表征460可通过整合信息(例如在图1.1-1.4中采集的信息)生成，用以执行建模，所述建模采用来自于历史独立的技术方法或规则(例如，岩石物理学、地质学、地质力学和地球物理学以及先前的裂缝处理结果)的信息的合并组合。例如，在美国专利申请No.2009/0187391和No.2011/0660572中，这种储层表征460可采用整合的静态模型技术以生成所述的MEM462。作为举例，软件(例如市场上可从SCHLUMBERGER^TM公司获得的PETREL^TM，VISAGE^TM，TECHLOG^TM和GEOFRAME^TM)可被用于执行预处理评价445。

储层表征460可包括捕获多种信息(例如与地下地层相关的数据)和开发出一个或多个储层模型。捕获的信息例如可以包括增产信息，比如储层(产油层)区域、地质力学(应力)区域、天然裂缝分布。可以执行储层表征460使得关于增产作业的信息被包括在预增产评价中。生成MEM462可以增产开发中的地下地层(例如，生成油田或流域的给定地层部分的应力状态和岩石力学性质的数值表示)。

传统的地质力学模型可被用于生成MEM 462。MEM技术的例子在美国专利申请No.2009/0187391中提供。MEM 462可通过采用例如图1.1-1.4、2.1-2.4和3所示的油田作业而采集的信息来生成。例如，3D MEM可考虑事先采集的各种储层数据，包括在地层早期勘探期间收集的地震数据和在开采前从钻探一个或多个勘探井收集的测井记录数据(例如参见图1.1-1.4)。MEM 462例如可被用于提供不同油田作业的地质力学信息，比如套管点选择、优化套管柱的数量、钻探稳定井眼、设计完井、执行压裂增产等等。

生成的MEM462可被用作执行增产计划447的输入。3D MEM可被构造以识别潜在的钻井井场。在一个实施例中，当地层基本统一并且基本消除了主要的天然裂缝和/或高应力屏障时，可以假设成在给定的一段时期内在给定流率下泵出的具有给定体积的压裂流体将在地层生成基本相同的压裂网。岩心样本(例如在图1.1和2.2所示的那些)将提供在分析地层压裂特性时有用的信息。对于呈现相同特性的储层区域而言，多井(或分支)可以以彼此基本相等的距离设置并且整个地层将被充分地增产。

增产计划447可包括井计划、分阶段设计466、增产设计468和开采预测470。特别地，MEM 462可以是至井计划465和/或分阶段设计466和增产设计468的输出。一些实施例可包括半自动方法以识别例如井间隔和定向、多阶段射孔设计和水力压裂设计。为了描述烃储层中的特性的大幅变化，一些实施例可包括每个目标储层环境(例如，但不局限于致密气地层、砂岩储层，天然裂缝页岩储层或其它非传统储层)的专用方法。

增产计划447可以包括用于识别潜在钻井井场的半自动方法，所述识别通过以下方式进行：将地下地层分成多组离散间距；基于信息(例如地层的地球物理特性及其与天然裂缝的接近度)来表征每个间距；接着将多个间距重新组合成一个或多个钻井井场，且使每个井场容纳井或井分支。多井的间隔和定向可被决定并且用于优化储层的开采。每个井的特性可被分析以用于分阶段计划和增产计划。在一些情况下，可以提供完井指导，例如用于在递归细化工作流程后分析致密气砂岩储层中的垂直井或近似垂直井。

井计划465可被执行，以在执行这种油田作业前在井场设计油田作业。井计划465可被用于限定例如用于执行油田作业的设备和操作参数。一些这种操作参数可以包括例如射孔位置、操作压力、增产流体和用在增产中的其它参数。从不同来源收集的信息(例如历史数据、已知数据和油田测量结果(例如，在图1.1-1.4中获得的那些))可被用于设计井计划。在一些情况中，建模可被用于分析在形成井计划中所采用的数据。在增产计划中生成的井计划可以接收来自分阶段设计466、增产设计468和开采预测470的输入，以使得涉及和/或影响增产的信息在井计划中被评价。

井计划465和/或MEM 462也可以用作到分阶段设计466的输入。储层和其它数据可被用在分阶段设计466中以限定用于增产的某些操作参数。例如，分阶段设计466可以包括在井眼中限定边界，以用于执行这里进一步描述的增产作业。分阶段设计的例子在美国专利申请No.2011/0247824中描述。分阶段设计可以是用于执行增产设计468的输入。

增产设计限定不同增产参数(例如射孔布置)，以用于执行增产作业。增产设计468例如可被用于压裂建模。压裂建模的例子在美国专利申请No.2008/0183451、No.2006/0015310和PCT公开号No.WO2011/077227中描述。增产设计可以包括使用不同模型以限定井计划的增产计划和/或增产部分。

增产设计可以整合3D储层模型(地层模型)，所述3D储层模型可以是地震解释、钻井地质导向解释、地质或地质力学地球模型的结果，作为完井设计的出发点(区域模型)。对于一些增产设计，压裂建模算法可被用于读取3D MEM并且向前运行模型以预测裂缝增长。可以使用该过程以使得复杂储层的空间异质性可被考虑到增产作业中。此外，一些方法可以结合有空间X-Y-Z的数据集以获得指标，并且接着使用指标布置和/或执行井眼作业和(在一些情况下)将在此进一步描述的井眼作业的多阶段。

增产设计可以采用3D储层模型用于提供关于模型中天然裂缝的信息。天然裂缝信息例如可被用于描述某些情况，比如水力诱发裂缝发展并且遇到天然裂缝(例如参见图3.2-3.4)的情况。在这种情况下，取决于入射角和其它储层地质力学特性，裂缝可以继续增长进入相同方向并且沿天然裂缝平面转向或停止。该数据可以提供例如对储层尺寸和结构、产油层位置和边界、在地层的不同位置处的最大和最小应力水平和天然裂缝在地层中的存在和分布的了解。由于该增产，可以形成非平面(例如网络化的)裂缝或离散网络裂缝。一些工作流程可以在当中覆载有微震事件的单个3D彻底探究中整合这些预测的裂缝模型(例如参见图3.4)。该信息可被用在裂缝设计和/或校准中。

