DE112011103548T5

DE112011103548T5 - Verfahren zum Erzeugen eines Untergrund-Rissnetzwerks

Info

Publication number: DE112011103548T5
Application number: DE112011103548T
Authority: DE
Inventors: Abdel Wadood M. El-Rabaa; Leonard V. Moore; Michael E. McCracken; Chris E. Shuchart; Pavlin Entchev; Nancy H. Choi; Stephen Karner; Jose Oliverio Alvarez
Original assignee: ExxonMobil Upstream Research Co
Current assignee: ExxonMobil Upstream Research Co
Priority date: 2010-10-20
Filing date: 2011-08-29
Publication date: 2013-08-08
Also published as: WO2012054139A3; US20130220604A1; CA2814750A1; AU2011318546A1; WO2012054139A2

Abstract

Es wird ein Verfahren zur Erzeugung eines Netzwerks von Rissen in einem Reservoir bereitgestellt. Das Verfahren weist auf, ein gewünschtes Rissnetzwerksystem auszugestalten und erforderliche in-situ-Spannungen zu bestimmen, um das gewünschte Rissnetzwerk in dem Reservoir zu erzeugen. Das Verfahren weist ferner auf, eine Anordnung von Bohrungen auszugestalten, um die in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld zu ändern, und dann ein Aufspaltungsfluid unter Druck in das Reservoir zu injizieren, um einen anfänglichen Satz von Rissen in dem Reservoir zu erzeugen. Das Verfahren weist auch auf, die in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld zu überwachen und die in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld zu modifizieren. Das Verfahren weist dann auf, ein Aufspaltungsfluid unter Druck in das Reservoir zu injizieren, um den anfänglichen Satz von Rissen zu erweitern und das Netzwerk von Rissen zu erzeugen. Hierin wird auch ein Verfahren zur Produktion von Kohlenwasserstoffen aus einer Untergrundformation bereitgestellt, bei dem ein Rissnetzwerk aus einer Produktion mit einem einzigen, abgelenkten Bohrloch erzeugt wird.

Description

QUERVERWEIS AUF VERWANDTE ANMELDUNG
Diese Abmeldung beansprucht den Prioritätsvorteil der am 20. Oktober 2010 eingereichten vorläufigen U.S.-Patentanmeldung 61/405,069 mit der Bezeichnung ”Verfahren zum Erzeugen eines Untergrund-Rissnetzwerks” (”Methods for establishing a subsurface fracture network”), deren Gesamtheit hierin durch Bezugnahme aufgenommen wird.
HINTERGRUND
Dieser Abschnitt soll dazu dienen, verschiedene Aspekte des Standes der Technik einzuführen, die mit beispielhaften Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung in Zusammenhang stehen können. Es wird angenommen, dass diese Diskussion dazu beiträgt, ein Gerüst bereitzustellen, um ein besseres Verständnis bestimmter Aspekte der vorliegenden Offenbarung zu erleichtern. Dementsprechend ist darauf hinzuweisen, dass dieser Abschnitt in diesem Lichte gelesen werden sollte und nicht notwenig als Zugeständnis von Stand der Technik.
Gebiet
Die vorliegenden Erfindungen beziehen sich auf die Ausbildung von künstlichen Rissen bzw. Brüchen in einer Untergrundformation. Genauer beziehen sich die Erfindungen auf die Beeinflussung bzw. Manipulation von in-situ-Spannungen innerhalb einer Untergrundformation, um die Ausbreitung bzw. Fortpflanzung von Rissen von in der Formation komplettierten bzw. fertig gestellten Bohrlöchern zu steuern.
Allgemeine Diskussion der Technologie
Natürliche Ressourcen befinden sich manchmal in der Form eines Fluids in Untergrundformationen. Solche natürlichen Ressourcen umfassen Öl, Gas, Flözgas und geothermischen Dampf. Typischerweise befinden sich derartige natürliche Ressourcen viele Fuß unterhalb der Oberfläche.
Um Zugang zu Kohlenwasserstofffluiden oder Dampf zu erlangen, werden ein oder mehrere Bohrlöcher von der Oberfläche nach unten bis in die Tiefe der Untergrundformation ausgebildet. Das Bohrloch stellt eine Fluidverbindung zwischen der Oberfläche und der Untergrundformation bereit. Dann können entweder mit Hilfe von Reservoirdruck, mit Hilfe von künstlichem Druck, durch Pumpen oder durch Kombinationen davon Fluide zur Oberfläche transportiert werden.
Die Gewinnung derartiger natürlicher Ressourcen wird manchmal durch die Natur der Gesteinsmatrix schwierig gemacht, in der sie sich befinden. In dieser Hinsicht haben manche Gesteinsmatrizen eine sehr beschränkte Permeabilität. Beispiele für Formationen, in denen die Gesteinsmatrix eine geringe Permeabilität hat, sind die Schiefergasreservoire, die in Nordamerika zu finden sind. Diese umfassen die Marcellus-Schiefergasformation, die Barnett-Schiefergasformation, die Haynesville-Schiefergasformation und die Horn-River-Schiefergasformation. Ein weiteres Beispiel einer Formation, in der die Gesteinsmatrix eine geringe Permeabilität hat, sind die sogenannte Intervalle dichten Sandsteins (tight gas sandstone) und Schluff- bzw. Siltsteins, die im Piceance-Becken zu finden sind.
In der Öl- und Gasindustrie ist es wohl bekannt, die Permeabilität in einer Untergrundgesteinsmatrix durch hydraulisches Aufspalten (hydraulic fracturing – auch hydraulische Risserzeugung, hydraulisches Aufbrechen oder Fracking) zu erhöhen.
Hydraulisches Aufspalten ist ein Verfahren, das die Injektion von Fluid unter hohem Druck in eine ausgewählte Untergrundzone umfasst. Das Fluid wird in das Bohrloch gepumpt und dann durch Perforationen, die zuvor in das Produktionsfutterrohr bzw. die Produktionsrohrtour geschossen oder gesprengt wurden, und in die umgebende Gesteinsmatrix injiziert. Die Gesteinsmatrix ist typischerweise eine Kohlenwasserstoff führende Formation. Das Fluid wird mit einem Druck injiziert, der ausreichend genug ist, um Risse bzw. Brüche in der Gesteinsmatrix zu erzeugen, die von den Perforationen ausgehen bzw. sich von diesen erstrecken. Dieser Druck wird manchmal als ein ”Trenn”-Druck oder ein ”Frakturierungs”-Druck bezeichnet. Das Fluid enthält bevorzugt ein Stützmittel, das verwendet wird, um die Risse offen zu halten, nachdem der Fluiddruck abgelassen wird.
Ein Problem, auf das man beim hydraulischen Aufspalten stößt, besteht darin, dass sich die Risse von dem Bohrloch nicht immer in einer Richtung ausbreiten, die für die Bohrlochproduktivität oder Injektion optimal ist. Ferner können sich Risse von verschiedenen Zonen in parallelen Orientierungen ausbreiten bzw. fortpflanzen. Das bedeutet, dass sich die Risse nicht miteinander verbinden und dass die für eine Fluidströmung zum Bohrloch erzeugten künstlichen Fluidkanäle einigermaßen isoliert bleiben.
Die Orientierung bzw. Ausrichtung von Rissen in einer Untergrundformation wird allgemein durch die in-situ-Spannung der Formation bestimmt bzw. gesteuert. Es ist bekannt, dass Untergrundformationen drei Hauptspannungen ausgesetzt sind. Diese repräsentieren eine vertikale Spannung und zwei orthogonale horizontale Spannungen. Wenn eine Formation hydraulisch aufgespalten wird, sollten sich die erzeugten Risse entlang eines Weges geringsten Widerstandes ausbreiten. Gemäß den Prinzipien der Geomechanik sollte der Weg geringsten Widerstandes in einer Richtung liegen, die senkrecht zu der Richtung der kleinsten Hauptspannung ist.
In tieferen Formationen (im Allgemeinen Formationen, die tiefer als ungefähr 1000 bis 2000 Fuß sind) ist normalerweise eine der horizontalen Spannungen die kleinste Spannung. Dementsprechend haben Risse die Tendenz, sich vertikal und/oder horizontal senkrecht zu der Richtung der kleinsten Hauptspannung auszubreiten, wobei die Risse zusammen einen ungefähr vertikal ausgerichteten Riss bzw. Bruch bilden. Mit anderen Worten würden sich Risse in der y-z-Ebene bilden, wenn die horizontalen Richtungen die x- und y-Achsen sind und die vertikale Richtung durch eine z-Achse definiert wird und die Richtung der kleinsten Hauptspannung in der x-Richtung liegt. Dies ist auch allgemein für jegliche natürlich auftretenden Risse der Fall, die in der tieferen Formation vorhanden sein können.
In der Vergangenheit sind Versuche unternommen worden, die Richtung zu modifizieren, in der sich Risse ausbreiten. In dem U.S.-Patent 5,111,881 mit der Bezeichnung ”Verfahren zum Steuern einer Rissausrichtung in einer Untergrundformation” (”Method to Control Fracture Orientation in Undergrund Formation”) wurde zum Beispiel vorgeschlagen, zunächst die erwartete Rissausrichtung einer Kohlenwasserstoff führenden Formation zu bestimmen. Dann wurde das Bohrloch in der erwarteten Richtung des Risses perforiert, und Fluid wurde in das Bohrloch injiziert, um einen ersten Riss zu bilden. Dann wurde eine Substanz in den ersten Riss injiziert, die temporär aushärtet. Dann wurde die Formation in einer Richtung senkrecht zu der ursprünglichen erwarteten Riss- bzw. Bruchrichtung der Kohlenwasserstoff führenden Formation perforiert und erneut aufgespalten, um einen zweiten Riss zu bilden. Es wurde angenommen, dass sich der zweite Riss in einer Richtung weg von derjenigen des ersten Risses ausbreiten würde. Das Ergebnis war, dass unabhängige Risse in zwei horizontalen Richtungen gebildet würden.
Das '881-Patent schlug auch eine modifizierte Ausgestaltung dieses Prozesses vor. Der Betreiber würde zunächst feststellen, ob sich das Spannungsfeld um einen ersten hydraulischen Riss bzw. Bruch ändern würde, um eine Umkehrung der in-situ-Spannungen zu ermöglichen. Dann wird die erwartete anfängliche Rissausrichtung der Kohlenwasserstoff führenden Formation bestimmt. Dann wird die Formation in einer Richtung parallel zu der erwarteten Rissausrichtung perforiert und auch in einer Richtung senkrecht zu der erwarteten Rissausrichtung perforiert. Dann wird die Formation gleichzeitig in jeder der zwei Richtungen aufgespalten.
Die U.S.-Patentveröffentlichung Nr. 2009/0095482 und die U.S.-Patentveröffentlichung Nr. 2009/0194273 beschreiben ein Verfahren zum Erzeugen mehrerer Untergrundrisse an mehreren Bohrungsorten in einer Region. Dies wird erreicht, indem ein Bohrungsbehandlungsfluid von einem zentralisierten Bohrungsbehandlungsfluidzentrum strömen gelassen wird. Im Betrieb wird an einem ersten Bohrungsort ein Riss ausgebildet, und die Einflüsse dieses Risses auf die Spannungsfelder in der Formation werden gemessen. Über die Region bzw. um die Region herum angeordnete Sensoren sind angepasst, um Einflüsse auf die Spannungsfelder auszugeben. Dieser Prozess wird dann für nachfolgende Risse wiederholt. Der Ort und die Ausrichtung nachfolgender Risse basieren auf den kombinierten Spannungseinflüssen auf die Spannungsfelder als eine Folge der vorhergehenden Risse.
Die obigen Veröffentlichungen offenbaren auch ein Verfahren zum Bedienen mehrerer Bohrungsorte. Das Verfahren weist den Schritt auf, einen zentralen Ort für die Verteilung von ”Bohrungsentwicklungsaufgabenfluiden zu zentralisierten Diensteinrichtungen” durch Fluidleitungen zu konfigurieren. Das Verfahren weist auch auf, die Behandlungsfluide an den zentralisierten Diensteinrichtungen zu präparieren und Bohrungen gemäß Bohrungsentwicklungsaufgaben, die mit jedem Bohrung verbunden sind, mit den Entwicklungsfluiden zu behandeln.
Wie erkennbar ist, sind die Verfahren der obigen Veröffentlichungen auf eine Koordination der Strömung von Fluiden von einem zentralisierten Bohrungsbehandlungsfluidzentrum fokussiert. Die Verfahren sorgen augenscheinlich für eine ”optimale Regionsentwicklung”.
Das U.S.-Patent Nr. 4,830,106 mit der Bezeichnung ”Gleichzeitige hydraulische Aufspaltung” (”Simultaneous Hydraulic Fracturing”) beschreibt die Verwendung einer gleichzeitigen Aufspaltung zur Änderung von Risstrajektorien aufgrund der Druckbeaufschlagung der Formation. Die Aufspaltung wird in mindestens zwei Bohrlöchern gleichzeitig durchgeführt, was die Risse dazu veranlasst, sich in einer Richtung im Widerspruch zu den Fernfeld-in-situ-Spannungen auszubreiten. Die Risse können sich in Abhängigkeit von der relativen Position und Beabstandung der Bohrungen in dem Spannungsfeld und der Größe der ausgeübten Fernfeldspannungen von jeder Bohrung weg oder in Richtung auf jede Bohrung krümmen. Die erzeugten Risse unterbrechen bevorzugt mindestens einen natürlich auftretenden Riss in dem Kohlenwasserstoff führenden Intervall.
Das U.S.-Patent Nr. 4,724,905 mit der Bezeichnung ”Gleichzeitige hydraulische Aufspaltung” (”Simultaneous Hydraulic Fracturing”) offenbart die Verwendung hydraulischer Aufspaltung in einer Bohrung, um die Ausbreitungsrichtung eines zweiten hydraulischen Risses in einer in der Nähe befindlichen zweiten Bohrung zu steuern. Die erste Bohrung wird aufgespalten, wobei sich die Risse allgemein parallel zu den Rissen in dem natürlichen Risssystem bilden. Der hydraulische Druck wird in der ersten Bohrung aufrecht erhalten, und an der zweiten Bohrung wird ein weiterer hydraulischer Aufspaltungsprozess in einer Zone einer erwarteten in-situ-Spannungs-Änderung durchgeführt, die durch den ersten hydraulischen Riss bewirkt wird. Der zweite hydraulische Riss breitet sich bevorzugt in einem Winkel aus, der im Wesentlichen senkrecht zu dem ersten hydraulischen Riss ist.
Es besteht ein Bedarf für ein verbessertes Verfahren zur Erzeugung eines Netzwerks von Rissen bzw. Brüchen. Genauer besteht ein Bedarf für ein Verfahren zur Erzeugung eines Rissnetzwerks, bei dem ein gewünschtes Rissnetzwerksystem für eine Gruppe von Bohrungen oder sogar für ein Feld bestimmt wird, bevor alle Bohrungen komplettiert bzw. fertig gestellt werden. Ferner besteht ein Bedarf für ein Verfahren zur Produktion von Kohlenwasserstoffen aus einem einzelnen abgelenkten Bohrloch (deviated wellbore) durch Manipulation bzw. Beeinflussung von in-situ-Spannungen durch aufeinanderfolgende Produktions-/Förder- und Aufspaltungsschritte in dem einzigen Bohrloch.
ZUSAMMENFASSUNG
Es wird zunächst ein Verfahren zum Erzeugen eines Netzwerks von Rissen bzw. Brüchen in einem Reservoir bzw. einer Lagerstätte bereitgestellt. Das Reservoir weist ein in-situ-Spannungsfeld auf. Das Verfahren ist insbesondere auf Untergrundgesteinsformationen anwendbar, die eine Permeabilität haben, die kleiner als 10 Millidarcy ist.
In einer Ausführungsform weist das Verfahren den Entwurf bzw. die Ausgestaltung eines gewünschten Rissnetzwerksystems auf. Das Rissnetzwerksystem stellt ein System von Rissen bzw. Brüchen oder, alternativ, von Sätzen von Rissen bzw. Brüchen dar. Die Risse werden dazu entworfen bzw. ausgestaltet, um sich in dem Reservoir miteinander zu verbinden. Der Schritt des Entwurfs bzw. der Ausgestaltung eines gewünschten Rissnetzwerks wird unter Verwendung geomechanischer Simulation durchgeführt, was die Verwendung eines Softwareprogramms und eines Prozessors einschließt.
Das Verfahren weist auch auf, erforderliche in-situ-Spannungen zu bestimmen, um das gewünschte Rissnetzwerk in dem Reservoir zu erzeugen. Die Bestimmung erforderlicher in-situ-Spannungen kann zum Beispiel durch (i) Prüfen von Bohrloch-Druckmessungen von bestehenden Bohrungen bzw. Bohrlöchern, (ii) Prüfen einer mikroseismischen und/oder Neigungsmesserüberwachung, die in bestehenden Bohrungen bzw. Bohrlöchern durchgeführt wird, (iii) Durchführen einer Bohrlochspannungsmodellierung oder (iv) Kombinationen davon durchgeführt werden.
Das Verfahren weist ferner auf, eine Anordnung von Bohrungen bzw. Bohrlöchern zu entwerfen bzw. auszugestalten, um die in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld zu ändern. Die Anordnung kann sich auf den Ort der Bohrlochköpfe an der Oberfläche, die Ausrichtung der Bohrlöcher entlang des Reservoirs, die Komplettierungsarchitektur oder Kombinationen davon beziehen.
Das Verfahren weist darüber hinaus auf, ein Aufspaltungsfluid unter Druck in das Reservoir zu injizieren. Der Zweck besteht darin, einen anfänglichen Satz von Rissen in dem Reservoir zu erzeugen. Das Fluid kann durch Bohrungen bzw. Bohrlöcher injiziert werden, die zur Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden fertig gestellt worden sind. Alternativ oder zusätzlich kann das Fluid durch Bohrungen bzw. Bohrlöcher injiziert werden, die zur Injektion von Fluiden, wie etwa Sole, fertig gestellt wurden.
Das Verfahren weist auch auf, die in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld zu überwachen. Die Überwachung kann zum Beispiel durch (i) Prüfen von Bohrloch-Druckmessungen von Bohrungen in dem Feld, (ii) Prüfen einer mikroseismischen und/oder Neigungsmesserüberwachung, die in Bohrungen in dem Feld durchgeführt wird bzw. wurde, (iii) Durchführen einer Bohrlochspannungsmodellierung oder (iv) Kombinationen davon durchgeführt werden.
Das Verfahren weist darüber hinaus eine Aktualisierung der geomechanischen Simulation auf Basis der überwachten in-situ-Spannungen auf. Ferner weist das Verfahren den Entwurf bzw. die Ausgestaltung eines Programms zum Modifizieren der in-situ-Spannung in dem Spannungsfeld auf. Der Schritt des Entwurfs bzw. der Ausgestaltung eines Programms wird ebenfalls unter Verwendung geomechanischer Simulation durchgeführt.
Das Verfahren weist ferner auf, die in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld zu modifizieren. In einem Aspekt wird der Modifikationsschritt zumindest teilweise durch Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden aus dem Reservoir durchgeführt. In einem anderen Aspekt wird der Modifikationsschritt zumindest teilweise durch Injektion von Fluiden in das Reservoir durchgeführt. Diese Injektion dient dem Zweck der Erhöhung des Porendrucks und nicht einer weiteren Aufspaltung des Reservoirs. Die Injektion von Fluiden kann durch eine Vielzahl von Bohrungen bzw. Bohrlöchern entweder gleichzeitig oder in der Weise in Schritten stattfinden, dass das Fluid nacheinander in zwei oder mehr Bohrungen bzw. Bohrlöcher injiziert wird.
Das Modifizieren der in-situ-Spannungen kann ferner (i) das Spezifizieren einer Zeitdauer zum Injizieren für ausgewählte Bohrungen bzw. Bohrlöcher, (ii) das Spezifizieren einer Viskosität von Fluid zur Injektion in ausgewählte Bohrungen bzw. Bohrlöcher, (iii) das Modifizieren einer Temperatur des Reservoirs oder (iv) Kombinationen davon aufweisen. Alternativ kann das Modifizieren der in-situ-Spannungen die Schaffung neuer Perforationen in dem Reservoir von ausgewählten Bohrlöchern aufweisen, wobei die Perforationen in einem nicht transversalen Winkel in Bezug auf die Bohrlöcher geschossen werden.
Das Verfahren weist dann auf, ein Aufspaltungsfluid unter Druck in das Reservoir zu injizieren, um den anfänglichen Satz von Rissen zu erweitern und um das gewünschte Rissnetzwerk zu erzeugen. Das Injizieren eines Fluids unter Druck in das Reservoir weist bevorzugt das Injizieren eines Fluids durch eine Vielzahl von Bohrungen bzw. Bohrlöchern auf, die Teil der Anordnung von Bohrungen bzw. Bohrlöchern sind.
In einem Aspekt des Verfahrens werden mindestens zwei Bohrungen bzw. Bohrlöcher in der Anordnung von Bohrungen bzw. Bohrlöchern für die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden fertig gestellt. In diesem Fall wird das Rissnetzwerk ausgestaltet, um die Produktion von Kohlenwasserstofffluiden zu optimieren. Optional weist das Injizieren eines Aufspaltungsfluids unter Druck in das Reservoir das Injizieren des Fluids durch die mindestens zwei Bohrungen bzw. Bohrlöcher auf, die für die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden fertig gestellt worden sind. Das Verfahren weist dann ferner auf, Kohlenwasserstofffluide aus den Bohrungen bzw. Bohrlöchern zu produzieren bzw. zu fördern, die für die Produktion von Kohlenwasserstofffluiden fertig gestellt worden sind, nachdem der anfängliche Satz von Rissen erzeugt wird.
In einem anderen Aspekt werden mindestens zwei Bohrungen bzw. Bohrlöcher in der Anordnung von Bohrungen bzw. Bohrlöchern für die Injektion von Fluiden als Teil einer verbesserten Kohlenwasserstoffgewinnung fertig gestellt. Die Fluide können ein wässriges Fluid, wie etwa Sole, darstellen. In diesem Fall weist das Injizieren eines Fluids unter Druck in das Reservoir das Injizieren des Fluids durch ausgewählte Bohrungen bzw. Bohrlöcher auf, die für die Injektion von Fluiden fertig gestellt worden sind.
In noch einem weiteren Aspekt werden mindestens zwei Bohrungen bzw. Bohrlöcher in der Anordnung von Bohrungen bzw. Bohrlöchern für die Produktion bzw. Förderung von geothermisch erzeugtem Dampf fertig gestellt. In diesem Fall wird das Rissnetzwerk entworfen bzw. ausgestaltet, um die Wärmeübertragung für geothermische Anwendungen zu optimieren. Das Injizieren eines Fluids unter Druck in das Reservoir weist bevorzugt das Injizieren des Fluids durch ausgewählte Bohrungen bzw. Bohrlöcher auf, die für die Produktion bzw. Förderung von geothermisch erzeugtem Dampf fertig gestellt worden sind.
In noch einem anderen Aspekt werden mindestens zwei Bohrungen bzw. Bohrlöcher in der Anordnung von Bohrungen bzw. Bohrlöchern für die Injektion von Säuregasen fertig gestellt. In diesem Fall weist das Injizieren eines Fluids unter Druck in das Reservoir das Injizieren des Fluids durch ausgewählte Bohrungen bzw. Bohrlöcher auf, die für die Injektion von Säuregasen fertig gestellt worden sind. Die Säuregase können zum Beispiel hauptsächlich Kohlendioxid aufweisen. Das Kohlendioxid kann als Teil eines verbesserten Kohlenwasserstoffgewinnungsprojekts injiziert werden. Alternativ kann das Kohlendioxid als Teil eines Sequestrierungsvorgangs injiziert werden. Dort ist das Rissnetzwerk dazu ausgestaltet, um die CO₂-Speicherkapazität zu optimieren.
In noch einem anderen Aspekt werden mindestens zwei Bohrungen bzw. Bohrlöcher in der Anordnung von Bohrungen bzw. Bohrlöchern für die Injektion von Bohrgut fertig gestellt. In diesem Fall weist das Injizieren eines Fluids unter Druck in das Reservoir das Injizieren des Fluids durch ausgewählte Bohrlöcher auf, die für die Injektion von Bohrklein bzw. Bohrgut fertig gestellt worden sind.
Hierin wird auch ein Verfahren zur Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen aus einer Untergrundformation bereitgestellt. Die Formation hat eine Permeabilität von weniger als ungefähr 10 Millidarcy.
In einer Ausführungsform weist das Verfahren die Bereitstellung eines Bohrlochs in der Untergrundformation auf. Das Bohrloch ist als abgelenktes Bohrloch ausgebildet worden. Ferner ist das Bohrloch in der Untergrundformation entlang zumindest einer ersten Zone und einer zweiten Zone perforiert worden.
Das Verfahren weist auch das Aufspalten der Untergrundformation entlang der ersten und der zweiten Zone auf. Dies bildet eine Vielzahl von Rissen bzw. Brüchen aus, die sich von dem Bohrloch in einer ungefähr vertikal ausgerichteten Ebene erstrecken, die im Wesentlichen senkrecht zu der Richtung der kleinsten Hauptspannung oder minimalen Spannung ist. Das abgelenkte Bohrloch ist bzw. wird bevorzugt als ein im Wesentlichen horizontales Bohrloch in der Untergrundformation fertig gestellt. In diesem Fall erstrecken sich die Risse im Wesentlichen quer zu dem Bohrloch in einer ungefähr vertikal ausgerichteten Ebene, die hierin manchmal als vertikale Risse bezeichnet wird und im Wesentlichen senkrecht zu der Richtung der kleinsten Hauptspannung oder minimalen Spannung ist.
Das Verfahren weist dann die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden durch die vertikalen Risse entlang der ersten und der zweiten Zone auf.
Das Verfahren weist ferner eine Überwachung des Bohrlochs auf. Das Bohrloch wird überwacht, um festzustellen, wann eine Änderung in der Ausrichtung bzw. Orientierung der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation entlang der ersten und der zweiten Zone auftritt. Die Überwachung des Bohrlochs kann (i) die Bestimmung, wann ein festgelegtes Volumen an Kohlenwasserstofffluiden aus dem Bohrloch produziert bzw. gefördert worden ist, (ii) die Bestimmung, wann eine festgelegte Verringerung im Reservoirdruck in der Untergrundformation stattgefunden hat, (iii) die Bestimmung, wann eine ausgewählte Produktions- bzw. Förderungszeitdauer stattgefunden hat, (iv) die Bestimmung, ob mikroseismische und/oder Neigungsmessermesswerte eine Änderung in in-situ-Spannungen anzeigen, oder (v) Kombinationen davon aufweisen.
Das Verfahren weist auch das Injizieren eines Aufspaltungsfluids in die Untergrundformation auf. Das Fluid wird durch Perforationen in der ersten und der zweiten Zone injiziert. Dies erzeugt einen ersten Satz neuer Risse in der Untergrundformation, der sich zumindest teilweise von den vertikalen Rissen entlang einer Ebene erstreckt, die im Wesentlichen transversal zu den vertikalen Rissen ist oder zumindest von diesen weg abgewinkelt ist. Die neuen Risse befinden sich immer noch in einer im Wesentlichen vertikal ausgerichteten Ebene, aber die Ebene der neuen Risse befindet sich in einem Winkel zu dem vertikal ausgerichteten ebenen Netzwerk der ursprünglich erzeugten Risse. Das Verfahren weist ferner die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen durch den ersten Satz neuer Risse und durch die vertikalen Risse entlang der ersten und der zweiten Zone auf.
Das Bohrloch ist bevorzugt ferner in der Untergrundformation entlang einer dritten Zone perforiert worden. In diesem Fall