微震测绘也可以用在增产设计中，用以理解复合裂缝增长。复合裂缝增长的发生可以出现在非传统储层、例如页岩储层中。裂缝复合性的性质和等级可被分析，以选择优化的增产设计和完井策略。压裂建模可被用于预测可被校准的裂缝几何形状和基于实时微震测绘和评价而被优化的设计。裂缝增长可以基于存在的水力裂缝模型解释。也可以执行用于非传统储层(例如，致密气砂石和页岩)一些复合水力裂缝传播建模和/或解释，如本文将进一步描述。储层特性和初始建模假设可被修正并且基于微震评价优化裂缝设计。

复合裂缝建模的例子在SPE论文140185中提供，其全部内容通过引用合并于此。该复合裂缝建模示出两个复合裂缝建模技术结合微震测绘以表现裂缝复合性并且评价完井性能的应用。第一复合裂缝建模技术是分析模型，用于评价裂缝复合性和正交裂缝之间的距离。第二技术采用网格数值模型，其允许复合地质学描述和复合裂缝传播的评价。这些例子示出怎样利用实施例来评价裂缝复合性如何受在每个地质学环境中在裂缝处理设计中的改变影响。为了采用复合裂缝模型来量化裂缝设计中改变的影响而不管MEM中固有的不确定性和“真实”裂缝增长，微震测绘和复合裂缝建模可被整合用于微震测量结果的解释，同时也校准复合增产模型。这种例子示出裂缝复合性等级可以根据地质学条件而改变。

开采预测470可以包括基于井计划465、分阶段设计466和增产设计468的评价开采。增产设计468的结果(即，模拟的裂缝模型和输入储层模型)可在开采预测工作流程中执行，在那里传统的分析或数值储层模拟器可在模型上运作并且基于动态数据预测烃开采。预开采预测470可以是有用的，例如用于从数量上验证增产计划447过程。

增产计划447的部分或全部可被重复执行，如通过流程箭头指示。如图所示，优化可在分阶段设计466、增产设计468和开采预测470之后被提供，并且可被用作反馈以优化472井计划465、分阶段设计466和/或增产设计468。优化可以被选择地执行，以反馈增产计划447的部分或全部的结果，并且按需要重复进入增产计划过程的不同部分并且达到优化的结果。增产计划447可被手动实施，或使用自动优化处理整合，如通过反馈回路473中的优化472所示出的。

图4.2示意性地描述增产计划作业447的一部分。如在该图中示出的，分阶段设计446、增产设计468和开采预测470可在反馈回路473中重复并被优化472以生成优化的结果480，例如优化的增产计划。该重复方法允许通过分阶段设计466和增产设计468生成的输入和结果“彼此学习”并且随着开采预测进行重复以用于它们之间的优化。

增产作业的不同部分可被设计和/或优化。优化压裂的例子例如在美国专利No.6508307中进行描述。在另一个例子中，资金投入(例如可以影响作业的压裂费用)也可以在增产计划447中提供。优化可通过优化关于开采的分阶段设计同时考虑资金投入来执行。这种资金投入可包括在图4.3中描述的井眼中用于不同阶段不同增产作业的费用。

图4.3描述在不同间距的分阶段作业和与之关联的相关净现值。如图4.3中示出的，由于净现值曲线457，不同的分阶段设计455.1和455.2可被考虑。净现值曲线457是绘制平均税后净现值(y轴)相对于净现值的标准偏差(x轴)的图。基于净现值曲线457的财务分析可选择不同的分阶段设计。用于优化包括财务信息(比如净现值)的裂缝设计的技术例如在美国专利No.7908230中描述，其全部内容通过引用合并于此。可在分析中执行不同的技术，例如Monte Carlo模拟。

回到图4.1，各种可选特征可包括在增产计划447中。例如，多井计划指导可被用于决定是否需要在地层中构建多井。如果要形成多井，多井计划指导可提供多井的间隔和定向，以及在每个井中用于射孔和处理地层的最佳位置。如在此使用的，术语“多井”可以涉及分别独立地从地面到地下地层钻出的多个井；术语“多井”也可以涉及从自地面钻出的单井开始的多个分支(例如参见图3.1)。井和分支的定向可以是垂直的、水平的或之间的任何情况。

当多井被计划或钻孔，模拟可被重复用于每个井，以使得每个井均具有分阶段计划、射孔计划和/或增产计划。此后，如果需要，多井计划可被调整。例如，如果在一个井中的裂缝增产指示增产结果将导致与具有计划的射孔区域的相邻井重叠，相邻井和/或相邻井中的计划的射孔区域就可被消除或重新设计。相反，如果模拟的裂缝处理不能穿透地层的特定区域，无论是因为产油层区域仅仅是对于第一压裂井太远而难以有效增产产油层区域，或者是因为天然裂缝或高应力屏障的存在阻止了第一裂缝井有效地增产产油层区域，则第二井/分支或新的射孔区域可被包括以接近未处理区域。3D储层模型可将模拟模型考虑在内并且指示候选位置以钻探第二井/分支或添加另外的射孔区域。可以为油田作业者提供空间X′-Y′-Z′位置以便于操作。

后计划增产作业

实施例可以包括实时处理优化(或后作业工作流程)451，以用于分析增产作业并且更新实际增产作业期间的增产计划。实时处理优化451可在井场中在增产计划的实施期间被执行(例如，在井场中执行压裂、注入或另外增产储层)。实时处理优化可以包括校准试验449、执行448在增产计划447中生成的增产计划、和实时油田增产455。