• weist das Aufspalten der Untergrundformation ferner das Aufspalten der Untergrundformation entlang der dritten Zone auf, um zusätzliche vertikale Risse auszubilden, die sich von dem Bohrloch erstrecken,
• weist die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden durch die vertikalen Risse ferner die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden entlang der dritten Zone auf,
• weist das Überwachen des Bohrlochs ferner das Überwachen des Bohrlochs auf, um festzustellen, wann eine Änderung in der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation entlang der dritten Zone auftreten kann,
• weist das Injizieren eines Aufspaltungsfluids in die Untergrundformation zur Erzeugung des ersten Satzes neuer Risse ferner das Injizieren eines Aufspaltungsfluids durch Perforationen in der dritten Zone auf, und
• weist die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen durch den ersten Satz neuer Risse ferner die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen durch die vertikalen Risse entlang der dritten Zone auf.

In einem Aspekt weist das Verfahren ferner das Injizieren eines Aufspaltungsfluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der ersten, der zweiten und (optional) der dritten Zone auf. Dies erzeugt einen zweiten Satz neuer Risse in der Untergrundformation, die sich zumindest teilweise von (i) den vertikalen Rissen, (ii) dem ersten Satz neuer Risse oder (iii) beiden erstrecken. Die Risse in dem zweiten Satz neuer Risse erstrecken sich entlang einer Ebene, die im Wesentlichen transversal oder zumindest in einem Winkel zu den vertikalen Rissen sein kann. Das Verfahren weist dann ferner die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen durch (i) den zweiten Satz neuer Risse, (ii) den ersten Satz neuer Risse und (iii) die vertikalen Risse entlang der ersten, der zweiten und (optional) der dritten Zone auf.
Die Perforationen entlang der ersten Zone, der zweiten Zone und der dritten Zone sind getrennt. Die Trennung kann zum Beispiel eine Entfernung von zwischen ungefähr 20 Fuß (6,1 Meter) und 500 Fuß (152,4 Meter) sein. Darüber hinaus können sich die vertikalen Risse über eine Distanz von ungefähr 100 Fuß (30,5 Meter) bis 500 Fuß (152,4 Meter) von dem Bohrloch erstrecken.
In einem verwandten Aspekt weist das Verfahren ferner auf:

• Perforieren des Bohrlochs, um neue Perforationen entlang einer ausgewählten Zone zu erzeugen, wobei die neuen Perforationen in einem nicht transversalen Winkel in Bezug auf das Bohrloch geschossen bzw. gesprengt werden,
• Injizieren eines Aufspaltungsfluids in die Untergrundformation durch die neuen Perforationen in der ausgewählten Zone, um die Untergrundformation entlang der ausgewählten Zone aufzuspalten, und
• Produzieren bzw. Fördern von Kohlenwasserstofffluiden durch Perforationen entlang der ausgewählten Zone.

Hierin werden auch andere Aspekte von Verfahren zur Produktion bzw. Förderung von Kohlenwassersroffen aus einer Untergrundformation bereitgestellt. Die Formation hat wiederum eine Permeabilität von weniger als ungefähr 10 Millidarcy.
In manchen Ausgestaltungen weist das Verfahren die Bereitstellung eines Bohrlochs in der Untergrundformation auf. Das Bohrloch ist als abgelenktes Bohrloch fertig gestellt worden. Ferner ist das Bohrloch in der Untergrundformation entlang zumindest einer ersten Zone und einer zweiten Zone perforiert worden.
Das Verfahren weist auch das Aufspalten der Untergrundformation entlang der ersten und der zweiten Zone auf. Dies bildet eine Vielzahl von in einer vertikalen Ebene gebildeten Rissen aus, die hierin als vertikale Risse bezeichnet wird und sich von dem Bohrloch erstreckt. Das abgelenkte Bohrloch ist bzw. wird bevorzugt als ein im Wesentlichen horizontales Bohrloch in der Untergrundformation fertig gestellt. In diesem Fall erstrecken sich die vertikalen Risse im Wesentlichen transversal zu dem Bohrloch.
Das Verfahren weist dann die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden durch die vertikalen Risse entlang der ersten und der zweiten Zone auf.
Das Verfahren weist auch das Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation auf. Das Fluid wird durch Perforationen in der zweiten Zone injiziert. Dies dient dazu, den Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der ersten Zone zu erhöhen, und bewirkt auch eine Änderung in den in-situ-Spannungen in der Untergrundformation entlang der ersten Zone. Es ist darauf hinzuweisen, dass das Fluid nicht mit einem Druck oberhalb des Formationstrenndrucks injiziert wird.
Das Verfahren weist ferner das Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der ersten Zone auf. In diesem Fall bewirkt die Fluidinjektion eine Ausbreitung von Rissen in der Untergrundformation entlang der ersten Zone zumindest teilweise in Richtung auf die zweite Zone auf.
Das Verfahren weist auch die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen durch die Perforationen entlang der ersten Zone auf. Das Verfahren kann ferner die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen durch die Perforationen entlang der zweiten Zone zusammen mit der Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen aus der ersten Zone aufweisen.
In einem Aspekt weist das Verfahren ferner eine Überwachung des Bohrlochs auf, um festzustellen, wann eine Änderung in der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation entlang der ersten Zone als eine Folge der Injektion des Fluids in die zweite Zone auftreten kann. Die Überwachung des Bohrlochs kann durch (i) Bestimmung, wann ein festgelegtes Volumen an Kohlenwasserstofffluiden aus der ersten Zone produziert bzw. gefördert worden ist, (ii) Bestimmung, wann eine festgelegte Verringerung im Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der ersten Zone stattgefunden hat, (iii) Bestimmung, wann eine ausgewählte Produktions- bzw. Förderungszeitdauer stattgefunden hat, (iv) Bestimmung, ob mikroseismische und/oder Neigungsmessermesswerte eine Änderung in in-situ-Spannungen anzeigen, (v) Bestimmung, wenn ein ausgewähltes Fluidvolumen in die Untergrundformationen durch die Perforationen in der zweiten Zone injiziert worden ist, oder (vi) Kombinationen davon durchgeführt werden.
Das Bohrloch ist bevorzugt ferner in der Untergrundformation entlang einer dritten Zone perforiert worden. In diesem Fall

• weist das Aufspalten der Untergrundformation ferner das Aufspalten der Untergrundformation entlang der dritten Zone auf, um zusätzliche vertikale Risse auszubilden, die sich von dem Bohrloch erstrecken,
• weist die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden durch die vertikalen Risse ferner die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden entlang der dritten Zone auf, und
• erhöht die Injektion eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der zweiten Zone ferner den Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der dritten Zone und bewirkt ferner eine Änderung in den in-situ-Spannungen in der Untergrundformation entlang der dritten Zone.

Das Verfahren weist dann ferner auf:

• das Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der dritten Zone, wodurch eine Ausbreitung neuer Risse in die Untergrundformation entlang der dritten Zone zumindest teilweise in Richtung auf die zweite Zone bewirkt wird, und
• die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen durch die neuen Risse und die neuen Perforationen entlang der dritten Zone.

Das Verfahren kann auch die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen durch die Perforationen entlang der ersten und der zweiten Zone zusammen mit der Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen aus der dritten Zone aufweisen.
Die Perforationen entlang der ersten Zone, der zweiten Zone und der optionalen dritten Zone sind getrennt. Die Trennung kann zum Beispiel eine Entfernung von zwischen ungefähr 20 Fuß (6,1 Meter) und 500 Fuß (152,4 Meter) sein. Darüber hinaus können sich die Risse über eine Distanz von ungefähr 100 Fuß (30,5 Meter) bis 500 Fuß (152,4 Meter) von dem Bohrloch erstrecken.
In manchen Ausgestaltungen weist das Verfahren ferner auf:

• Unterbrechen der Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen aus der ersten Zone,
• Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der ersten Zone, wodurch der Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der zweiten Zone erhöht wird und eine Änderung in den in-situ-Spannungen in der Untergrundformation entlang der zweiten Zone bewirkt wird,
• Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der zweiten Zone, wodurch eine Ausbreitung neuer Risse in der Untergrundformation entlang der zweiten Zone zumindest teilweise in Richtung auf die erste Zone bewirkt wird, und
• Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen durch die neuen Risse und die Perforationen entlang der zweiten Zone.

In manchen Ausgestaltungen weist das Verfahren ferner auf:

• Unterbrechen der Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen aus der dritten Zone,
• Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der dritten Zone, wodurch der Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der ersten Zone erhöht wird und eine Änderung in den in-situ-Spannungen in der Untergrundformation entlang der ersten Zone bewirkt wird,
• Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der zweiten Zone, wodurch eine Ausbreitung neuer Risse in der Untergrundformation entlang der zweiten Zone zumindest teilweise in Richtung auf die dritte Zone bewirkt wird, und
• Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen durch die neuen Risse und die Perforationen entlang der zweiten Zone.

KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Damit die vorliegenden Erfindungen besser verstanden werden können, sind bestimmte Zeichnungen, Diagramme, grafische Darstellungen und/oder Flussdiagramme beigefügt. Es ist jedoch darauf hinzuweisen, dass die Zeichnungen nur ausgewählte Ausführungsformen der Erfindungen veranschaulichen und daher nicht als den Bereich beschränkend angesehen werden dürfen, da die Erfindungen andere gleichermaßen wirksame Ausführungsformen und Anwendungen zulassen können.
1 ist eine Querschnittsansicht eines illustrativen Bohrlochs. Das Bohrloch ist als ein abgelenktes Bohrloch in einer Untergrundformation fertig gestellt worden. Die Untergrundformationen enthält Kohlenwasserstofffluide.
2A bis 2K sind perspektivische Ansichten eines unteren Abschnitts des Bohrlochs der 1. Das Bohrloch ist in drei illustrative Zonen für die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen aus der Untergrundformation unterteilt oder aufgeteilt. Das Bohrloch ist mit einem Strang von Produktionsrohrtour ausgekleidet.
In 2A ist die Rohrtour in jeder einer ersten Zone, einer zweiten Zone und einer dritten Zone perforiert worden.
In 2B wird ein Aufspaltungsfluid durch die Perforationen in der Rohrtour injiziert. Die Untergrundformation wird entlang der ersten Zone, der zweiten und der dritten Zone aufgespalten.
In 2C sind vertikale Risse in jeder der ersten, zweiten und dritten Zone ausgebildet worden.
In 2D ist das Bohrloch in volle Produktion bzw. Förderung versetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden aus der Untergrundformation entlang jeder der ersten, zweiten und dritten Zone produziert. Entlang jeder der Bohrlochzonen ist eine erste Produktionszone zu sehen.
In 2E ist die Produktion bzw. Förderung aus dem Bohrloch vorübergehend unterbrochen worden. Nun wird Fluid durch die Perforationen entlang jeder der ersten, zweiten und dritten Zone unter hohem Druck injiziert.
In 2F wird ein erster neuer Satz von Rissen in jeder der ersten, zweiten und dritten Zone ausgebildet. Die neuen Sätze von Rissen erstreckt sich von den ursprünglichen vertikalen Rissen zumindest teilweise in eine Richtung, die transversal zu den ursprünglichen vertikalen Rissen ist.
In 2G ist das Bohrloch wieder in Produktion bzw. Förderung versetzt worden. Es werden wieder Kohlenwasserstofffluide aus der Untergrundformation entlang jeder der ersten, zweiten und dritten Zone produziert bzw. gefördert. Entlang jeder der Zonen ist eine zweite, größere Produktionszone zu sehen.
In 2H ist die Produktion bzw. Förderung aus dem Bohrloch vorübergehend unterbrochen worden. Nun wird erneut Fluid unter hohem Druck durch Perforationen in jeder der ersten, zweiten und dritten Zone in die Untergrundformation injiziert.
In 2I ist ein zweiter neuer Satz von Rissen ausgebildet worden. Die Risse in dem zweiten neuen Satz von Rissen erstrecken sich von den ursprünglichen vertikalen Rissen und dem ersten neuen Satz von Rissen.
In 2J ist das Bohrloch wieder in Produktion bzw. Förderung versetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden durch den zweiten und ersten neuen Satz von Rissen zusammen mit den ursprünglichen vertikalen Rissen produziert bzw. gefördert. Um jede der Zonen herum ist eine dritte, größere Produktionszone zu sehen.
In 2K sind neue Zwischenperforationen entlang der Rohrtour ausgebildet worden. Die illustrativen Perforationen sind in einem Winkel nicht transversal zu der Rohrtour ausgerichtet. Die Untergrundformation ist auch aus den Zwischenperforationen aufgespalten worden.
3A und 3B sind ein einziges Flussdiagramm, das Schritte zur Durchführung eines Verfahrens zur Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen aus einer Untergrundformation zeigt.
4A bis 4Q sind perspektivische Ansichten eines unteren Abschnitts des Bohrlochs der 1. Das Bohrloch ist wieder in drei illustrative Zonen für die Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden aus der Untergrundformation unterteilt. Das Bohrloch ist mit einem Strang von Produktionsrohrtour ausgekleidet.
In 4A ist die Rohrtour in jeder einer ersten Zone, einer zweiten Zone und einer dritten Zone perforiert worden.
In 4B wird ein Aufspaltungsfluid durch die Perforationen in der Rohrtour injiziert. Die Untergrundformation wird entlang der ersten, der zweiten und der dritten Zone aufgespalten.
In 4C sind Risse in einer vertikalen Ebene in jeder der ersten, zweiten und dritten Zone ausgebildet worden.
In 4D ist das Bohrloch in Produktion bzw. Förderung versetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden aus der Untergrundformation entlang jeder der ersten, zweiten und dritten Zone produziert bzw. gefördert. Entlang jeder der Bohrlochzonen ist eine erste Produktionszone zu sehen.
In 4E ist die Produktion bzw. Förderung aus der zweiten Zone vorübergehend unterbrochen worden. Ein Fluid wird auch in die zweite Zone injiziert. Dies erhöht den Reservoirdruck entlang der zweiten Zone und erstreckt sich in Spannungsfelder entlang der ersten und dritten Zone.
In 4F ist die Produktion bzw. Förderung aus jeder der ersten und der dritten Zone vorübergehend unterbrochen worden. Nun werden Aufspaltungsfluide entlang der ersten und dritten Zone unter hohem Druck in die Untergrundformation injiziert.
Es werden auch Fluide in die zweite Zone injiziert, um den Formationsdruck aufrechtzuerhalten.
In 4G sind erste neue Sätze von Rissen in der ersten und dritten Zone erzeugt worden. Die ersten neuen Risse breiten sich zumindest teilweise in Richtung auf die zweite (Zwischen-)Zone aus. Anders ausgedrückt erstrecken sich die neuen Sätze von Rissen zumindest teilweise von den ursprünglichen vertikalen Rissen in einer Richtung, die zumindest teilweise transversal zu den vertikalen Rissen ist.
In 4H ist das Bohrloch wieder in volle Produktion bzw. Förderung versetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden wieder aus der Untergrundformation entlang jeder der ersten, zweiten und dritten Zone produziert bzw. gefördert. Entlang der ersten und dritten Zone ist eine zweite, größere Produktionszone zu sehen.
In 4I ist die Produktion bzw. Förderung aus der ersten Zone vorübergehend unterbrochen worden. Nun wird Fluid durch Perforationen in der ersten Zone in die Untergrundformation injiziert, um den Reservoirdruck in der ersten Zone und sich in das Spannungsfeld in der zweiten Zone ausdehnend zu erhöhen.
In 4J ist die Produktion bzw. Förderung auch aus der zweiten Zone unterbrochen worden. Ein Aufspaltungsfluid wird entlang der zweiten Zone unter hohem Druck in die Untergrundformation injiziert, um einen neuen Satz von Rissen auszubilden.
In 4K sind neue Risse entlang der zweiten Zone ausgebildet worden. Die Risse in dem zweiten neuen Satz von Rissen erstrecken sich von den ursprünglichen vertikalen Rissen und in Richtung auf die erste Zone. Anders ausgedrückt erstreckt sich der zweite neue Satz von Rissen von den ursprünglichen vertikalen Rissen in einer Richtung, die transversal oder zumindest teilweise transversal zu den vertikalen Rissen ist.
In 4L ist das Bohrloch wieder in Produktion bzw. Förderung versetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden durch den ersten neuen Satz von Rissen und die ursprünglichen vertikalen Risse in jeder der ersten, zweiten und dritten Zone produziert bzw. gefördert. Nun ist entlang der zweiten Zone eine zweite, größere Produktionszone zu sehen.
In 4M ist die Produktion bzw. Förderung aus der dritten Zone vorübergehend unterbrochen worden. Nun wird Fluid durch Perforationen in der dritten Zone in die Untergrundformation injiziert, um den Reservoirdruck in der dritten Zone und sich in die zweite Zone ausdehnend zu erhöhen.
In 4N ist die Produktion bzw. Förderung auch aus der zweiten Zone vorübergehend unterbrochen worden. Fluid wird entlang der zweiten Zone unter hohem Druck in die Untergrundformation injiziert, um einen neuen Satz von Rissen auszubilden.
In 4O sind wieder neue Risse entlang der zweiten Zone ausgebildet worden. Die Risse in dem neuen Satz von Rissen erstrecken sich von den ursprünglichen vertikalen Rissen und in Richtung auf die dritte Zone.
In 4P ist das Bohrloch wieder in Produktion bzw. Förderung versetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden durch den neuen Satz von Rissen und die ursprünglichen vertikalen Risse in jeder der ersten, zweiten und dritten Zone produziert bzw. gefördert. Entlang der zweiten Zone ist eine dritte, größere Produktionszone zu sehen.
In 4Q sind neue Zwischenperforationen entlang der Rohrtour ausgebildet worden. Die illustrativen Perforationen sind in einem Winkel nicht transversal zu der Rohrtour ausgerichtet. Die Untergrundformation ist auch aus den Zwischenperforationen aufgespalten worden.
5A bis 5C sind ein einzelnes Flussdiagramm, das Schritte zur Durchführung eines Verfahrens zur Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen aus einer Untergrundformation zeigt.
6A zeigt eine perspektivische Ansicht eines entworfenen bzw. ausgestalteten Rissnetzwerks.
6B zeigt eine andere perspektivische Ansicht eines entworfenen bzw. ausgestalteten Rissnetzwerks.
7 stellt eine Ansicht eines Kohlenwasserstoffentwicklungsgebiets dar. Eine Bohrungsanordnungs- und -fertigstellungsanordnung ist für die Erzeugung eines Rissnetzwerks und die anschließende Produktion bzw. Förderung von Kohlenwasserstofffluiden angegeben.
8 ist ein Flussdiagramm, das Schritte zur Durchführung eines Verfahrens zur Erzeugung eines Netzwerks von Rissen in einem Reservoir in einer Ausführungsform zeigt. Das Reservoir stellt bevorzugt eine Gesteinsmatrix mit einer geringen Permeabilität dar.
9 ist ein Flussdiagramm, das verschiedene Schritte zur Bestimmung oder zur Überwachung von in-situ-Spannungen in einem Spannungsfeld angibt.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG BESTIMMTER AUSFÜHRUNGSFORMEN
Definitionen
Wie er hierin verwendet wird, bezieht sich der Begriff ”Kohlenwasserstoff” auf eine organische Verbindung, die hauptsächlich, wenn nicht sogar ausschließlich, die Elemente Wasserstoff und Kohlenstoff enthält. Kohlenwasserstoffe fallen im Allgemeinen in zwei Klassen: aliphatische oder unverzweigte kettenförmige Kohlenwasserstoffe und zyklische Kohlenwasserstoffe oder Kohlenstoffe mit geschlossenem Ring, einschließlich zyklischer Terpene. Beispiele für Kohlenwasserstoff enthaltende Materialien umfassen jede Form von Erdgas, Öl, Kohle und Bitumen, die als ein Kraftstoff oder Brennstoff verwendet oder zu einem Kraftstoff oder Brennstoff aufgewertet werden können.
Wie er hierin verwendet wird, bezieht sich der Begriff ”Kohlenwasserstofffluide” auf einen Kohlenwasserstoff oder Mischungen von Kohlenwasserstoffen, die Gase oder Flüssigkeiten sind. Zum Beispiel können Kohlenwasserstofffluide einen Kohlenwasserstoff oder Mischungen von Kohlenwasserstoffen enthalten, die bei Bildungsbedingungen oder Formationsbedingungen, bei Verarbeitungsbedingungen oder bei Umgebungsbedingungen (15°C und 1 atm Druck) Gase oder Flüssigkeiten sind. Kohlenwasserstofffluide können zum Beispiel Öl, Erdgas, Flözgas, Schiefergas, Pyrolyseöl, Pyrolysegas, ein Pyrolyseprodukt von Kohle und andere Kohlenwasserstoffe enthalten, die sich in einem gasförmigen oder flüssigen Zustand befinden.
Wie sie hierin verwendet werden, beziehen sich die Begriffe ”produzierte Fluide” bzw. ”geförderte Fluide” und ”Produktionsfluide” bzw. ”Förderfluide” auf aus einer Untergrundformation entfernte Flüssigkeiten und/oder Gase, einschließlich zum Beispiel einer an organischen Stoffen reichen Gesteinsformation. Produzierte bzw. geförderte Fluide können sowohl Kohlenwasserstofffluide als auch Nichtkohlenwasserstofffluide enthalten. Produktionsfluide bzw. Förderfluide können Öl, pyrolisiertes Schieferöl, Gas, Synthesegas, ein Pyrolyseprodukt von Kohle, Kohlendioxid, Wasserstoffsulfid und Wasser (einschließlich Dampf) enthalten, sind aber nicht darauf beschränkt.
Wie er hierin verwendet wird, bezieht sich der Begriff ”Fluid” auf Gase, Flüssigkeiten und Kombinationen von Gasen und Flüssigkeiten sowie auf Kombinationen von Gasen und Feststoffen, Kombinationen von Flüssigkeiten und Feststoffen und Kombinationen von Gasen, Flüssigkeiten und Feststoffen.
Wie er hierin verwendet wird, bezieht sich der Begriff ”Gas” auf ein Fluid, das sich bei 1 atm und 15°C in seiner Dampf- bzw. Gasphase befindet.
Wie er hierin verwendet wird, bezieht sich der Begriff ”Öl” auf ein Kohlenwasserstofffluid, das hauptsächlich eine Mischung von kondensierbaren bzw. verflüssigbaren Kohlenwasserstoffen enthält.
Wie er hierin verwendet wird, bezieht sich der Begriff ”Untergrund” auf geologische Banken, Lagen bzw. Schichten, die unter der Oberfläche der Erde vorkommen.
Der Begriff ”Zone von Interesse” bezieht sich auf einen Teil einer Formation, die Kohlenwasserstoffe enthält.
Wie er hierin verwendet wird, bezieht sich der Begriff ”Formation” auf jede definierbare Untergrundregion. Die Formation kann eine oder mehrere Kohlenwasserstoff enthaltende Schichten, eine oder mehrere Nichtkohlenwasserstoff enthaltende Schichten, ein Deckgebirge bzw. einen Abraum und/oder eine Unterlage (underburden) jeder geologischen Formation aufweisen.
Wie er hierin verwendet wird, bezieht sich der Begriff ”kohlenwasserstoffreiche Formation” auf jede Formation, die mehr als Spurenmengen an Kohlenwasserstoffen enthält. Eine kohlenwasserstoffreiche Formation kann zum Beispiel Teile bzw. Bereiche enthalten, die Kohlenwasserstoffe mit einem Niveau von mehr als fünf Volumenprozent enthalten. Die Kohlenwasserstoffe, die sich in einer kohlenwasserstoffreichen Formation befinden, können zum Beispiel Öl, Erdgas, schwere Kohlenwasserstoffe und feste Kohlenwasserstoffe enthalten.
Wie er hierin verwendet wird, bezieht sich der Begriff ”an organischen Stoffen reiches Gestein” auf jede Gesteinsmatrix, die feste Kohlenwasserstoffe und/oder schwere Kohlenwasserstoffe enthält. Gesteinsmatrizen können Sedimentgestein, Schiefer, Schluff- bzw. Siltgesteine, Sände, Silicilyte, Karbonate und Diatomite enthalten, sind aber nicht darauf beschränkt. An organischen Stoffen reiches Gestein kann Kerogen enthalten.
Wie er hierin verwendet wird, bezieht sich der Begriff ”hydraulischer Riss” bzw. ”hydraulische Aufspaltung” auf einen Riss, einen Bruch bzw. eine Aufspaltung, der bzw. die zumindest teilweise in eine Formation ausgebreitet ist, wobei der Riss, der Bruch bzw. die Aufspaltung durch Injektion von unter Druck stehenden Fluiden in die Formation erzeugt wird. Auch wenn der Begriff ”hydraulischer Riss” bzw. ”hydraulische Aufspaltung” verwendet wird, sind die Erfindungen hierin nicht auf die Verwendung in hydraulischen Aufspaltungen beschränkt. Die Erfindung ist zur Verwendung in jedem Riss, jedem Bruch bzw. jeder Aufspaltung geeignet, der bzw. die in irgendeiner vom Fachmann für geeignet gehaltenen Weise erzeugt wird. Der Riss, der Bruch bzw. die Aufspaltung kann durch Injektion eines Stützmittels künstlich offen gehalten werden. Hydraulische Risse, Brüche bzw. Aufspaltungen können in ihrer Ausrichtung im Wesentlichen horizontal, in ihrer Ausrichtung im Wesentlichen vertikal oder entlang irgendeiner anderen Ebene ausgerichtet sein.
Wie er hierin verwendet wird, bezieht sich der Begriff ”Bohrloch” auf ein Loch im Untergrund, das durch Bohren oder Einführen einer Leitung, eines Rohrs bzw. eines Kanals in den Untergrund hergestellt worden ist. Ein Bohrloch kann einen im Wesentlichen kreisförmigen Querschnitt oder andere Querschnittsformen aufweisen. Wie er hierin verwendet wird, kann der Begriff ”Bohrung”, wenn er sich auf eine Öffnung in der Formation bezieht, austauschbar mit dem Begriff ”Bohrloch” verwendet werden.
Beschreibung ausgewählter spezifischer Ausführungsformen
Die Erfindungen werden hierin in Verbindung mit bestimmten spezifischen Ausführungsformen beschrieben. Soweit die folgende detaillierte Beschreibung für eine bestimmte Ausführungsform oder eine bestimmte Verwendung spezifisch ist, soll dies jedoch lediglich veranschaulichend sein und darf nicht als den Bereich der Erfindungen beschränkend interpretiert werden.
1 ist eine Querschnittsansicht eines illustrativen Bohrlochs 100. Das Bohrloch 100 definiert eine Bohrung 105, die sich von einer Oberfläche 101 und in den Untergrund 110 der Erde erstreckt. Die Bohrung 105 weist bevorzugt ein Einschlussventil 108 auf. Das Einschlussventil 108 regelt den Fluss von Produktionsfluiden aus dem Bohrloch 100 in dem Fall eines katastrophalen Ereignisses an der Oberfläche 101.
Das Bohrloch 100 weist einen Bohrlochkopf auf, der schematisch bei 120 gezeigt ist. Der Bohrlochkopf 120 enthält verschiedene Einrichtungen an Durchflussmengenregelungsausrüstung, wie etwa ein unteres Hauptaufspaltungsventil 122 und ein oberes Hauptaufspaltungsventil 124. Es ist darauf hinzuweisen, dass der Bohrlochkopf 120 während der Ausbildung und Fertigstellung des Bohrlochs 100 andere Komponenten aufweist, wie etwa eine Bohrlochabsperrvorrichtung bzw. einen Blow-out Preventer (nicht gezeigt). In einem Unterwasserzusammenhang kann der Bohrlochkopf auch ein Tiefsee-Steigleitungs-Paket (Lower Marine Riser Package) enthalten.
Das Bohrloch 100 ist durch Anordnen einer Reihe von Rohren in den Untergrund 110 fertig gestellt worden. Diese Rohre enthalten einen ersten Verrohrungs-, Futterrohr- bzw. Rohrtourstrang 130, der manchmal als Ankerrohrtour oder Standrohr bekannt ist. Diese Rohre enthalten auch einen letzten Verrohrungs-, Futterrohr- bzw. Rohrtourstrang 150, der als eine Produktionsrohrtour bekannt ist. Die Rohre enthalten auch einen oder mehrere Sätze von Zwischenverrohrungen, -futterrohren bzw. -rohrtouren 140. Typischerweise werden der Ankerrohrtourstrang 130 und der Zwischenrohrtourstrang 140 unter Verwendung einer Zementhülle an Ort und Stelle fixiert. Es ist zu sehen, dass eine Zementhülle 135 den Untergrund 110 entlang der Ankerrohrtour 130 isoliert, während zu sehen ist, dass eine Zementhülle 145 den Untergrund 110 entlang der Zwischenrohrtour 140 isoliert.