校准试验449可通过将增产计划447(即模拟的裂缝模型)的结果与观测的数据进行比较来可选择地被执行。一些实施例可以将校准整合至增产计划过程中、在增产计划后执行校准、和/或在增产或任何其它处理过程的实时实施中应用校准。用于压裂或其它增产作业的校准的例子在美国专利申请No.2011/0257944中描述，其全部内容通过引用合并于此。

基于在增产计划447(和校准449(如果被执行了的话))中生成的增产计划，油田增产445可被执行448。油田增产455可以包括实时测量461、实时解释463、实时增产设计465、实时开采467和实时控制469。实时测量461可以在井场例如使用传感器S执行，如图3.1所示。观测的数据可采用实时测量461生成。来自增产处理井中的观测(例如井底和地面压力)可被用于校准模型(传统压力匹配工作流程)。此外，也可以包括微震监测技术。这种空间/时间观测数据可与预测的裂缝模型相比较。

实时解释463可基于收集的数据在现场或异地执行。实时增产设计465和开采预测467可类似于增产设计468和开采预测470执行，只是基于在井场中执行实际油田增产455期间所生成的附加信息。可以提供优化471以迭代实时增产设计465和开采预测467作为油田增产过程。实时增产455例如可以包括实时压裂。实时压裂的例子在美国专利申请No.2010/0307755中描述，其全部内容通过引用合并于此。

随着信息被收集并且获得对作业条件的理解，可提供实时控制469用于调整井场的增产作业。实时控制469提供用于执行448油田增产455的反馈回路。实时控制469可例如采用地面单元334和/或井底工具306.1-306.4以改变作业条件(例如射孔位置、注入压力等等)而被执行。当油田增产455的特征被描述为实时作业时，实时处理优化451的一个或多个特征可被实时或按需执行。

在实时处理优化451期间生成的信息可被用于更新过程和反馈至储层表征445。设计/模型更新453包括后处理评价475和更新模型477。后处理评价包括分析实时处理优化451的结果以及按需要调整在其它井场或井眼应用中使用的输入和计划。

后处理评价475可被用作输入以更新模型477。可选地，从后来的钻井和开采收集的数据可被反馈至储层表征445(例如3D地球模型)和/或增产计划447(例如井计划模块465)。信息可被更新以在初始建模和模拟中消除错误、在初始建模中改正缺点、和/或证明模拟。例如，井的间隔或定向可被调整以计及新开发的数据。一旦模型被更新447，该过程就可按需要被重复。一个或多个井场、井眼、增产作业或变型可采用方法400执行。

在给定的例子中，增产作业可通过构建地下地层的3D模型并且执行半自动方法而实施，所述半自动方法包括将地下地层分成多个离散间距、基于在间距处的地下底层特性来表征每个间距、将间距组成为一个或多个钻井现场、和在每个钻井现场钻井。

致密气砂石应用

提供了对包括致密气砂岩的非传统储层(例如参见图3.1的储层304.1-304.3)有用的增产设计和下游工作流程的例子。对于致密气砂岩储层工作流程，可采用传统增产(即水力压裂)设计方法，例如单层或多层平面裂缝模型。

图5.1和5.2描述涉及致密气砂岩储层的分阶段的例子。可提供多阶段完井指导用于致密气砂岩储层的储层计划，在所述致密气砂岩储层中，富烃区域的多个薄层(例如图3.1的储层304.1-304.3)可被散布或分散于相邻井眼(例如336.1)的地层的大部分。一种模型可被用于开发近井眼区域模型，其中，关键特征(例如储层(产油区)区域和地质力学(应力)区域)可被捕获。

图5.1示出井眼(例如图3.1的井眼336.1)的部分的测井记录500。测井记录可以是测量结果(比如沿井眼记录的电阻率、渗透率、孔隙度或其它储层参数)的图。在一些情况下，如图6所示，多个测井记录600.1、600.2和600.3可结合成结合的测井记录601，以便在方法501中使用。结合的测井记录601可基于多个测井记录的加权线性组合，并且相应的输入截止可相应地加权。

测井记录500(或601)可与方法501相关联，所述方法501包括分析测井记录500以基于提供的数据来限定(569)沿着测井记录500成间距的边界568。边界568可被用于识别(571)沿井眼的产油层区域570。裂缝块572可沿井眼被确定(573)。分阶段设计可被执行(575)，以限定沿着井眼的阶段574。最后，可沿阶段574中的位置设计(577)射孔576。

半自动方法可被用于基于这些输入来确定将处理间距分成多组离散间距(多阶段)的分割，并且计算射孔布置的配置。储层(岩石物理)信息和完井(地质力学)信息可同时作为因素被考虑到模型中。可基于输入测井记录决定区域边界。应力测井记录可被用于限定区域。可选择能表示储层地层的任何其他输入测井记录或测井记录的结合。

储层产油层区域可从外部(例如岩石物理解释)工作流程输入。工作流程可基于多测井记录截止来提供产油层区域识别方法。在后一种情况下，每个输入测井记录值(即缺省测井记录)可以包括水饱和度(Sw)、孔隙度(Phi)、内在渗透率(Kint)和粘土体积(Vcl)，但是也可采用其它合适的测井记录。测井记录值可通过它们的截止值来分辨。如果所有截止条件都满足，可以标记相应的深度作为产油层区域。产油层区域的最小厚度、KH(渗透率乘以区域高度)和PPGR(孔隙压力梯度)截止条件可被用于在最后排除贫瘠产油层区域。这些产油层区域可被插入基于应力的区域模型中。可以检查最小厚度条件以避免生成极小区域。产油层区域也可被选择并且基于应力的边界被结合于此。在另一个实施例中，通过储层建模过程提供的3D区域模型可被用作基层边界并且可以插入输出区域、精炼区域(finerzone)。