Das illustrative Bohrloch 100 ist horizontal fertig gestellt worden. Ein horizontaler Abschnitt ist bei 160 gezeigt. Der horizontale Abschnitt 160 weist eine Ferse 162 auf. Der horizontale Abschnitt 160 weist auch ein vorderes Ende bzw. einen Zeh 164 auf, das bzw. der sich durch ein Kohlenwasserstoff führendes Intervall 170 erstreckt. Auch wenn das Bohrloch 100 als eine horizontale Fertigstellung gezeigt ist, ist darauf hinzuweisen, dass die vorliegenden Erfindungen gleichermaßen bei abgelenkten Bohrungen (deviated wells) Anwendung finden können, die sich durch mehr als eine Zone von Interesse erstrecken.
In 1 erstreckt sich der horizontale Abschnitt 160 des Bohrlochs 100 lateral bzw. quer durch eine Formation 170. Die Formation 170 kann eine Karbonat- oder Sandformation sein, die gute Konsolidierung, aber schlechte Permeabilität aufweist. Mehr bevorzugt ist die Formation 170 jedoch eine Schieferformation mit geringer Permeabilität. In jedem Fall kann die Formation 170 eine Permeabilität von weniger als 100 Millidarcy oder weniger als 50 Millidarcy oder weniger als 10 Millidarcy oder sogar weniger als 1 Millidarcy aufweisen.
Für das illustrative Bohrloch 100 stellt die Produktionsrohrtour 150 eine Auskleidung dar. Dies bedeutet, dass sich die Rohrtour 150 nicht zurück bis zur Oberfläche 101 erstreckt, sondern an einem Zwischenrohrtourstrang 140 unter Verwendung einer Auskleidungsaufhängungsvorrichtung 152 aufgehängt ist. Die Produktionsrohrtour 150 erstreckt sich im Wesentlichen bis zu dem vorderen Ende bzw. Zeh 164 des Bohrlochs 100 und ist mit einer Zementhülle 155 an Ort und Stelle zementiert.
Der horizontale Abschnitt 160 des Bohrlochs 100 erstreckt sich über viele Hunderte von Fuß. Der horizontale Abschnitt 160 kann sich zum Beispiel über mehr als 250 Fuß oder mehr als 1000 Fuß oder sogar mehr als 5000 Fuß erstrecken. Der Verlauf des horizontalen Abschnitts 160 des Bohrlochs 100 über derart große Distanzen erhöht die Einwirkung der Formation 170 geringer Permeabilität auf das Bohrloch 100.
Um die Einströmung von Kohlenwasserstofffluiden aus der Formation 170 in die Produktionsrohrtour 150 zu ermöglichen, ist die Produktionsrohrtour 150 perforiert. Perforationen sind bei 157 gezeigt. Auch wenn nur drei Sätze von Perforationen 157 gezeigt sind, ist darauf hinzuweisen, dass der horizontale Abschnitt 160 viel mehr Sätze von Perforationen 157 aufweisen kann.
In Vorbereitung der Produktion von Kohlenwasserstoffen kann es für den Betreiber wünschenswert sein, die Formation 170 durch Zirkulieren einer Säurelösung zu stimulieren. Dies dient dazu, Rest-Bohrschlamm sowohl entlang der Wand des Bohrlochs 105 als auch in dem bohrlochnahen Bereich (dem Bereich in der Formation 170 in der Nähe der Produktionsrohrtour 150) zu entfernen. Darüber hinaus kann es der Betreiber wünschen, die Formation 170 aufzuspalten. Dies wird vorgenommen, indem ein Aufspaltungsfluid unter hohem Druck durch die Perforationen 157 und in die Formation 170 injiziert wird. Der Aufspaltungsprozess erzeugt Risse bzw. Spalte 159 entlang der Formation 170, um den Fluidfluss in die Produktionsrohrtour 150 zu verbessern.
Um die Injektion von Aufspaltungsfluid und Stimulationsfluid in die Formation 170 zu erleichtern, kann das Bohrloch 100 in Abschnitte oder Zonen unterteilt sein. In dem illustrativen Bohrloch 100 der 1 ist der horizontale Abschnitt 160 in drei Zonen 154, 156, 158 unterteilt. Auch wenn in 1 nur drei Zonen gezeigt sind, ist es ersichtlich, dass ein horizontal fertig gestelltes Bohrloch in zahlreiche zusätzliche Zonen unterteilt sein kann. Jede Zone kann zum Beispiel eine Länge von bis zu ungefähr 30 m (100 Fuß) darstellen. Im Betrieb kann der Betreiber jede Zone 154, 156, 158 separat aufspalten und behandeln.
Es ist wünschenswert, die Komplexität von Rissen 159 in der Formation 170 zu erhöhen. Dies erhöht die Exposition der Gesteinsmatrix, die die Formation 170 bildet, gegenüber den Perforationen 157 und somit gegenüber der Bohrung 105. Daher wird hierin ein Verfahren bereitgestellt, durch das Risse in der Formation 170 schrittweise mit verschiedenen Achsen und Winkeln ausgebildet werden können. Illustrative Schritte für ein solches Verfahren sind in einer Ausführungsform in den 2A bis 2K gezeigt.
Die 2A bis 2K sind perspektivische Ansichten eines unteren Abschnitts eines Bohrlochs 200. Das Bohrloch 200 kann in einer Ausführungsform der untere Abschnitt des illustrativen Bohrlochs 100 der 1 sein. Das Bohrloch 200 ist als ein abgelenktes Bohrloch (deviated wellbore) durch eine Untergrundformation 250 fertig gestellt. Das illustrative Bohrloch 200 ist im Wesentlichen horizontal fertig gestellt.
Die Untergrundformation 250 stellt eine Gesteinsmatrix mit begrenzter Permeabilität dar. Die Formation kann zum Beispiel eine Permeabilität von weniger als ungefähr 10 Millidarcy aufweisen. Die Untergrundformation stellt ein Kohlenwasserstoff produzierendes Reservoir dar, wie etwa eine Formation mit eingeschlossenem Erdgas, eine Schiefergasformation oder eine Flözgasformation. Das Reservoir kann Methan zusammen mit sogenannten Säuregasen enthalten, wie etwa Kohlendioxid und Wasserstoffsulfid. Das Reservoir kann im Übrigen auch Wasser oder Sole enthalten.
Das Bohrloch 200 enthält einen Verrohrungs-, Futterrohr bzw. Rohrtourstrang 202. Die Rohrtour 202 ist in die Formation 250 zementiert worden. In jeder der 2A bis 2K ist eine Zementhülle 204 weggeschnitten gezeigt. Die Rohrtour 202 bildet einen länglichen rohrförmigen Körper, der eine Bohrung 205 dadurch bildet. In der Bohrlochanordnung der 2A bis 2K ist die Bohrung 205 in Abschnitte 240 und 245 geteilt. Die Abschnitte 240, 245 sind durch eine Wand 242 in der Weise getrennt, dass zwischen den Abschnitten 240, 245 keine Fluidverbindung existiert. Jeder der Abschnitte 240 und 245 hat ein halbkreisförmiges Profil. Es können jedoch auch andere Profile eingesetzt werden.
Der Vorteil der Teilung der Bohrung 205 besteht darin, dass sie es dem Betreiber ermöglicht, alternativ Fluide aus der Untergrundformation 250 zu produzieren und Fluide in diese zu injizieren. Dies kann geschehen, ohne abwechselnde Stränge von Produktionsrohren und Injektionsrohren in die Rohrtour 202 einzuführen und aus dieser zu entfernen. Die unten beanspruchten Verfahren erlauben jedoch entweder die Verwendung eines geteilten rohrförmigen Körpers oder das zyklische Verlegen von Produktions- und Rohrsträngen. Ferner erlauben die Ansprüche die Anordnung von sowohl einem Rohrstrang als auch einem Injektionsstrang zusammen in der Bohrung 205 der Rohrtour (wie es in den 4A bis 4Q gezeigt ist).
In 2A sind separate Pfeile ”P” und ”I” zu sehen. Der Pfeil ”I” kennzeichnet einen Injektionsweg für Fluide in die Untergrundformation 250. Die Injektionsfluide können sich durch den Abschnitt 240 bewegen. In ähnlicher Weise kennzeichnet der Pfeil ”P” einen Fluss von Produktionsfluiden aus der Untergrundformation 250. Produktionsfluide können sich durch den Abschnitt 245 bewegen.
In jeder der 2A bis 2K ist das Bohrloch 200 in drei illustrative Zonen 210, 220, 230 unterteilt. Jede Zone 210, 220, 230 befindet sich in der Untergrundformation 250 und verläuft durch Kohlenwasserstofffluide.
In 2A ist die Rohrtour 202 in der ersten Zone 210, der zweiten Zone 220 und der dritten Zone 230 perforiert worden. Perforationen in der ersten Zone 210 sind bei 212 zu sehen, Perforationen in der zweiten Zone 220 sind bei 222 zu sehen, und Perforationen in der dritten Zone 230 sind bei 232 zu sehen. Die Perforationen 212, 222, 232 verlaufen durch die Rohrtour 202 und die Zementhülle 204 und bringen die Bohrung 205 in Fluidverbindung mit der umgebenden Formation 250.
2B zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 200. In 2B wird ein Aufspaltungsfluid in die Untergrundformation 250 injiziert. Fluid strömt in dem Abschnitt 240 gemäß dem Pfeil ”I”. Von dort strömt das Fluid unter hohem Druck durch die Perforationen 212, 222, 232 in der Rohrtour 202 und in die Untergrundformation 250. Pfeile 216 zeigen die Strömung von Aufspaltungsfluid in die erste Zone 210, Pfeile 226 zeigen die Strömung von Aufspaltungsfluid in die zweite Zone 226, und Pfeile 236 zeigen die Strömung von Aufspaltungsfluid in die dritte Zone 236.
2C zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 200. In 2C hat das Aufspaltungsfluid vertikale Risse in jeder der ersten 210, zweiten 220 und dritten 230 Zone erzeugt. Vertikale Risse 214' sind entlang der ersten Zone 210 gebildet, vertikale Risse 224' sind entlang der zweiten Zone 220 gebildet, und vertikale Risse 234' sind entlang der dritten Zone 230 gebildet. Auch wenn die vertikalen Risse 214', 224', 234' in linearer Form gezeigt sind, ist darauf hinzuweisen, dass die Risse tatsächlich planar bzw. eben sind. Auch wenn die vertikalen Risse 214', 224', 234' in nur zwei Linien gezeigt sind, ist darüber hinaus darauf hinzuweisen, dass jede Zone 210, 220, 230 höchstwahrscheinlich entlang mehr als einer vertikalen Ebene aufgespalten sein wird. Es ist wiederum auch darauf hinzuweisen, dass auch wenn Risse als vertikale Risse bezeichnet und als solche dargestellt sind, Risse dazu tendieren, sich vertikal und/oder horizontal senkrecht zu der Richtung der kleinsten Hauptspannung auszubreiten, wobei die Risse zusammen einen ungefähr vertikal ausgerichteten ebenen bzw. planaren Riss bzw. Bruch bilden. Wenn die horizontalen Richtungen die x- und y-Achsen sind und die vertikale Richtung durch eine z-Achse definiert ist und die Richtung der kleinsten Hauptspannung in der x-Richtung liegt, würden sich mit anderen Worten mehrere Risse in der y-z-Ebene bilden.
2D zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 200. In 2D ist das Bohrloch 200 in volle Produktion versetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden aus der Untergrundformation 250 entlang jeder der ersten 210, zweiten 220 und dritten 230 Zone produziert. Fluide strömen aus der Untergrundformation 250 durch die vertikalen Risse 214', 224', 234' und durch die jeweiligen Perforationen 212, 222, 232. Von dort strömen Produktionsfluide durch den Abschnitt 245 in der Rohrtour 202 und gemäß dem Pfeil ”P” in Richtung auf die Oberfläche (nicht gezeigt).
Es ist darauf hinzuweisen, dass jeder der Risse 214', 224', 234' eine erste Produktionszone erzeugt. Dies ist schematisch in 2D angegeben. Die erste Produktionszone in der ersten Zone 210 ist bei 215' zu sehen, die erste Produktionszone in der zweiten Zone 220 ist bei 225' zu sehen, und die erste Produktionszone in der dritten Zone ist bei 235' zu sehen. Aufgrund der geringen Permeabilität der Gesteinsmatrix, die die Untergrundformation 250 bildet, bleiben die Produktionszonen 215', 225', 235' relativ eng an die durch die vertikalen Risse 214', 224', 234' erzeugten Rissebenen gebunden.
Gemäß einem der Verfahren zur Produktion von Kohlenwasserstoffen hierin wird das Bohrloch 200 während der Produktion Überwacht. Insbesondere wird das Bohrloch 200 überwacht, um festzustellen, wann eine Änderung in der Ausrichtung der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation 250 auftreten kann.
Das Bohrloch 200 kann auf verschiedene Weisen überwacht werden. Die Überwachung des Bohrlochs 200 kann zum Beispiel die Bestimmung aufweisen, wann ein festgelegtes Volumen an Kohlenwasserstofffluiden aus dem Bohrloch 200 produziert worden ist. Alternativ kann die Überwachung des Bohrlochs 200 die Bestimmung aufweisen, wann eine festgelegte Verringerung im Reservoirdruck in der Untergrundformation 250 stattgefunden hat. Dies kann durch Reservoirstimulation geschehen oder kann auf Erfahrung mit bestehenden Bohrungen in dem Feld basieren.
Gemäß einer weiteren Alternative kann die Überwachung des Bohrlochs 200 die Bestimmung aufweisen, wann eine ausgewählte Produktionszeitdauer stattgefunden hat. Gemäß noch einer weiteren Alternative kann die Überwachung des Bohrlochs 200 die Bestimmung aufweisen, ob mikroseismische Messwerte oder Neigungsmessermesswerte eine Änderung in in-situ-Spannungen anzeigen. Es werden bevorzugt Kombinationen dieser Techniken eingesetzt.
2E zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 200. In 2E ist die Produktion aus dem Bohrloch 200 unterbrochen worden. Dies findet statt, sobald festgestellt worden ist, dass sich die Ausrichtung der maximalen Hauptspannung in der ersten 210, zweiten 220 und dritten 230 Zone geändert hat. In 2E wird nun Fluid durch die Perforationen 212, 222, 232 entlang jeder der drei Zonen 210, 220, 230 unter hohem Druck injiziert. Fluid bewegt sich gemäß dem Injektionspfeil ”I” in den ersten Abschnitt 240 der Rohrtour 202. Dann tritt Fluid durch die Perforationen 212, 222, 232 gemäß jeweiligen Aufspaltungsinjektionspfeilen 216, 226, 236 aus der Rohrtour 202 aus.
2F zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 200. In 2F ist in jeder der ersten 210, zweiten 220 und dritten 230 Zone ein erster neuer Satz von Rissen gebildet. Neue Risse in der ersten Zone 210 sind bei 214'' zu sehen, neue Risse in der zweiten Zone 220 sind bei 224'' zu sehen, und neue Risse in der dritten Zone 230 sind bei 234'' zu sehen. Die neuen Risse 214'' in der ersten Zone 210 erstrecken sich hauptsächlich von den ursprünglichen vertikalen Rissen 214' in dieser Zone 210. In ähnlicher Weise erstrecken sich die neuen Risse 224'' in der zweiten Zone 220 hauptsächlich von den ursprünglichen vertikalen Rissen 224' in dieser Zone 220. Ebenfalls in ähnlicher Weise erstrecken sich die neuen Risse 234'' in der dritten Zone 230 hauptsächlich von den ursprünglichen vertikalen Rissen 234' in dieser Zone 230. Jeder der neuen Risse 214'', 224'', 234'' erstreckt sich zumindest teilweise in einer Richtung, die transversal zu den jeweiligen vertikalen Rissen 214', 224', 234' liegt. Dies liegt an der Änderung in der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation 250. Die Folge ist, dass sich die Komplexität des Rissnetzwerks in der Untergrundformation 250 sogar unter Verwendung nur eines einzigen Bohrlochs in vorteilhafter Weise erhöht hat.
Die Richtung, in der sich die neuen Risse 214'', 224'', 234'' ausbreiten, sollte erneut betont werden. Aufgrund der Änderung in der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation 250 werden sich die neuen Risse 214'', 224'', 234'' zumindest anfänglich von den Ebenen der ursprünglichen vertikalen Risse 214', 224' und 234' weg erstrecken. Wenn sich die neuen Risse 214'', 224'' und 234'' von den vertikalen Rissen 214', 224', 234' weg erstrecken, bewegen sie sich jedoch durch ein Übergangsgebiet der maximalen Hauptspannung und fangen an, sich zurück zu krümmen, so dass die durch die neuen Risse 214'', 224'' und 234'' gebildete Ebene sich in ungefährer Ausrichtung mit oder parallel zu der durch die ursprünglichen vertikalen Risse 214', 224' und 234' gebildeten Ebene befindet.
2G zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 200. In 2G ist das Bohrloch 200 wieder in volle Produktion zurückversetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden wieder aus der Untergrundformation 250 entlang jeder der ersten 210, zweiten 220 und dritten 230 Zone produziert. In der ersten Zone 210 strömen Fluide aus der Untergrundformation 250 durch den ersten Satz neuer Risse 214'', durch die vertikalen Risse 214', durch die Perforationen 212 und in die Rohrtour 202. In der zweiten Zone 220 strömen Fluide aus der Untergrundformation 250 durch den ersten Satz neuer Risse 224', durch die vertikalen Risse 224', durch die Perforationen 222 und in die Rohrtour 202. In der dritten Zone 230 strömen Fluide aus der Untergrundformation 250 durch den ersten Satz neuer Risse 234'', durch die vertikalen Risse 234', durch die Perforationen 232 und in die Rohrtour 202.
Die Fluide aus den verschiedenen Zonen 210, 220, 230 werden in dem zweiten Abschnitt 245 der Rohrtour 202 vermischt. Von dort strömen Produktionsfluide gemäß dem Pfeil ”P” in Richtung auf die Oberfläche.
Es ist darauf hinzuweisen, dass in Verbindung mit jeder Zone 210, 220, 230 die neuen Risse 214'', 224'', 234'' jeweilige zweite Produktionszonen erzeugen. Dies ist schematisch in 2G angegeben. Die zweite Produktionszone in der ersten Zone 210 ist bei 215'' zu sehen, die zweite Produktionszone in der zweiten Zone 220 ist bei 225'' zu sehen, und die zweite Produktionszone in der dritten Zone 230 ist bei 235'' zu sehen. Aufgrund der geringen Permeabilität der Gesteinsmatrix, die die Untergrundformation 250 bildet, bleiben die Produktionszonen 215'', 225'', 235'' relativ eng an die durch die neuen Sätze von Rissen 214'', 224'', 234'' erzeugten Rissebenen gebunden. Die zweiten Produktionszonen 215'', 225'', 235'' sind jedoch größer als ihre entsprechenden ersten Produktionszonen 215', 225', 235'.
Gemäß einem der Verfahren zur Produktion von Kohlenwasserstoffen hierin wird das Bohrloch 200 während der Produktion wieder überwacht. Insbesondere wird das Bohrloch 200 überwacht, um festzustellen, wann eine Änderung in der Ausrichtung der maximalen Hauptspannung wieder in der Untergrundformation 250 auftreten kann.
2H zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 200. In 2H ist die Produktion aus dem Bohrloch 200 unterbrochen worden. Dies findet statt, sobald festgestellt worden ist, dass sich die Ausrichtung der maximalen Hauptspannung in der ersten 210, zweiten 220 und dritten 230 Zone wieder geändert hat. In 2H wird nun erneut Fluid durch die Perforationen 212, 222, 232 entlang jeder der drei Zonen 210, 220, 230 unter hohem Druck injiziert. Fluid bewegt sich gemäß dem Injektionspfeil ”I” in den ersten Abschnitt 240 der Rohrtour 202. Dann tritt Fluid durch die Perforationen 212, 222, 232 gemäß jeweiligen Aufspaltungsinjektionspfeilen 216, 226, 236 aus der Rohrtour 202 aus.
2I zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 200. In 2I ist in jeder der ersten 210, zweiten 220 und dritten 230 Zone ein zweiter neuer Satz von Rissen gebildet. Neue Risse in der ersten Zone 210 sind bei 214''' zu sehen, neue Risse in der zweiten Zone 220 sind bei 224''' zu sehen, und neue Risse in der dritten Zone 230 sind bei 234''' zu sehen. Die neuen Risse 214''' in der ersten Zone 210 erstrecken sich hauptsächlich von den ersten neuen Rissen 214'' in dieser Zone 210. In ähnlicher Weise erstrecken sich die neuen Risse 224''' in der zweiten Zone 220 hauptsächlich von den ersten neuen Rissen 224'' in dieser Zone 220. Ebenfalls in ähnlicher Weise erstrecken sich die neuen Risse 234''' in der dritten Zone 230 hauptsächlich von den ersten neuen Rissen 234'' in dieser Zone 230.