对于每个被识别的产油层区域，可以执行基于净压力或井底处理压力的简单裂缝高度增长评价计算，并且重叠产油区被结合以形成裂缝单元(FracUnit)。可基于以下条件中的一个或多个限定增产阶段：最小净高度、最大总高度以及各阶段之间的最小距离。

裂缝单元的组可被扫描，并且连续裂缝单元的可能结合可被检查。违反特定条件的某些结合可选择地被排除。被识别的有效结合可作为阶段情景。最大总高度(＝阶段长度)可变化并且组合检查重复运行用于每个变化。频繁发生的阶段情景可从所有输出的收集算起以决定最后答案。在一些情况下，由于没有单个阶段设计可以被确定符合所有的条件，因此没有“输出”可被发现。在这种情况下，使用者可以指定输入条件的优先级。例如，最大总高度可以符合，并且阶段之间的最小距离可被忽视，以找到最优解决方案。

如果阶段中的应力变化无关紧要，就可以基于产油层区域质量限定射孔位置、射孔密度和射孔数量。如果应力变化很大，就可进行限制进入方法以决定裂缝单元间射孔的分布。如果需要的话，使用者可以可选择地选择使用限制进入方法(例如逐步地)。在每个FracUnit中，射孔的位置可通过所选择的KH决定(渗透率乘以射孔长度)。

多阶段完井指导可用于针对页岩气储层的储层计划。由于开采井中的大多数是基本上水平钻孔(或偏移垂直井眼钻孔)的，井眼的整个横向区段可以居于目标储层地层中(例如参见图1中的储层304.4)。在这种情况下，储层特性和完井特性的变化性可分别评价。处理间距可被分割成一组连续间距(多阶段)。可以进行分割使得每个阶段中的储层和完井特性相类似，以确保该结果(完井设计)提供储层接触的最大覆盖范围。

在给出的例子中，增产作业可利用部分自动的方法执行，以确定井眼中的最佳多阶段射孔设计。近井眼区域模型可基于关键特征(例如储层产油层区域和地质力学应力区域)开发。处理间距可被分割成多组离散间距，并且可以计算出井眼中的射孔布置的配置。可利用包括单层或多层平面裂缝模型的增产设计工作流程。

页岩应用

图7-12描述包括页岩气储层(例如图3.1中的储层304.4)的非传统应用的分阶段。图13描述用于页岩储层的分阶段增产的相应方法1300。对于页岩储层，可以采用天然裂缝储层的描述。天然裂缝可被建模为一组平面几何目标，被称作离散裂缝网络(例如参见图3.2-3.4)。输入天然裂缝数据可与3D储层模型结合，以计入页岩储层和网络裂缝模型(与平面裂缝模型相反)的异质性。该信息可被应用于预测水力压裂的发展。

用于页岩储层的水平井穿透地层的完井指导通过图7-12示出。完井指导可以生成多阶段增产设计，包括连续的分阶段间隔集和连续的阶段集。附加输入，比如断层区或任意其它间距信息也可被包括在增产设计中以避免布置阶段。

图7-9描述用于页岩储层的复合质量指标的生成。沿井眼横向区段的储层质量和完井质量可被评价。储层质量指标例如可包括多种需求或规范，比如：总的有机碳(TOC)大于或等于大约3％；原地气量(gas in place)(GIP)大于或等于大约100scf/ft³；干酪根(Kerogen)大于高程度(high)；页岩孔隙度大于大约4％；以及气的相对渗透率(Kgas)大于大约100nD。完井质量指标例如可以包括多种需求或规范，比如：应力是“低的”；电阻率大于大约15Ohm-m；粘土少于40％；杨氏模数(YM)大于大约2×10⁶psi(磅/平方英尺)；泊松比(PR)小于大约0.2；中子孔隙度少于大约35％；以及密度孔隙度大于大约8％。

图7示意性地描述了测井记录700.1和700.2的结合。测井记录700.1和700.2可被结合用于生成储层质量指标701。测井记录可以是储层测井记录，例如井眼的渗透率、电阻率、孔隙度测井记录。测井记录已被调整成方形格式以用于评价。质量指标可基于测井700.1和700.2的比较而被分离(1344)成区域，并且在二元测井记录下分类成好的(G)和坏的(B)间距。对于纳入考虑的井眼，所有储层质量条件都满足的任何间距可被标记为好的，并且其它任何间距被标记为坏的。

其它质量指标(比如完井质量指标)可以采用可适用的测井记录(例如，用于完井测井记录的杨氏模数、泊松比等等)以类似的方式形成。质量指标(比如储层质量802和完井质量801)可被结合(1346)以形成复合质量指标803，如图8所示。

图9-11描述用于页岩储层的阶段定义。复合质量指标901(其可以是图8的复合质量指标803)与应力测井记录903结合(1348)，所述应力测井记录903根据应力梯度差被分段成应力块。所形成的是分间距地被分成GB、CG、BB和BG类的结合的应力&复合质量指标904。各个阶段可通过采用应力梯度测井记录903以决定边界而沿质量指标904被限定。初始组的阶段边界907在应力梯度差大于某个值(例如缺省可以是0.15psi/ft)的位置处被确定。该过程可以生成沿结合的应力和质量指标的均匀应力块。

应力块可被调整至期望大小的块。例如，间距小于最小阶段长度的小应力块可消除，所述消除通过将该小应力块与相邻块合并以形成精炼的组合质量指标902来进行。两个相邻块中的具有较小的应力梯度差的一个可被用作合并目标。在另一个例子中，间距大于最大阶段长度的大应力块可被分离以形成另一精炼的复合质量指标905。