Jeder der zweiten neuen Risse 214''', 224''', 234''' erstreckt sich zumindest teilweise in einer Richtung, die transversal zu den jeweiligen vertikalen Rissen 214', 224', 234' liegt. Dies liegt an der Änderung in der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation 250. Die Folge ist, dass sich die Komplexität des Rissnetzwerks in der Untergrundformation 250 in vorteilhafter Weise erhöht hat. Wenn sich die zweiten neuen Risse 214''', 224''' und 234''' von den vertikalen Rissen 214', 224', 234' weg erstrecken, bewegen sie sich jedoch durch ein Übergangsgebiet der maximalen Hauptspannung und fangen an, sich zurück zu krümmen, so dass die durch die neuen Risse 214''', 224''' und 234''' gebildete Ebene sich in ungefährer Ausrichtung mit oder parallel zu der durch die ursprünglichen vertikalen Risse 214', 224' und 234' gebildeten Ebene befindet, genauso wie es die ersten neuen Risse 214'', 224'', 234'' taten.
2J zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 200. In 2J ist das Bohrloch 200 wieder in Produktion zurückversetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden wieder aus der Untergrundformation 250 entlang jeder der ersten 210, zweiten 220 und dritten 230 Zone produziert. In der ersten Zone 210 strömen Produktionsfluide aus der Untergrundformation 250 und durch das durch die Risse 214', 214'' und 214''' gebildete Rissnetzwerk. Die Produktionsfluide strömen dann durch die Perforationen 212 und in die Rohrtour 202. In der zweiten Zone 220 strömen Produktionsfluide aus der Untergrundformation 250 und durch das durch die Risse 224', 224'', 224''' gebildete Rissnetzwerk. Die Produktionsfluide strömen dann durch die Perforationen 222 und in die Rohrtour 202. In der dritten Zone 230 strömen Produktionsfluide aus der Untergrundformation 250 und durch das durch die Risse 234', 234'', 234''' gebildete Rissnetzwerk. Die Produktionsfluide strömen dann durch die Perforationen 232 und in die Rohrtour 202.
Die Fluide aus den verschiedenen Zonen 210, 220, 230 werden in dem zweiten Abschnitt 245 der Rohrtour 202 vermischt. Von dort strömen Produktionsfluide gemäß dem Pfeil ”P” in Richtung auf die Oberfläche.
Es ist darauf hinzuweisen, dass in jeder Zone 210, 220, 230 die neuen Risse 214''', 224''', 234''' jeweilige dritte Produktionszonen erzeugen. Dies ist schematisch in 2J angegeben. Die dritte Produktionszone in der ersten Zone 210 ist bei 215''' zu sehen, die dritte Produktionszone in der zweiten Zone 220 ist bei 225'' zu sehen, und die dritte Produktionszone in der dritten Zone ist bei 235''' zu sehen. Aufgrund der geringen Permeabilität der Gesteinsmatrix, die die Untergrundformation 250 bildet, bleiben die Produktionszonen 215'', 225'', 235'' relativ eng an die durch die zweiten neuen Risse 214'', 224'', 234'' erzeugten Rissebenen gebunden. Die dritten Produktionszonen 215''', 225''', 235''' sind jedoch größer als ihre entsprechenden zweiten Produktionszonen 215'', 225'', 235''.
Wie zu sehen ist, können mehrere Aufspaltungs-, Produktions- und Überwachungszyklen verwendet werden, um ein sich immer weiter ausdehnendes Netzwerk von Rissen zu erzeugen. In Formationen geringer Permeabilität kann es jedoch sein, dass sich die in den separaten Zonen erzeugten Rissnetzwerke miteinander verbinden oder nicht miteinander verbinden. Dementsprechend kann ein zusätzlicher optionaler Aufspaltungsschritt eingesetzt werden. Dieser Schritt umfasst die Anordnung zusätzlicher Perforationen und entsprechender Risse zwischen der ersten 210, zweiten 220 und/oder dritten 230 Zone.
2K stellt diesen optionalen zusätzlichen Schritt dar. In 2K sind neue Zwischenperforationen entlang der Rohrtour 202 ausgebildet worden. Erstens werden Perforationen 262 zwischen der ersten Zone 210 und der zweiten Zone 220 ausgebildet. Zweitens werden Perforationen 272 zwischen der zweiten Zone 220 und der dritten Zone 230 ausgebildet. Zwischenrisse 264 werden aus den Perforationen 262 erzeugt, während Zwischenrisse 274 aus den Perforationen 274 erzeugt werden.
Es ist bevorzugt, dass die Perforationen 262, 272 in einem Winkel ausgerichtet sind, der nicht transversal zu der Rohrtour 202 ist. Auf diese Weise wird dafür gesorgt, dass sich die Risse 264, 274 zumindest anfänglich in einem Winkel ausbreiten und sich mit Rissen in benachbarten Zonen schneiden können.
Die 3A und 3B stellen ein Flussdiagramm dar, das Schritte für ein Verfahren 300 zur Produktion von Kohlenwasserstoffen aus einer Untergrundformation zeigt. Das Verfahren 300 stellt im Wesentlichen die Schritte aus den 2A bis 2K dar.
Das Verfahren 300 findet Anwendung auf Untergrundformationen mit begrenzter Permeabilität. Das Verfahren 300 ist besonders vorteilhaft für Formationen mit einer Permeabilität von weniger als ungefähr 10 Millidarcy. Gemäß dem Verfahren 300 stellt die Untergrundformation ein Kohlenwasserstoff produzierendes Reservoir dar, wie etwa eine Formation mit eingeschlossenem Erdgas, eine Schiefergasformation oder eine Flözgasformation. Das Reservoir kann Methan zusammen mit sogenannten Säuregasen enthalten, wie etwa Kohlendioxid und Wasserstoffsulfid.
Das Verfahren 300 umfasst zuerst, ein Bohrloch in der Untergrundformation bereitzustellen. Dies ist in dem Kasten 305 gezeigt. Das Bohrloch ist als ein abgelenktes Bohrloch ausgebildet worden. Das abgelenkte Bohrloch ist bevorzugt als ein im Wesentlichen horizontales Bohrloch in der Untergrundformation fertig gestellt worden.
Für die Zwecke dieser Offenbarung soll der Begriff ”bereitstellen” breit sein. ”Bereitstellen” eines Bohrlochs bedeutet, dass das Bohrloch durch eine Regierung, durch ein Unternehmen oder durch eine Einzelperson, eine Gesellschaft, eine Vereinigung oder eine Partnerschaft gebohrt worden ist. Alternativ kann ”bereitstellen” bedeuten, dass ein Bohrunternehmen oder ein Dienstleistungsunternehmen das Bohrloch auf Anforderung oder Anweisung einer Regierung, eines Unternehmens oder einer Einzelperson, einer Gesellschaft, einer Vereinigung oder einer Partnerschaft gebohrt hat. Als weitere Alternative kann ”bereitstellen” bedeuten, dass eine Regierung, eine Einzelperson, eine Gesellschaft, eine Vereinigung oder ein Geschäftsbetrieb das Bohrloch gekauft hat. In jedem Fall ist das Bohrloch in der Untergrundformation entlang zumindest einer ersten Zone und einer zweiten Zone perforiert worden. Das Bohrloch kann durch den Eigentümer, Verpächter, Leasinggeber oder durch ein Dienstleistungsunternehmen oder einen Geschäftspartner für den Eigentümer, Verpächter oder Leasinggeber perforiert worden sein.
Das Verfahren 300 weist auch eine Aufspaltung der Untergrundformation entlang der ersten und der zweiten Zone auf. Dies ist in dem Kasten 310 vorgesehen. Eine Aufspaltung der Formation entlang dieser Zonen erzeugt einen oder mehrere im Wesentlichen vertikale Risse, die sich von dem Bohrloch erstrecken. Wo das Bohrloch im Wesentlichen horizontal ist, sind die Risse transversal zu dem Bohrloch, in einer vertikalen Ebene ausgerichtet.
Das Verfahren 300 weist ferner auf, Kohlenwasserstofffluide durch die vertikalen Risse entlang der ersten und der zweiten Zone zu produzieren. Dies ist in dem Kasten 315 zu sehen. In einem Aspekt erstrecken sich die vertikalen Risse über eine Distanz von ungefähr 100 Fuß (30,5 m) bis 500 Fuß (152,4 m) von dem Bohrloch. Natürlich können Nicht-Kohlenwasserstofffluide, wie etwa Wasser und Kohlendioxid, nebenbei zusammen mit den Kohlenwasserstofffluiden produziert werden.
Das Verfahren 300 weist auch eine Überwachung des Bohrlochs auf. Dies ist in dem Kasten 320 vorgesehen. Die Überwachung des Bohrlochs wird durchgeführt, um festzustellen, wann eine Änderung in der Richtung oder Ausrichtung einer maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation entlang der ersten und der zweiten Zone auftreten kann. Wie oben diskutiert worden ist, kann das Bohrloch auf eine Anzahl unterschiedlicher Weisen überwacht werden.
Das Verfahren 300 weist darüber hinaus auf, ein Aufspaltungsfluid in die Untergrundformation zu injizieren. Dies ist in dem Kasten 325 vorgesehen. Das Fluid ist bevorzugt ein Hydraulikfluid, wie etwa Sole. Es können jedoch auch flüssiges CO₂, geschäumter Stickstoff oder andere nicht-reaktive Fluide injiziert werden. Das Fluid wird durch Perforationen in der ersten und der zweiten Zone injiziert. Dies dient dazu, erste neue Risse in der Untergrundformation zu erzeugen, die sich zumindest teilweise von den vertikalen Rissen entlang einer Ebene erstrecken, die im Wesentlichen transversal oder zumindest in einem Winkel zu den vertikalen Rissen liegt.
Das Verfahren 300 weist auch die Produktion von Kohlenwasserstoffen auf. Dies ist in dem Kasten 330 gezeigt. Kohlenwasserstofffluide werden durch die ersten neuen Risse und durch die vertikalen Risse entlang der ersten und der zweiten Zone produziert.
Wie es oben beschrieben worden ist, nennt das Verfahren 300 nur zwei Zonen. Das Verfahren 300 kann jedoch mehr als zwei Zonen aufweisen. In einem Aspekt wird das Bohrloch perforiert, um neue Perforationen entlang einer dritten Zone zu erzeugen. Dies ist in dem Kasten 335 vorgesehen. Perforationen können entlang der ersten Zone, der zweiten Zone und einer dritten Zone bereitgestellt werden, wobei die Zonen durch einen Abstand von zwischen zum Beispiel ungefähr 20 Fuß (6,1 m) und 500 Fuß (152,4 m) getrennt sind. Die Perforationen entlang der dritten Zone können zu derselben Zeit wie die Perforationen entlang der ersten und der zweiten Zone oder zu einem späteren Zeitpunkt bereitgestellt werden. Dementsprechend ist darauf hinzuweisen, dass die Verfahren 300, die hierin beschrieben werden, für jede Anzahl von Zonen Anwendung finden können, einschließlich zwei oder mehr Zonen. Darüber hinaus oder alternativ können die hierin beschriebenen Verfahren 300 an mehreren Zonen in entweder einer gleichzeitigen Weise oder in einer aufeinander folgenden Weise implementiert werden. Zum Zwecke der Einfachheit der Beschreibung der Verfahren hierin wird auf die mehreren Zonen durch Nummern wie etwa erste, zweite, dritte, usw. Bezug genommen. Es ist darauf hinzuweisen, dass eine Bezugnahme auf eine erste Zone in einer Darstellung beispielhaft für jede der anderen Zonen ist und lediglich zu Identifikationszwecken und zur Beschreibung einer Zone relativ zu einer anderen erfolgt. Die Prinzipien und Schritte der hierin beschriebenen Verfahren können in Bezug auf jede von einer oder mehreren Zonen in einem Bohrloch angewendet werden.
Dementsprechend kann das Verfahren 300 in manchen Implementierungen dann aufweisen, die Untergrundformation entlang der dritten Zone aufzuspalten, um zusätzliche vertikale Risse auszubilden, die sich von dem Bohrloch erstrecken. Dies ist in dem Kasten 340 zu sehen.
Wenn eine dritte Zone perforiert wird, weist das Verfahren 300 auch auf, Kohlenwasserstofffluide durch die vertikalen Risse in der dritten Zone zu produzieren. Dies ist in dem Kasten 345 gezeigt. Während der Produktion wird das Bohrloch weiter überwacht. Daher weist die Überwachung des Bohrlochs ferner auf, das Bohrloch zu überwachen, um festzustellen, wann eine Änderung in der Ausrichtung der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation entlang der dritten Zone auftreten kann. Dies ist in dem Kasten 350 zu sehen. In dieser Ausführungsform findet die Produktion aus der dritten Zone bevorzugt gleichzeitig mit der Produktion aus der ersten und der zweiten Zone statt. Mit anderen Worten können sich die Produktionsschritte in den Kästen 315 und 350 überlappen.
Wenn eine dritte Zone perforiert wird, weist das Verfahren 300 auch auf, ein Aufspaltungsfluid durch Perforationen in der dritten Zone zu injizieren. Dies ist in dem Kasten 355 vorgesehen. Der Injektionsschritt des Kastens 355 kann gleichzeitig mit dem Injektionsschritt des Kastens 325 durchgeführt werden. Darüber hinaus weist das Verfahren 300 auf, Kohlenwasserstoffe durch den ersten Satz neuer Risse entlang der dritten Zone zu produzieren. Dies ist in dem Kasten 360 gezeigt. Der Produktionsschritt des Kastens 360 wird bevorzugt gleichzeitig mit dem Produktionsschritt des Kastens 330 durchgeführt.
Es ist an dieser Stelle darauf hinzuweisen, dass optional gemäß den oben beschriebenen Schritten noch weitere Zonen perforiert, aufgespalten und zur Produktion genutzt werden können. Zum Beispiel können neue Perforationen in einer ausgewählten Zone ausgebildet werden, wie es in dem Kasten 365 der 3B gezeigt ist. Bevorzugt werden die neuen Perforationen entlang der ausgewählten Zone in einem nicht transversalen Winkel in Bezug auf das Bohrloch geschossen bzw. gesprengt. Dann wird die Untergrundformation entlang der ausgewählten Zone aufgespalten, wie es in dem Kasten 370 angegeben ist. Das Perforieren des Bohrlochs in einem ausgerichteten Winkel hilft dabei, zu bewirken, dass sich Risse in der Weise in einem Winkel bilden, dass sie existierende natürliche Risse und künstliche Risse aus benachbarten Zonen schneiden.
Der Perforationsschritt 365 und der Aufspaltungsschritt 370 können in Stufen mit der ersten, der zweiten und der dritten Zone unter Verwendung von Mehrintervallmethoden durchgeführt werden. Für das vorliegende Verfahren 300 können die Injektionsschritte durch die Verwendung von Packern, Aufspaltungsanschlüssen, mechanischen Verschlüssen bzw. Verschlussstopfen, Sandverschlüssen, Schiebehülsen und anderen im Stand der Technik bekannten Vorrichtungen unterstützt werden. Dann werden Kohlenwasserstofffluide durch die Perforationen entlang der ausgewählten Zone produziert.
Es ist auch darauf hinzuweisen, dass zusätzliche Zyklen des Aufspaltens, Produzierens und Überwachens vorgenommen werden können. Somit kann das Verfahren 300 den Schritt aufweisen, ein Aufspaltungsfluid durch Perforationen in der ersten, zweiten und dritten Zone in die Untergrundformation zu injizieren und dadurch einen zweiten neuen Satz von Rissen in der Untergrundformation zu erzeugen. Die zweiten neuen Risse erstrecken sich zumindest teilweise von den vertikalen Rissen. Alternativ oder zusätzlich erstrecken sich die zweiten neuen Risse zumindest teilweise von den ersten neuen Rissen, wie es in 2I gezeigt und in Verbindung mit ihr diskutiert worden ist. In jedem Fall erstrecken sich die zweiten neuen Risse entlang einer Ebene, die zumindest teilweise transversal zu den vertikalen Rissen liegt. Dann werden Kohlenwasserstoffe durch (i) die zweiten neuen Risse, (ii) die ersten neuen Risse und (iii) die vertikalen Risse entlang der ersten, zweiten und dritten Zone produziert.
Das Verfahren 300 ermöglicht die Erzeugung eines komplexen Netzwerks von Rissen unter Verwendung eines einzigen Bohrlochs. In dem Verfahren 300 kann das Bohrloch in eine Vielzahl von Zonen unterteilt werden bzw. sein, wobei die Zonen zusammen aufgespalten werden und aus diesen Zonen zusammen produziert wird. Es wird hierin jedoch auch vorgeschlagen, ein komplexes Netzwerk von Rissen aus einem einzigen Bohrloch zu erzeugen, wobei die verschiedenen Zonen nicht immer zusammen aufgespalten werden und aus diesen Zonen nicht immer zusammen produziert wird. Dies wird durch ein Verfahren demonstriert, das in den 4A bis 4Q gezeigt ist.
Die 4A bis 4Q stellen perspektivische Ansichten eines unteren Abschnitts eines Bohrlochs 400 dar. Das Bohrloch 400 kann in einer Ausführungsform der untere Abschnitt des illustrativen Bohrlochs 100 der 1 sein. Das Bohrloch 400 ist als ein abgelenktes Bohrloch durch eine Untergrundformation 450 mit niedriger Permeabilität fertig gestellt. Das illustrative Bohrloch 400 ist im Wesentlichen horizontal fertig gestellt.
Das Bohrloch 400 enthält einen Verrohrungs-, Futterrohr- bzw. Rohrtourstrang 402. Die Rohrtour 402 ist in die Formation 450 zementiert worden. In jeder der 4A bis 4Q ist eine Zementhülle 404 in einer weggeschnittenen Ansicht zu sehen. die Rohrtour 402 bildet einen länglichen rohrförmigen Körper, der eine Bohrung 405 dadurch bildet. In der Bohrlochanordnung der 4A bis 4Q weist die Bohrung 405 zwei separate Rohrleitungsstränge auf. Diese stellen einen ersten Strang 440, der zur Injektion von Fluiden in die Untergrundformation 450 verwendet wird, und einen zweiten Strang 445 dar, der für die Produktion von Fluiden aus der Untergrundformation 450 verwendet wird.
Der Vorteil der Verwendung separater Stränge 440, 445 in der Bohrung 405 besteht darin, dass sie es dem Betreiber ermöglicht, alternativ Fluide in die Untergrundformation 450 zu injizieren und aus dieser zu produzieren. Dies kann geschehen, ohne abwechselnde Stränge von Produktionsrohrleitungen und Injektionsrohrleitungen in die Rohrtour 402 einzuführen und aus dieser zu entfernen. Die unten beanspruchten Verfahren erlauben jedoch auch die Verwendung eines geteilten rohrförmigen Körpers oder das zyklische Verlegen von Produktions- und Rohrleitungssträngen.
In 4A sind separate Pfeile ”P” und ”I” zu sehen. Der Pfeil ”I” kennzeichnet einen Injektionsweg für Fluide in die Untergrundformation 450. Injektionsfluide können sich durch den ersten Rohrleitungsstrang 440 bewegen. In ähnlicher Weise kennzeichnet der Pfeil ”P” einen Fluss von Produktionsfluiden aus der Untergrundformation 450. Produktionsfluide können sich durch den zweiten Rohrleitungsstrang 445 bewegen.
In jeder der 4A bis 4Q ist das Bohrloch 400 in drei illustrative Zonen 410, 420, 430 unterteilt. Jede Zone 410, 420, 430 befindet sich in der Untergrundformation 450 und verläuft durch Kohlenwasserstofffluide.
In 4A ist die Rohrtour 402 in der ersten Zone 410, in der zweiten Zone 420 und in der dritten Zone 430 perforiert worden. Perforationen in der ersten Zone 410 sind bei 412 zu sehen, Perforationen in der zweiten Zone 420 sind bei 422 zu sehen, und Perforationen in der dritten Zone 430 sind bei 432 zu sehen. Die Perforationen 412, 422, 432 verlaufen durch die Zementhülle 404 und bringen die Bohrung 405 in Fluidverbindung mit der umgebenden Formation 450.