如图10所示，在间距大于最大阶段长度的情况下，大块1010可被分离(1354)成多个块1012以形成阶段A和B。在分离后，精炼的复合质量指标1017可被形成，接着分离成具有阶段A和B的非BB复合质量指标1019。在一些情况下，如图10所示，在相同阶段中可避免将大‘BB’块与非‘BB’块(比如‘GG’块)组合。

如果‘BB’块在质量指标1021中足够大，则质量指标可被移至(1356)它自身的阶段，如在被移动的质量指标1023中示出的。附加约束(例如井眼偏移、天然和/或诱发裂缝的存在)可被查验(check)以使阶段特性均匀。

如图11中示出的，在图10中的过程可应用于生成质量指标1017并且分成被示为阶段A和B的块1012。BB块可在质量指标1117中识别，并且分离成具有三个阶段A、B和C的被移动的质量指标1119。如图10和11所示，可在需要时生成各种数量的阶段。

如图12中示出的，射孔簇(或多个射孔)1231可基于阶段分类结果和复合质量指标1233定位(1358)。在页岩完井设计中，射孔可均匀布置(以相等的距离，例如每75ft(22.86m))。可避免产生接近于阶段边界(例如50ft(15.24m))的射孔。可在每个射孔位置处检查复合质量指标。在‘BB’块中的射孔可被移至靠近最接近的‘GG’、‘GB’或‘BG’块，如水平箭头所指示。如果射孔落在‘BG’块，就可以进行进一步的细粒GG、GB、BG、BB的重新分类并且将射孔布置在不包括BB的间距中。

应力平衡可被执行，以用于定位在一个阶段中应力梯度值(例如在0.5psi/ft内)相类似的位置。例如，如果用户输入是每个阶段3个射孔，满足条件(例如，射孔之间的间隔以及在应力梯度的范围内)的最佳位置(即最低应力梯度)可被搜索。如果未定位，可以继续搜索下一个最佳位置并且重复搜索，直到找到例如三个位置以放置射孔。

如果地层不均匀或者被主要天然裂缝和/或高应力屏障分割，就可能需要附加的井计划。在一个实施例中，地下地层可被分成多组离散体积，并且每个体积可基于信息(比如地层的地球物理学特性)以及其与天然裂缝的接近度)而被表征。对于每个因素，指标(比如“G”(好的)、“B”(坏的)、或“N”(中性的))可被分配给各个体积。然后多个因素可综合在一起以形成复合指标，比如“GG”、“GB”、“GN”等等。具有多个“B”的体积指示不太可能被裂缝增产穿透的位置。具有一个或多个“G”的体积可指示更可能能够被裂缝增产处理的位置。多个体积可组合成一个或多个钻井井场，其中，每个井场表示用于接收井或分支的潜在位置。多井的间隔和定向可被优化，以提供具有充分增产的整个地层。该过程可根据需要重复进行。

尽管图5.1-6和图7-12分别描绘出用于分阶段的特定技术，但是分阶段的各个部分可以可选地组合。根据井场，可以在阶段设计中施加变化。

图13是示出执行转向辅助增产作业的方法(1300)的流程图。该方法包括：识别(1340)沿井眼横向区段的储层质量指标和完井质量指标；将多个测井记录整合(1342)至单个质量指标中；将质量指标分离(1344)至好的和坏的分类中；将储层质量指标和完井质量指标组合(1346)以形成复合质量指标；将复合质量指标和应力块组合(1348)以形成被分成GG、GB、BG和BB分类的组合的应力块和质量块；采用应力梯度测井记录来限定(1350)质量指标的阶段和边界；消除(1352)间距小于最小阶段长度的小应力块；分离(1354)间距大于最大阶段长度的大阶段以形成多个阶段；选择性地移动(1356)BB区段并且基于转向器辅助阶段分类选择性地定位(1358)射孔。

图14是示出执行增产作业的方法(1400)的流程图。该方法包括：获得(1460)关于井场的岩石物理学、地质学和地球物理学数据；使用储层表征模型来执行(1462)储层表征，以便基于整合的岩石物理学、地质学和地球物理学数据来生成地质力学模型(例如参见预增产计划445)。该方法进一步包括：基于生成的力学地球模型生成(1466)增产计划。所述生成(1466)例如可包括：在图4的增产计划447中的井计划465、阶段设计466、增产设计468、开采预测470和优化472。接着增产计划通过在连续的反馈回路中重复(1462)被优化(1464)直到生成优化的增产计划。

该方法也可以包括执行(1468)优化的增产计划(例如图4的449)的校准。该方法也可以包括：执行(1470)增产计划；在增产计划执行过程中测量(1472)实时数据；基于实时数据执行实时增产设计和开采预测(1474)；通过重复实时增产设计和开采预测来实时优化(1475)被优化的增产计划，直到生成实时优化计划；以及基于实时优化增产计划控制(1476)增产作业。该方法也可以包括：在完成增产计划后评价(1478)增产计划；和更新(1480)储层表征模型(例如参见图4的设计/模型更新453)。各个步骤可在多种顺序下被执行并且根据需要重复进行。

转向作业

井作业的一个特定类型是转向处理。水平井以及多层地层的水力和酸性压裂可能需要使用转向技术用于实现不同区域之间的压裂重新定向。合适的转向技术的例子可以包括密封球、泥浆苯甲酸薄片(slurried benzoic acid flake)和/或可移动/可降解颗粒的应用，如在美国专利申请公开No.2012/0285692中所述的，其公开内容通过引用全部合并于此。同样，其它处理可以使用转向技术。

这里公开的是用于穿透地下地层的井的转向器辅助分阶段算法。分开的算法可被用于垂直和水平井。转向器辅助阶段算法可以包括多种半自动处理，以识别最优的多阶段射孔以及阶段设计，以用于使用转向器进行处理。如这里使用的，术语“转向器”涉及放置在地下地层中以部分或完全塞堵地下地层的结构特征(例如地层的射孔或裂缝)的器件。术语“转向器”不应被限定为包括被用以隔离井眼的特定部分的“桥段塞”或任何相似的装置。

阶段算法利用可从地下地层和/或3D地质模型获得的各种储层数据。该算法也可利用岩石物理学特性(例如，裸眼井和下套管井测井记录、井眼图像、岩心数据和3D储层模型)以决定储层质量。地质力学特性(例如，原岩应力、弹性模量、滤失系数、井眼的泊松比)可被用于确定目标区域中的裂缝起裂、传播、容量(containment)(完井质量)。

对于垂直井，一旦边界、储层(产油层)区域、FracUnit被限定并且完成阶段设计，转向器克服应力变化的能力就可被结合进射孔设计以促进压裂流体的分布，比如受限的进入方法，其通过选择射孔直径和射孔数量，以使得预期的注入率产生足以通过每个射孔而在水力裂缝和井眼之间产生压差的速度。

提供了用于包括致密气砂岩的非传统储层(例如参见图3.1中的储层304.1-304.3)的典型增产设计和下游工作流程。对于致密气砂岩储层工作流程，可采用传统的增产(即水力压裂)设计方法，例如单层或多层平面裂缝模型。

用于页岩储层的垂直井穿透地层的转向器辅助完井指导在图15.1和图15.2中示出。图15.1和15.2描绘出包括具有转向器的致密气砂石储层的分阶段的例子。可提供多阶段完井指导，以用于致密气砂岩储层的储层计划，其中，富烃区域的多个薄层(例如图3.1的储层304.1-304.3)可被分散或分布在相邻井眼(例如336.1)的地层的大部分中。一模型可被用于开发近井眼区域模型，其中，关键特征(比如储层(支出)区域和地质力学(应力)区域)可被捕获。

图15.1示出井眼(例如图3.1的井眼336.1)的一部分的测井记录1500。测井记录可以是测量结果(比如沿井眼记录的电阻率、渗透率、孔隙度或其它储层参数)的图。在一些情况下，如图6所示，多个测井记录600.1、600.2和600.3可被结合成结合的测井记录601，以便在方法1501(如图15.2中示出的)中使用。结合的测井记录601可基于多个测井记录的加权线性结合，并且相应的输入截止可相应地加权。

测井记录1500(或601)与方法1501相关联，所述方法1501包括分析测井记录1500以基于提供的数据来限定(1569)沿测井记录1500成间距的边界1568。边界1568可被用于识别(1571)沿着井眼的产油层区域1570。裂缝块1572可沿井眼被确定(1573)。分阶段设计可被执行(1575)，以限定沿着井眼的阶段1574。射孔1576可沿阶段1574中的位置被设计(1577)。最后，转向处理可沿阶段1574中的位置中的一个或多个被设计(1579)。转向设计应当包括某一数量的转向器，例如，该数量的或总数的转向器用于插入多个射孔，以在水力裂缝和井眼之间生成将流体转向至其它射孔所需要的附加的压差。转向器可基于本领域技术人员已知的信息来选择，并在规则(比如能够插入具备诱发裂缝的井眼)下选择。

对于水平井，如以下进一步详细描述的，储层质量指标和完井质量指标被分类并且结合成复合质量块。通常，应力信息可被用于生成应力块。这里，应力可以指根据现场应力和井眼特性计算得出的裂缝起裂或破裂压力。如果块之间的应力差低于由通过转向器生成的压力所限定的阀值，那么应力块就被合并。合并的应力块和复合质量指标被结合以设计各个阶段和射孔簇。最后，转向器能够添加选择性地定位射孔的最终步骤。

用于页岩储层的水平井穿透地层的转向器辅助完井指导在图16中示出。转向器辅助完井指导可以生成多阶段增产设计，包括连续的分阶段间隔集和连续的阶段集。附加输入，例如断层区或任意其它间隔信息也可被包括在增产设计中以避免布置阶段。

图16描述用于页岩储层的阶段定义。首先，应力测井记录通过应力梯度差值(例如大约0.15psi/ft)被分成应力块(1601)。接着比较(1602)应力块之间的应力差和由转向器生成的压力。如果两个(2)块之间的应力差小于可通过转向器生成的压力，接着应力块就被“合并”或“结合”(1603)。复合质量指标1604(其可以是图8中的复合质量指标803)与应力测井记录结合，所述应力测井记录通过低于转向器生成的压力的应力梯度差被分成合并的应力块(1604)。从而得到成间距地被分成GB、GG、BB和BG类的结合的应力和复合质量指标(1605)。可采用应力梯度测井903以确定边界来沿应力和复合质量指标1065限定各个阶段。初始的阶段边界集907被确定在应力梯度差大于可由转向器克服的差的位置。该过程可以沿着结合的应力和质量指标生成同质的合并的应力块。

应力块可被调整至期望大小的块。例如，间隔小于最小阶段长度的小应力块可通过使其与相邻块合并以形成精炼的复合质量指标1606而被消除。具有较小应力梯度差的两个相邻块中的一个可被当做合并目标。在另一个例子中，间隔大于最大阶段长度的大应力块被分离以形成另一精炼的复合质量指标1607。