4B zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4B wird ein Aufspaltungsfluid in die Untergrundformation 450 injiziert. Fluid strömt gemäß dem Pfeil ”I” in den Rohrleitungsstrang 440. Von dort strömt das Fluid unter hohem Druck durch die Perforationen 412, 422, 432 in der Rohrtour 402 und in die Untergrundformation 450. Pfeile 416 zeigen die Strömung von Aufspaltungsfluid in die erste Zone 410, Pfeile 426 zeigen die Strömung von Fluid in die zweite Zone 426, und Pfeile 436 zeigen die Strömung von Fluid in die dritte Zone 436.
4C zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4C hat das Aufspaltungsfluid vertikale Risse in jeder der ersten 410, zweiten 420 und dritten 430 Zone erzeugt. Vertikale Risse 414' sind entlang der ersten Zone 410 gebildet, vertikale Risse 424' sind entlang der zweiten Zone 420 gebildet, und vertikale Risse 434' sind entlang der dritten Zone 430 gebildet. Auch wenn die vertikalen Risse 414', 424', 434' in linearer Form gezeigt sind, ist darauf hinzuweisen, dass die Risse tatsächlich planar bzw. eben sind. Auch wenn die vertikalen Risse 414', 424', 434' in nur zwei Linien gezeigt sind, ist darüber hinaus darauf hinzuweisen, dass jede Zone 410, 420, 430 höchstwahrscheinlich entlang mehr als einer vertikalen Ebene aufgespalten sein wird.
4D zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4D ist das Bohrloch 400 in volle Produktion versetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden aus der Untergrundformation 450 entlang jeder der ersten 410, zweiten 420 und dritten 430 Zone produziert. Fluide strömen aus der Untergrundformation 450, durch die vertikalen Risse 414', 424', 434' und durch die jeweiligen Perforationen 412, 422, 432. Von dort strömen Produktionsfluide durch den Rohrleitungsstrang 445 in der Rohrtour 402 und gemäß dem Pfeil ”P” in Richtung auf die Oberfläche (nicht gezeigt).
Es ist darauf hinzuweisen, dass jeder der Risse 414', 424', 434' eine erste Produktionszone erzeugt. Dies ist in 4D schematisch als Kreise gekennzeichnet. Die erste Produktionszone in der ersten Zone 410 ist bei 415' zu sehen, die erste Produktionszone in der zweiten Zone 420 ist bei 425' zu sehen, und die erste Produktionszone in der dritten Zone 430 ist bei 435' zu sehen. Aufgrund der geringen Permeabilität der Gesteinsmatrix, die die Untergrundformation 450 bildet, bleiben die Produktionszonen 415', 425', 435' eng an die durch die vertikalen Risse 414', 424', 434' erzeugten Rissebenen gebunden.
4E zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4E ist die Produktion aus der zweiten Zone 420 unterbrochen worden. Nun wird ein Fluid entlang der zweiten Zone 420 in die Untergrundformation 450 injiziert. Dies erhöht den Reservoirdruck entlang der zweiten Zone 420 und sich in die erste 410 und dritte 420 Zone ausdehnend. Die Injektion von Fluiden ist durch den Injektionspfeil ”I” angegeben. Die Fluide bewegt sich durch den ersten Rohrleitungsstrang 440 und treten aus den Perforationen 422 in der zweiten Zone 420 aus. Die Injektion von Fluiden in die Untergrundformation 450 ist durch Pfeile 428 gezeigt.
Es ist darauf hinzuweisen, dass die durch Pfeile 428 bezeichnete Injektion von Fluiden in die Untergrundformation bei einem geringeren Druck als die Injektion von Fluiden zu Aufspaltungszwecken stattfindet. Die Injektion von Fluiden unter den höheren Aufspaltungsdrücken ist durch Pfeile 426 (in 4B zu sehen) gekennzeichnet. Es ist in dem Schritt der 4E bevorzugt, dass Fluide bei einem Druck injiziert werden, der geringer als der Aufspaltungsdruck ist, weil der Zweck darin besteht, den Reservoirdruck in der Untergrundformation 450 zu erhöhen und in-situ-Spannungen zu modifizieren.
Zur selben Zeit, zu der Fluide in die zweite Zone 420 injiziert werden, wird die Produktion in der ersten 410 und dritten 430 Zone fortgesetzt. Die Produktion von Fluiden ist durch den Produktionspfeil ”P” angegeben. Die gleichzeitige Produktion und Injektion von Fluiden erfordert die Verwendung separater Strömungswege. Ein solcher Ansatz wird durch die separaten ersten 440 und zweiten 445 Rohrleitungsstränge bereitgestellt. Alternativ kann dies durch separate Strömungskanäle bereitgestellt werden, die speziell in einen rohrförmigen Körper eingearbeitet sind, wie es bei 240, 245 in 2A gezeigt ist. Alternativ kann die Rohrtour 402 mit Ventilen oder Schiebehülsen entlang der Rohrtour 402 ausgerüstet sein, die durch Faseroptik oder andere Kommunikationsmittel gesteuert werden.
In einem Aspekt findet der Schritt der 4E statt, sobald festgestellt wird, dass sich die Ausrichtung der maximalen Hauptspannung in der ersten 410 und dritten 430 Zone geändert hat. Zu diesem Zweck kann das Bohrloch 400 überwacht werden. Insbesondere kann das Bohrloch 400 überwacht werden, um festzustellen, wann eine Änderung in der Ausrichtung der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation 450 auftreten kann.
Das Bohrloch 400 kann auf verschiedene Weisen überwacht werden. Die Überwachung des Bohrlochs 400 kann zum Beispiel die Bestimmung aufweisen, wann ein festgelegtes Volumen an Kohlenwasserstofffluiden aus dem Bohrloch 400 produziert worden ist. Alternativ kann die Überwachung des Bohrlochs 400 die Bestimmung aufweisen, wann eine festgelegte Verringerung im Reservoirdruck in der Untergrundformation 450 stattgefunden hat. Dies kann durch Reservoirsstimulation geschehen oder kann auf Erfahrung mit bestehenden Bohrungen in dem Feld basieren.
Gemäß einer weiteren Alternative kann die Überwachung des Bohrlochs 400 die Bestimmung aufweisen, wann eine ausgewählte Produktionszeitdauer stattgefunden hat oder eine ausgewählte Injektionsdauer stattgefunden hat. Gemäß noch einer weiteren Alternative kann die Überwachung des Bohrlochs 400 die Bestimmung aufweisen, ob mikroseismische Messwerte oder Neigungsmessermesswerte eine Änderung in in-situ-Spannungen anzeigen. Es werden bevorzugt Kombinationen dieser Techniken eingesetzt.
In jedem Fall wird an irgendeinem Punkt festgestellt, dass sich in-situ-Spannungen in der Untergrundformation 450 in der ersten Zone 410 und der dritten Zone 430 geändert haben. Genauer hat sich die Ausrichtung der maximalen Hauptspannung geändert.
4F zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4F wird nun Fluid entlang der ersten Zone 410 und der dritten Zone 430 in die Untergrundformation 450 injiziert. Fluid bewegt sich gemäß dem Injektionspfeil ”I” in den ersten Rohrleitungsstrang 440 in der Rohrtour 402. Dann tritt Fluid durch die Perforationen 412 und 432 gemäß den jeweiligen Aufspaltungsinjektionspfeilen 416 bzw. 436 aus der Rohrtour 402 aus.
Das Fluid wird unter hohem Druck in die Untergrundformation 450 injiziert. Das hat zur Folge, dass entlang der ersten 410 und der dritten 430 Zone neue Risse in der Untergrundformation 450 gebildet werden. Dies ist wieder durch die Aufspaltungsinjektionspfeilen 416 und 436 angegeben. Zur selben Zeit wird optional auch Fluid mit einem geringeren Druck entlang der zweiten Zone 420 in die Untergrundformation 450 injiziert. Dies ist durch die Fluidinjektionspfeile 428 angegeben.
4G zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4G ist in jeder der ersten 410 und dritten 430 Zone ein erster neuer Satz von Rissen erzeugt worden. Die neuen Risse breiten sich zumindest teilweise in Richtung auf die zweite (mittlere) Zone 420 aus. Anders ausgedrückt erstrecken sich die neuen Sätze von Rissen von den ursprünglichen vertikalen Rissen in einer Richtung, die zumindest teilweise transversal zu den vertikalen Rissen 414', 434' ist.
Neue Risse in der ersten Zone 410 sind bei 414'' zu sehen. Die neuen Risse 414'' in der ersten Zone 410 erstrecken sich hauptsächlich von den ursprünglichen vertikalen Rissen 414' in dieser Zone 410. Neue Risse in der dritten Zone 430 sind bei 434'' zu sehen. Die neuen Risse 434'' in der dritten Zone 430 erstrecken sich hauptsächlich von den ursprünglichen vertikalen Rissen 434' in dieser Zone 430. Jeder der neuen Risse 414'', 434'' erstreckt sich zumindest teilweise in einer Richtung, die transversal zu den entsprechenden vertikalen Rissen 414', 434' liegt. Dies liegt an der Änderung in der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation 450. Die Folge ist, dass sich die Komplexität des Rissnetzwerks in der Untergrundformation 450 sogar unter Verwendung nur eines einzigen Bohrlochs 400 in vorteilhafter Weise erhöht hat.
Die Richtung, in der sich die neuen Risse 414'' und 434'' ausbreiten, sollte erneut betont werden. Aufgrund der Änderung in der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation 450 werden sich die neuen Risse 414'', 434'' zumindest anfänglich von den Ebenen der ursprünglichen vertikalen Risse 414', 434' weg erstrecken. Wenn sich die neuen Risse 414'', 444'' von den vertikalen Rissen 414', 434' weg ausbreiten, bewegen sie sich jedoch durch ein Übergangsgebiet der maximalen Hauptspannung und fangen an, sich zurück zu krümmen, so dass die durch die neuen Risse 414'' und 444'' gebildete Ebene sich in ungefährer Ausrichtung mit oder parallel zu der durch die ursprünglichen vertikalen Risse 414' und 434' gebildeten Ebene befindet.
4H zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4H ist das Bohrloch 400 wieder in volle Produktion zurückversetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden wieder aus der Untergrundformation 450 entlang jeder der ersten 410, zweiten 420 und dritten 430 Zone produziert. In der ersten Zone 410 strömen Fluide aus der Untergrundformation 450, durch den ersten Satz neuer Risse 414'', durch die vertikalen Risse 414', durch die Perforationen 412 und in die Rohrtour 402. In der zweiten Zone 420 strömen Produktionsfluide aus der Untergrundformation 450, durch die vertikalen Risse 424', durch die Perforationen 422 und in die Rohrtour 402. In der dritten Zone 430 strömen Produktionsfluide aus der Untergrundformation 450, durch den ersten Satz neuer Risse 434'', durch die vertikalen Risse 434', durch die Perforationen 432 und in die Rohrtour 402.
Die Fluide, die aus den verschiedenen Zonen 410, 420, 430 erhalten werden, werden in dem zweiten Rohrleitungsstrang 445 der Rohrtour 402 vermischt. Von dort strömen Produktionsfluide gemäß dem Pfeil ”P” in Richtung auf die Oberfläche.
Es ist darauf hinzuweisen, dass in Verbindung mit jeder Zone 410, 420, 430 die neuen Risse 414'' und 434'' jeweilige zweite Produktionszonen erzeugen. Dies ist in 4H schematisch als Kreise angegeben. Die zweite Produktionszone in der ersten Zone 410 ist bei 415'' zu sehen, und die zweite Produktionszone in der dritten Zone ist bei 435'' zu sehen. Aufgrund der geringen Permeabilität der Gesteinsmatrix, die die Untergrundformation 450 bildet, bleiben die Produktionszonen 415'', 435'' eng an die durch die neuen Sätze von Rissen 414'', 434'' erzeugten Rissebenen gebunden. Die zweiten Produktionszonen 415'', 435'' sind jedoch größer als ihre entsprechenden ersten Produktionszonen 415', 435' (wie in 4D gezeigt).
Die zweite Zone 420 befindet sich auch in Produktion. Die Produktionszone ist jedoch immer noch die erste Zone 425'. Es ist aber unter Verwendung des gegenwärtigen Verfahrens und des einzigen Bohrlochs 400 möglich, die Größe der Produktionszone entlang der zweiten Zone 420 zu erhöhen. Dies ist in den Schritten gezeigt, die in den 4I bis 4P dargestellt sind.
4I zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4I ist die Produktion aus der ersten Zone 410 unterbrochen worden. Nun wird ein Fluid durch Perforationen in der ersten Zone 410 in die Untergrundformation 450 injiziert, um den Reservoirdruck in der ersten Zone 410 und sich in die zweite Zone 420 ausdehnend zu erhöhen. Die Fluidinjektion ist durch den Injektionspfeil ”I” und durch Injektionspfeile 418 angegeben.
Die Injektion von Fluid in die Untergrundformation 450 entlang der ersten Zone 410 dient nicht dem Zweck der Aufspaltung der Formation 450, sondern nur dazu, Reservoirdruck aufzubauen. Auf diese Weise wird die Ausrichtung der maximalen Hauptspannung entlang der zweiten Zone 420 letztendlich geändert.
4J zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4J ist die Produktion auch aus der zweiten Zone 420 unterbrochen worden. Fluid wird unter hohem Druck in die Formation 450 injiziert. Pfeile 426 geben einen Aufspaltungsfluidfluss an.
In einem Aspekt findet der Schritt der 4J statt, sobald festgestellt wird, dass sich die Ausrichtung der maximalen Hauptspannung in der zweiten Zone 420 geändert hat. Zu diesem Zweck kann das Bohrloch 400 überwacht werden. Insbesondere kann das Bohrloch 400 überwacht werden, um festzustellen, wann eine Änderung in der Ausrichtung der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation 450 auftreten kann.
Zur selben Zeit, zu der Fluide in die zweite Zone 420 injiziert werden, wird die Produktion in der dritten 430 Zone fortgesetzt. Die Produktion von Fluiden ist durch den Produktionspfeil ”P” angegeben. Wie oben erwähnt worden ist, erfordert die gleichzeitige Produktion und Injektion von Fluiden die Verwendung separater Strömungswege. Ein solcher Ansatz wird in 4I illustrativ durch die separaten ersten 440 und zweiten 445 Rohrleitungsstränge bereitgestellt.
4K zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4K sind neue Risse 424'' entlang der zweiten Zone 420 in der Untergrundformation 450 gebildet worden. Die Risse 424'' erstrecken sich von den ursprünglichen vertikalen Rissen 424' und zumindest teilweise in Richtung auf die erste Zone 410. Anders ausgedrückt erstrecken sich die neuen Rissen 424'' von den ursprünglichen vertikalen Rissen 424' in einer Richtung, die zumindest teilweise transversal zu den vertikalen Rissen 424' ist. Dies liegt an der Änderung in der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation 450.
4L zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4L ist das Bohrloch 400 wieder in Produktion zurückversetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden aus der Untergrundformation 450 entlang jeder der ersten 410, zweiten 420 und dritten 430 Zone produziert. Fluide strömen aus der Untergrundformation 450, durch die neuen transversal verlaufenden Risse 414'', 424'', 434'', durch die vertikalen Risse 414', 424', 434' und durch die jeweiligen Perforationen 412, 422, 432. Von dort strömen Produktionsfluide durch den Rohrleitungsstrang 445 in der Rohrtour 402 und gemäß dem Pfeil ”P” in Richtung auf die Oberfläche.
Es ist anzumerken, dass nun eine zweite Produktionszone 425'' entlang der zweiten Zone 420 bereitgestellt ist. Dies ist in 4L schematisch als ein Kreis angegeben. Die zweite Produktionszone 425'' ist größer als die erste Produktionszone, die in 4H bei 425' zu sehen ist.
4M zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4M ist die Produktion aus der dritten Zone 430 unterbrochen worden. Nun wird ein Fluid durch Perforationen in der dritten Zone 430 in die Untergrundformation 450 injiziert, um den Reservoirdruck in der dritten Zone 430 und sich in die zweite Zone 420 ausdehnend zu erhöhen. Die Fluidinjektion ist durch den Injektionspfeil ”I” und durch Injektionspfeile 438 angegeben.
Die Injektion von Fluid in die Untergrundformation 450 entlang der dritten Zone 430 dient nicht dem Zweck der Aufspaltung der Formation 450, sondern nur dazu, Reservoirdruck aufzubauen.
Auf diese Weise wird die Ausrichtung der maximalen Hauptspannung entlang der zweiten Zone 420 letztendlich geändert. Während dieser Zeit kann die Produktion in der zweiten Zone 420 fortgesetzt werden. Produktionsfluide verlassen die Untergrundformation durch Perforationen 422 und gemäß dem Produktionspfeil ”P”.
4N zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4N ist die Produktion auch aus der zweiten Zone 420 unterbrochen worden. Nun wird Fluid unter hohem Druck entlang der zweiten Zone in die Untergrundformation 450 injiziert, um noch weitere Risse auszubilden. Die Fluide bewegen sich durch den ersten Rohrleitungsstrang 440 und treten aus Perforationen 422 in der zweiten Zone 420 aus. Die Injektion von Fluiden in die Untergrundformation 450 ist durch Pfeile 426 gezeigt.
Zur selben Zeit, zu der Fluide in die zweite Zone 420 injiziert werden, kann die Produktion in der ersten Zone 410 fortgesetzt werden. Die Produktion von Fluiden ist durch den Produktionspfeil ”P” angegeben. Wie oben erwähnt worden ist, erfordert die gleichzeitige Produktion und Injektion von Fluiden die Verwendung separater Strömungswege. Ein solcher Ansatz wird in 4N durch die separaten ersten 440 und zweiten 445 Rohrleitungsstränge bereitgestellt.
4O zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4O sind wieder neue Risse entlang der zweiten Zone 420 gebildet worden. Die neuen Risse sind bei 424'' zu sehen. Die neuen Risse 424'' erstrecken sich von den ursprünglichen vertikalen Rissen und in Richtung auf die dritte Zone 430.
Die Richtung, in der sich die neuen Risse 424'' ausbreiten, sollte erneut betont werden. Aufgrund der Änderung in der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation 450 werden sich die neuen Risse 424'' zumindest anfänglich von den Ebenen der ursprünglichen vertikalen Risse 424' weg erstrecken. Wenn sich die neuen Risse 424' von den vertikalen Rissen 424' weg ausbreiten, bewegen sie sich jedoch durch ein Übergangsgebiet der maximalen Hauptspannung und fangen an, sich zurück zu krümmen, so dass die durch die neuen Risse 424'' gebildete Ebene sich in ungefährer Ausrichtung mit oder parallel zu der durch die ursprünglichen vertikalen Risse 424' gebildeten Ebene befindet.
4P zeigt eine nächste Ansicht des Bohrlochs 400. In 4P ist das Bohrloch 400 wieder in volle Produktion zurückversetzt worden. Kohlenwasserstofffluide werden in jeder der ersten 410, zweiten 420 bzw. dritten 430 Zone durch die neuen Sätze von Rissen 414'', 424'', 434'' und die ursprünglichen vertikalen Risse 414', 424', 434' produziert.
Kohlenwasserstofffluide werden entlang jeder der ersten 410, zweiten 420 und dritten 430 Zone aus der Untergrundformation 450 produziert. Fluide strömen aus der Untergrundformation 450, durch die neuen transversal verlaufenden Risse 414'', 424'', 434'', durch die vertikalen Risse 414', 424', 434' und durch die jeweiligen Perforationen 412, 422, 432. Von dort strömen Produktionsfluide durch den Rohrleitungsstrang 445 in der Rohrtour 402 und gemäß dem Pfeil ”P” in Richtung auf die Oberfläche.