图17是示出执行转向辅助增产作业的方法(1700)的流程图。该方法包括：沿着井眼的侧向区段识别(1740)储层质量指标和完井质量指标；将多个测井整合(1742)成单个质量指标；将储层质量指标分离(1744)成好的和坏的分类；以及结合(1746)储层质量指标和完井质量指标以形成复合质量指标。独立于该识别(1740)、整合(1742)、分离(1744)和结合(1746)步骤，该方法进一步包括：沿井眼的侧向区段生成(1748)应力块；以及采用在1603中讨论的转向标准来合并(1750)应力块。该方法接着进一步包括：将复合质量指标(1746)与合并的应力块(1750)结合(1752)以形成结合的应力块和质量块，所述结合的应力块和质量块被分成以下转向器辅助分类中的至少一个：GG、GB、BG和BB；采用结合的复合质量指标和合并的应力块(1752)来限定(1754)各个阶段；消除(1756)间距小于最小转向器辅助阶段长度的小阶段；将大阶段分割(1758)多个间距大于最小转向器辅助阶段长度的阶段；选择性地调整(1760)阶段边界以形成统一的质量块；和基于转向器辅助分类的选择性的定位(1762)射孔。最小阶段长度通常是随着阶段变长而降低的时间效率(例如处理成本)和增产降低质量之间的平衡。在一些场合中，在水平完井中阶段长度可以是大约200到大约500ft。

图18是示出执行转向辅助增产作业的方法(1800)的流程图。该方法包括：沿着井眼的侧向区段识别(1840)储层质量指标和完井质量指标；将多个测井整合(1842)成单个质量指标；将储层质量指标分离(1844)成好的和坏的分类；以及结合(1846)储层质量指标和完井质量指标以形成复合质量指标。独立于该识别(1840)、整合(1842)、分离(1844)和结合(1846)步骤，该方法进一步包括：沿着井眼的侧向区段生成(1848)应力块；采用井眼特性、近井眼特性和应力测井中的一个或多个来计算(1850)裂缝初始压力；以及采用在1603中讨论的转向标准来合并(1852)裂缝初始块。该方法接着进一步包括：将复合质量指标(1846)与合并的裂缝初始块(1852)结合(1854)以形成被分成GG、GB、BG和BB分类的结合的裂缝初始块和质量块；采用结合的复合质量指标和合并的裂缝初始块(1854)来限定(1856)各个阶段；消除间距小于最小转向器辅助阶段长度的小阶段；分割(1860)大阶段以形成多个间距大于最小转向器辅助长度的阶段；选择性地调整(1862)阶段边界以形成统一的质量块；和基于转向器辅助分类选择性地定位(1864)射孔。

图19是示出执行转向辅助增产作业的方法(1900)的流程图。该方法包括：沿着井眼的侧向区段识别(1940)储层质量指标和完井质量指标；将多个测井整合(1942)成单个质量指标；将储层质量指标分离(1944)成好的和坏的分类；以及结合(1946)储层质量指标和完井质量指标以形成复合质量指标。独立于该识别(1940)、整合(1942)、分离(1944)和结合(1946)步骤，该方法进一步包括：沿着井眼的侧向区段生成(1948)应力块；以及采用在1603中讨论的转向标准来合并(1950)应力块。该方法接着进一步包括：将复合质量指标(1946)与合并的应力块(1950)结合(1952)以形成被分成GG、GB、BG和BB分类的结合的应力块和质量块；采用结合的复合质量指标和合并的应力块(1952)来限定(1954)各个阶段；消除(1956)间距小于最小转向器辅助阶段长度的小阶段；将大阶段分割(1958)成多个间距大于最小转向器辅助长度的阶段；选择性地调整(1960)阶段边界以形成统一的质量块；以及基于转向器辅助分类选择性地定位(1962)射孔。该方法还可以包括可选的步骤：将射孔选择性地定位(1964)到引导序列(例如从趾部到跟部)或裂缝应力阴影区域。机械隔离技术(例如，桥段塞)可被用于分离上述所选择的应力块。此外，机械隔离的选择性定位也可以基于沿着完井在合适的方向上的应力块长度的序列式的选择。例如，该方向可以是如图20中描述的趾部至跟部的布置方式，图20示出了沿侧向区段(被称为裂缝初始压力(P_ini))的应力连续性。图20还示出了机械隔离装置2002基于可以被转向器克服的裂缝初始压力差2000(△P_ini)的合适位置的序列式的确定。序列式技术可以手动地、半自动地或全自动地执行，但也可沿完井从任何任意点开始执行。在图20中：从该区段(所述区段要在趾部2004(图20的右手侧)被压裂，并且朝跟部2006(跟随图20中的至左侧的箭头)移动)开始，将P_ini测井变量与△P_ini进行比较。△P_ini是先前描述的标准(1605)。超过△P_ini的任何振幅变量都要使用机械隔离装置2002(比如桥段塞)进行隔离，该机械隔离装置2002使井眼的一部分与地层的应力变量独立地被隔离。这种方法的优点是仅在应力变量被需要的地方使用桥段塞。

射孔可被定位以为要被压裂的簇序列提供优选的方向(见图20)。例如，如果应力变量被分配成使得较低应力区域位于阶段的趾部，于是就可以通过朝向阶段的趾部射孔过低应力区域开始，接着朝向阶段的跟部放置高应力射孔。通过采用该方法，趾部簇将首先被压裂并且被插上转向器。在转向器被放置在射孔中之后，跟部簇可以接着被压裂。这种趾部至跟部模式的一个潜在优势是：如果在井下泵送的转向器数量超出裂缝的数量，那么过量的转向器就保留在井眼和要被压裂的新簇的下游。因此，“过量的转向器”的位置不能疏忽地插入在高应力区域中产生的新裂缝。如果工作设计过高估计在注入转向器之前已经被压裂的射孔的数量，这就可能发生。当设计将已被压裂的射孔数量过高估计了50％时，这种过高估计可能发生，并且实际的预转向处理使得一半的射孔未被增产。因此，如果10kg的转向器被用于有效插入实际裂缝，但是设计需要20kg的转向器，此时存在10kg过量的转向器将在井眼中被泵送。该过量的转向器不应当意外地插入射孔以转向，所以期望的是转向的射孔位于插入的射孔上方(即，相对于老的射孔朝向跟部)。如果疏忽地插入射孔以转向的风险被认为过高，那么当应力分布使得低应力区域朝向阶段的跟部定位时可以决定不使用转向器。

可选地，如图21所示，射孔位置2104也可被选择和/或定位成：使得应力测井2102的低应力区域中的射孔2104一次性被增产并且在转向后成为位于初始被压裂的射孔的应力阴影下的区域中的要被压裂的射孔。低应力和高应力的差是原始应力各向异性、岩石地质力学特性和在诱发裂缝的发展期间生成的净压力的函数。在低和高应力区域之间的裂缝梯度中的典型差值是0.2psi/ft。应力阴影通过以下情况表征：当水力裂缝设置在紧邻附近时，序列化裂缝可能受到先前裂缝的应力场影响。该效果包括较高的净压力、较小裂缝宽度和在相关联的增产复合性中的变化。微震活动性的水平也被应力阴影效果所改变。关于应力阴影的其它细节在SPE 147363中描述，其全部内容通过引用全部结合于此。

在具有中间水平的水平应力各向异性的储层中，例如，由于应力各向异性，第一阶段可以初始地打开低应力簇，从而产生双翼或低复合性裂缝2202。在易碎的地层中，双翼裂缝2202的传播也可导致平行应力消除裂缝2206。该双翼裂缝2202呈现于图22，其中，连接到低应力区域的射孔2204被压裂。

诱发裂缝诱发周围地层中的变化的应力场。与应力平行于裂缝的情况相比，垂直于裂缝的应力可以以更大的程度被改变，从而减少应力差异。应力各向异性可被减少或者甚至被逆转以促进在岩石中薄弱平面的开口。

泵送转向器阻碍了裂缝。转向后泵送的第二部分将使岩石区域中的较高应力簇中发生起始压裂，其将被第一阶段的应力阴影所改变。那些应力改变区域具有较低的、或反转的应力各向异性以及因此产生的现有天然裂缝或薄弱平面的剪切破坏的扩张。因此这些裂缝很可能更复杂(即对于复合裂缝网络2302)，从而与在剩余在地层中的烃的连通更好。参见图23。用于决定裂缝之间的间隙以生成应力变化复杂压裂的方法在SPE130043和US8439116 B2中描述，其中每个通过引用全部合并于此。

采用转向器辅助完井指导的个人可以决定对具有转向器的增产和不具有转向器的增产的结果进行比较。因为转向器实现了合并应力块，因此转向器辅助算法往往示出：与不具有转向器的情况相比，采用桥段塞隔离的每个区段的长度通常更长。工程师也可以基于增产结果选择更高值的最大阶段长度。

虽然在上面仅详细描述了少量的实施例，本领域技术人员容易意识到在实施例中可能有许多变形而本质上不会脱离本发明。因此，所有这种变形都被包括在所附的权利要求限定的范围中。在权利要求中，功能性限定从句用于将这里描述的结构概括成执行列举的功能并且不仅仅是结构等同，而且也是等同结构。因此，虽然钉子和螺钉结构不等同，因为钉子采用圆柱表面以将木质部分固定在一起，而螺钉采用螺旋表面，但是在固定木质部件的情况下，钉子和螺钉可以是等同结构。本申请明确不要求引用35U.S.C.§112第6段对这里任何的权利要求进行任何限制，除非权利要求中明确将用词“装置用于”与相关的功能一起使用。

在指定的例子中，增产作业可被执行为包括：分别用于穿过地下地层的井眼中的处理间距的储层特性和完井特性的可变性评价；将处理间距分隔成一组连续的间距(储层和完井特性在每个分隔的处理间距中均是类似的)；通过采用一组平面几何目标(离散的裂缝网络)设计增产处理情景以开发3D储层模型；以及将天然裂缝数据与3D储层模型结合以记录地层的不均匀性并且预测水力裂缝发展。

Claims (13)

1.一种对在地下地层中定位有储层的井场的增产作业进行分阶段的方法，其特征在于，该方法包括：

由多个测井记录生成多个质量指标；

结合所述多个质量指标以形成复合质量指标；

使用转向标准合并多个应力块；

将复合质量指标与合并后的应力块结合以形成结合后的应力块和复合质量指标，所述结合后的应力块和复合质量指标包括多个之间具有边界的块；

基于转向器辅助阶段分类沿着结合后的应力和复合质量指标限定出多个阶段；以及

在选取的阶段基于其上的转向器辅助阶段分类对井眼射孔。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，该生成包括采用定位在井场处的井眼中的井下工具测量井下参数。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，该生成包括通过结合多个储层测井记录生成储层质量指标并且通过结合多个完井测井记录生成完井质量指标。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述多个储层测井记录和所述多个完井测井记录包括多个电阻率测井记录、电容率测井记录、开采测井记录及它们的组合。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述转向器辅助阶段分类包括好的、坏的及它们的组合中的一个。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，该方法进一步包括选择性地调整阶段边界。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，该选择性调整包括选择性地消除小于最小转向器辅助阶段长度的多个块。

8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，该选择性调整包括分割长度大于最小转向器辅助阶段长度的多个块。

9.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，该选择性调整包括基于转向器辅助分类选择性地移动边界。

10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，该合并进一步包括：

生成多个应力块；

采用井特性、近井眼特性和所述多个应力测井记录中的一个或多个来计算裂缝初始压力；并且

采用转向标准合并裂缝初始块。

11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，合并后的应力块是合并后的裂缝初始块。

12.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，射孔进一步包括选择地定位射孔以便为压裂序列赋予一方向。

13.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，射孔进一步包括选择地将射孔定位于地层的裂缝应力阴影区域。