Die 4A bis 4P veranschaulichen Schritte, die vorgenommen werden können, um die Komplexität eines Rissnetzwerkes in einer Formation geringer Permeabilität zu erhöhen. Es ist von Bedeutung, dass die Schritte durch ein einziges Bohrloch verwirklicht werden können, das in einem im Wesentlichen konstanten Produktionszustand bleibt. Wenn im Verlaufe der Produktion in-situ-Spannungen geändert werden, werden in der Untergrundformation zusätzliche Risse erzeugt, was sich immer weiter ausdehnende Produktionszonen erzeugt. Idealerweise verbinden sich die Risse in den verschiedenen Zonen miteinander.
Es ist darauf hinzuweisen, dass die in den 4A bis 4P gezeigten Schritte nicht in der Reihenfolge vorgenommen werden müssen, wie sie in den Zeichnungen dargestellt ist. Zum Beispiel kann die Bedienungsperson wählen, neue transversal verlaufende Risse (4I bis 4P) in der zweiten Zone 420 zu erzeugen, bevor die transversal verlaufenden Risse (4B bis 4J) in der ersten 410 und der dritten 430 Zone erzeugt werden. Alternativ können transversal verlaufende Risse in der ersten 410 und der dritten 430 Zone (4E bis 4G) separat anstatt gleichzeitig erzeugt werden. Sobald transversal verlaufende Risse in der ersten 410, zweiten 420 und dritten 430 Zone erzeugt werden bzw. sind, können darüber hinaus gleichzeitig zusätzliche transversal verlaufende Risse gemäß den in den 2E bis 2J gezeigten Schritten ausgebildet werden. Somit wird unabhängig von der Reihenfolge, in der transversal verlaufende Risse erzeugt werden, die Komplexität des Rissnetzwerks in der Untergrundformation 450 in vorteilhafter Weise erhöht.
Es ist ferner darauf hinzuweisen, dass das Bohrloch 400 mit seinen drei Zonen 410, 420, 430 lediglich veranschaulichend ist. Die mit dem Bohrloch 400 verbundenen dargestellten Schritte können durch lediglich zwei benachbarte Zonen ohne das Vorhandensein einer dritten Zone vorgenommen werden. Alternativ können mehr als drei Zonen vorgesehen sein. Wie oben diskutiert worden ist, dient die Verwendung von drei Zonen und die zur Bezugnahme auf die einzelnen Zonen verwendete Nomenklatur erläuternden Zwecken. Die Reihenfolge von Arbeitsvorgängen an den einzelnen Zonen kann unabhängig von der der Zone zugewiesenen Zahl sein. Auch wenn ein Schritt zum Beispiel so dargestellt ist und diskutiert wird, dass er an einer ersten Zone relativ zu einer zweiten Zone durchgeführt wird, kann der Schritt an der zweiten relativ zu der ersten, der zweiten relativ zu der dritten, der fünften relativ zu der sechsten oder jedem anderen Paar benachbarter Zonen durchgeführt werden.
Unabhängig von der Anzahl von Zonen ist zu sehen, dass mehrere Produktions- und Aufspaltungszyklen verwendet werden können, um ein sich immer weiter ausdehnendes Netzwerk von Rissen zu erzeugen. In Formationen geringer Permeabilität kann es jedoch sein, dass sich die in den separaten Zonen erzeugten Rissnetzwerke miteinander verbinden oder nicht miteinander verbinden. Dementsprechend kann ein zusätzlicher optionaler Aufspaltungsschritt eingesetzt werden. Dieser Schritt umfasst die Anordnung zusätzlicher Perforationen und entsprechender Risse zwischen der ersten 410, zweiten 420 und dritten 430 Zone.
4Q stellt diesen optionalen zusätzlichen Schritt dar. In 4Q sind neue Zwischenperforationen entlang der Rohrtour 402 ausgebildet worden. Erstens werden Perforationen 462 zwischen der ersten Zone 410 und der zweiten Zone 420 ausgebildet. Zweitens werden Perforationen 472 zwischen der zweiten Zone 420 und der dritten Zone 430 ausgebildet. Zwischenrisse 464 werden aus den Perforationen 462 erzeugt, während Zwischenrisse 474 aus den Perforationen 472 erzeugt werden.
Es ist bevorzugt, dass die Perforationen 462, 472 in einem Winkel ausgerichtet sind, der nicht transversal zu der Rohrtour 402 ist. Auf diese Weise wird dafür gesorgt, dass sich die Risse 464, 474 zumindest anfänglich in einem Winkel ausbreiten und sich mit Rissen in benachbarten Zonen schneiden können.
Wie zu sehen ist, stellen die 4A bis 4Q Schritte für ein Verfahren zur Produktion von Kohlenwasserstofffluiden dar. Diese Schritte können mit Text in einem Flussdiagramm dargelegt werden. Die 5A bis 5C stellen ein derartiges Flussdiagramm dar und zeigen Schritte für ein Verfahren 500 zur Produktion von Kohlenwasserstofffluiden.
In dem Verfahren 500 werden die Kohlenwasserstofffluide aus einer Untergrundformation produziert. Die Untergrundformationen stellt ein Reservoir dar, das Kohlenwasserstofffluide enthält. Die Fluide können zum Beispiel Methan und andere leichtere Kohlenwasserstofffluide sein. Das Reservoir kann auch sogenannte Säuregase enthalten, wie etwa Kohlendioxid und Wasserstoffsulfid. Das Reservoir kann im Übrigen auch Wasser oder Sole enthalten.
In jedem Fall ist die Untergrundformation eine Formation geringer Permeabilität. Die Formation kann eine Permeabilität von weniger als zum Beispiel ungefähr 10 Millidarcy haben. In diesem Fall kann das Reservoir eine Formation mit eingeschlossenem Erdgas, eine Schiefergasformation oder eine Flözgasformation sein.
Das Verfahren 500 umfasst zuerst, ein Bohrloch in der Untergrundformation bereitzustellen. Dies ist in dem Kasten 505 gezeigt. Das Bohrloch ist als ein abgelenktes Bohrloch fertig gestellt worden. Das abgelenkte Bohrloch ist bevorzugt ein im Wesentlichen horizontales Bohrloch in der Untergrundformation. Das Bohrloch ist entlang zumindest einer ersten Zone und einer zweiten Zone perforiert worden.
Das Verfahren 500 weist auch eine Aufspaltung der Untergrundformation entlang der ersten und der zweiten Zone auf. Dies ist in dem Kasten 510 vorgesehen. Eine Aufspaltung der Formation entlang dieser Zonen erzeugt einen oder mehrere im Wesentlichen vertikale Risse, die sich von dem Bohrloch erstrecken.
Das Verfahren 500 weist ferner auf, Kohlenwasserstofffluide durch die vertikalen Risse entlang der ersten und der zweiten Zone zu produzieren. Dies ist in dem Kasten 515 zu sehen. In einem Aspekt erstrecken sich die vertikalen Risse über eine Distanz von ungefähr 100 Fuß (30,5 m) bis 500 Fuß (152,4 m) von dem Bohrloch.
Das Verfahren 500 weist darüber hinaus auf, ein Fluid in die Untergrundformation zu injizieren. Dies ist in dem Kasten 520 vorgesehen. Das Fluid ist bevorzugt ein Hydraulikfluid, wie etwa Sole. Es können jedoch auch flüssiges CO₂, geschäumter Stickstoff oder andere nicht reaktive Fluide injiziert werden.
In dem Injektionsschritt des Kastens 520 wird das Fluid durch Perforationen in der zweiten Zone injiziert. Dies dient dazu, den Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der ersten Zone zu erhöhen. Dies hilft auch dabei, eine Änderung in den in-situ-Spannungen in der Untergrundformation entlang der ersten Zone zu verursachen. Das Fluid wird jedoch bevorzugt nicht mit einem Formationstrenndruck injiziert und dehnt bestehende Risse bevorzugt nicht aus.
Das Verfahren 500 kann auch eine Überwachung des Bohrlochs aufweisen. Dies ist in dem Kasten 525 gezeigt. Das Bohrloch wird überwacht, um festzustellen, wann eine Änderung in der Ausrichtung einer maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation entlang der ersten Zone auftreten kann. Die Änderung in der maximalen Hauptspannung findet als ein Ergebnis einer Produktion von Fluiden aus der ersten Zone und der Injektion des Fluids in die zweite Zone statt.
Das Bohrloch kann auf eine Anzahl unterschiedlicher Weisen überwacht werden. Die Überwachung des Bohrlochs kann zum Beispiel die Bestimmung aufweisen, wann ein festgelegtes Volumen an Kohlenwasserstofffluiden aus der ersten Zone oder aus der Untergrundformation im Allgemeinen produziert worden ist. Alternativ kann die Überwachung des Bohrlochs die Bestimmung aufweisen, wann eine festgelegte Verringerung im Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der ersten Zone stattgefunden hat. Dies kann durch Reservoirsstimulation geschehen oder kann auf Erfahrung mit bestehenden Bohrungen in dem Feld basieren. Alternativ kann die Überwachung des Bohrlochs die Bestimmung aufweisen, wann ein ausgewähltes Volumen an Fluid durch die Perforationen in der zweiten Zone in die Untergrundformationen injiziert worden ist.
Gemäß einer weiteren Alternative kann die Überwachung des Bohrlochs die Bestimmung aufweisen, wann eine ausgewählte Produktionszeitdauer aus der ersten Zone stattgefunden hat. Und gemäß noch einer weiteren Alternative kann die Überwachung des Bohrlochs die Bestimmung aufweisen, ob mikroseismische Messwerte oder Neigungsmessermesswerte eine Änderung in in-situ-Spannungen anzeigen. Natürlich werden bevorzugt Kombinationen dieser Techniken eingesetzt.
Das Verfahren 500 weist ferner auf, ein Fluid durch Perforationen in der ersten Zone in die Untergrundformation zu injizieren. Dies ist in dem Kasten 530 zu sehen. Die Injektion von Fluid in die erste Zone findet bei hohen Drücken statt und verursacht eine Ausbreitung von Rissen in die Untergrundformation entlang der ersten Zone. Die Richtung maximaler Hauptspannung ist in der Region nahe dem Bohrloch entlang der ersten Zone geändert worden. Dementsprechend haben die Risse die Tendenz, sich zumindest teilweise in Richtung auf die zweite Zone auszubreiten.
Das Verfahren 500 weist auch auf, Kohlenwasserstoffe zu produzieren. Dies ist in dem Kasten 535 gezeigt. Kohlenwasserstofffluide werden durch die Perforationen entlang der ersten Zone produziert. Bevorzugt werden Kohlenwasserstofffluide auch durch die Perforationen entlang der zweiten Zone produziert. Dies ist in dem Kasten 540 zu sehen.
Das Verfahren 500, wie es oben beschrieben worden ist, nennt nur zwei Zonen. Das Verfahren 500 kann jedoch auch auf ein Bohrloch Anwendung finden, dass in mehr als zwei Zonen perforiert ist. In einem Aspekt wird das Bohrloch perforiert, um neue Perforationen entlang einer dritten Zone zu erzeugen. Dies ist in dem Kasten 545 vorgesehen. Perforationen können entlang der ersten Zone, der zweiten Zone und einer dritten Zone bereitgestellt werden, wobei die Zonen bevorzugt durch einen Abstand von zwischen zum Beispiel ungefähr 20 Fuß (6,1 m) und 500 Fuß (152,4 m) getrennt sind. Wie oben beschrieben worden ist, können die Verfahren 500 an Bohrlöchern mit mehreren Zonen durchgeführt werden und können gleichzeitig an mehr als zwei Zonen durchgeführt werden und können nacheinander an mehr als zwei Zonen durchgeführt werden. Die spezifische Art und Weise der Implementierung kann von der Größe des Feldes, dem Alter des Feldes oder anderen Faktoren abhängen, die der Bedienungsperson bekannt werden können. Die Verfahren können zum Beispiel auf mehr als zwei Zonen gleichzeitig angewendet werden und dann später auf noch weitere Zonen angewendet werden.
Das Verfahren 500 würde dann aufweisen, die Untergrundformation entlang der dritten Zone aufzuspalten, um zusätzliche vertikale Risse auszubilden, die sich von dem Bohrloch erstrecken. Dies ist in dem Kasten 550 zu sehen. Die Perforations- 545 und Aufspaltungs- 550 Schritte können in Stufen mit der ersten, der zweiten und der dritten Zone unter Verwendung von Mehrintervallmethoden durchgeführt werden, die im Stand der Technik der Bohrungsfertigstellungen bekannt sind.
Wenn eine dritte Zone perforiert wird, weist das Verfahren 500 auch auf, Kohlenwasserstofffluide durch die vertikalen Risse in der dritten Zone zu produzieren. Dies ist in dem Kasten 555 gezeigt. Der Produktionsschritt des Kastens 555 kann zusammen mit dem Produktionsschritt des Kastens 515 stattfinden.
Das Verfahren 500 weist noch auf, ein Fluid durch Perforationen in der zweiten Zone in die Untergrundformation zu injizieren. Dies ist in dem Kasten 520 vorgesehen. Der Injektionsschritt des Kastens 520 erhöht den Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der dritten Zone weiter und verursacht ferner eine Änderung in den in-situ-Spannungen in der Untergrundformation entlang der dritten Zone. Dies ist in dem Kasten 560 angegeben. Während dieser Zeit werden weiter Kohlenwasserstofffluide gemäß dem Produktionsschritt des Kastens 555 aus der dritten Zone produziert.
Wenn eine dritte Zone perforiert wird, weist das Verfahren 500 auch auf, ein Fluid durch Perforationen in der dritten Zone in die Untergrundformation zu injizieren. Dies ist in dem Kasten 565 vorgesehen. Der Injektionsschritt des Kastens 565 erzeugt einen ersten Satz neuer Risse in der Untergrundformation entlang der dritten Zone. Diese neuen Risse breiten sich zumindest teilweise in Richtung auf die zweite Zone aus.
Das Verfahren 500 weist als nächstes wieder die Produktion von Kohlenwasserstofffluiden aus der dritten Zone auf. Dies ist in dem Kasten 570 vorgesehen. Bevorzugt werden Kohlenwasserstofffluide auch gleichzeitig aus der ersten und der zweiten Zone produziert. Somit kann der Produktionsschritt in dem Kasten 570 gleichzeitig mit dem Produktionsschritt des Kastens 535 stattfinden.
Es ist hier darauf hinzuweisen, dass der Prozess des Injizierens von Fluid in eine Zone zur Erhöhung des Reservoirdrucks und zur Änderung von in-situ-Spannungen in einer benachbarten Zone in jeder Reihenfolge angewendet werden kann. Ferner kann der Prozess abgewechselt oder vertauscht werden, so dass, nachdem eine Zone erneut aufgespalten und zur Produktion genutzt worden ist, eine benachbarte Zone erneut aufgespalten und zur Produktion genutzt werden kann. Somit wird in dem Verfahren 500 nach der Produktion von Fluiden aus der ersten, zweiten und dritten Zone in den Kästen 535 und 570 die Produktion aus der ersten Zone vorübergehend unterbrochen. Dies ist in dem Kasten 575 zu sehen.
Nach der Unterbrechung der Produktion von Fluiden aus der ersten Zone wird dann Fluid durch Perforationen in der ersten Zone in die Untergrundformation injiziert. Dies ist in dem Kasten 580 gezeigt. Diese Injektion dient nicht dem Zweck der Erzeugung neuer Risse in der ersten Zone, sondern der Erhöhung des Reservoirdrucks in der Untergrundformation entlang der zweiten Zone. Dies verursacht eine Änderung in den in-situ-Spannungen in der Untergrundformation entlang der zweiten Zone.
Das Verfahren 500 weist dann auf, ein Fluid durch Perforationen in der zweiten Zone in die Untergrundformation zu injizieren. Dies ist in dem Kasten 585 vorgesehen. Die Injektion von Fluiden in die zweite Zone findet bei hohen Drücken statt und verursacht dadurch eine Ausbreitung von Rissen in die Untergrundformation entlang der zweiten Zone zumindest teilweise in Richtung auf die erste Zone.
Das Verfahren 500 weist dann auf, Kohlenwasserstoffe durch die Perforationen entlang der zweiten Zone zu produzieren. Dies ist in dem Kasten 590 zu sehen.
Die Schritte der Kästen 580 bis 590 können dann wieder in Bezug auf die dritte Zone angewendet werden. Das Ergebnis ist, dass zusätzliche Risse in der zweiten Zone erzeugt werden, die sich zumindest teilweise in Richtung auf die dritte Zone erstrecken. Somit wird ein komplexeres Netzwerk von Rissen in der Untergrundformation erzeugt, was die Exposition der Formation gegenüber Produktionskanälen und dem Bohrloch erhöht.
Es ist zu sehen, dass das Verfahren 500 die selektive Injektion von Fluiden mit unterschiedlichen Drücken in unterschiedlichen Schritten bzw. Stufen umfasst. Ferner umfasst das Verfahren 500 die Produktion von Fluiden aus ausgewählten Zonen in unterschiedlichen Schritten bzw. Stufen. Die Schritte des Verfahrens 500 können durch die Verwendung von Packern, Aufspaltungsanschlüssen, mechanischen Verschlüssen bzw. Verschlussstopfen, Sandverschlüssen, Schiebehülsen und anderen im Stand der Technik bekannten Vorrichtungen unterstützt werden.
Die Verfahren 300 und 500 der 3A–3B bzw. der 5A–5C beziehen sich auf die Erzeugung eines Rissnetzwerks aus einem einzigen Bohrloch. Dem Konzept der Manipulation von in-situ-Spannungen zur Erhöhung der Komplexität eines Rissnetzwerks kann jedoch auf einer Mehr-Bohrungs-Basis begegnet werden.
Um die Produktion von Kohlenwasserstoffen aus einer Formation zu optimieren, entwirft der Reservoiringenieur oder ein anderer Feldentwickler ein gewünschtes Rissnetzwerk bzw. gestaltet dieses aus. 6A stellt ein solches veranschaulichendes Rissnetzwerk 600A dar. Das Rissnetzwerk 600A weist eine Reihe von miteinander verbundenen Rissen 610, 620 auf. Jeder der Risse 610, 620 ist in einer im Wesentlichen vertikalen Ebene ausgerichtet.
In dem illustrativen Rissnetzwerk 600A sind die Risse 610, 620 in Paaren 650A angeordnet. Jeder der Risse 610 ist entlang einer x-y-Ebene ausgerichtet. Zur selben Zeit ist jeder der Risse 620 entlang einer z-y-Ebene ausgerichtet. Auf diese Weise wird jeder der x-y-Risse 610 im Wesentlichen in einem rechten Winkel durch einen einzigen entsprechenden z-y-Riss 620 geschnitten. Für das Rissnetzwerk 600A wird eine Vielzahl von Paaren 650A bereitgestellt.
Das Konzept sich schneidender Risse, das in dem Rissnetzwerk 600A gezeigt ist, ist nur eine von vielen möglichen Anordnungen. 6B stellt eine alternative aber verwandte Anordnung für ein Rissnetzwerk 600B dar. Hier werden anstatt der Bereitstellung eines einzigen z-y-Risses 620 mit jedem der x-y-Risse 610 zwei z-y-Risse 620 mit jedem der x-y-Risse 610 bereitgestellt. Solche Gruppierungen sind bei 650B gezeigt.
Andere verwandte Variationen können ohne weiteres eingesetzt werden. Statt der Bereitstellung eines einzigen z-y-Risses 620 mit jedem der x-y-Risse 610 können zum Beispiel drei z-y-Risse 620 mit jedem der x-y-Risse 610 bereitgestellt werden. Umgekehrt können statt der Bereitstellung eines einzigen x-y-Risses 610 mit jedem der z-y-Risse 620 zwei, drei oder mehr x-y-Risse 610 mit jedem der z-y-Risse 610 bereitgestellt werden.
Um eine derartige Anordnung von Rissen 610, 620 zu erzeugen, kann der Reservoiringenieur (oder ein anderer Feldentwickler) eine Vielzahl horizontaler Bohrungen in einer Untergrundformation fertig stellen. In einem Aspekt werden manche Bohrungen entlang einer x-Achse in der Formation fertig gestellt, während andere Bohrungen entlang einer z-Achse in der Formation fertig gestellt werden. Der Zweck besteht darin, eine erhebliche Abdeckung eines Feldes mit einem Rissnetzwerk bereitzustellen.
Ein Aufspaltungsfluid wird in einen ersten Satz von Bohrungen injiziert, wie etwa die entlang der x-Achse fertig gestellten horizontalen Bohrungen, um Risse in der Formation in einer ersten vertikalen Ausrichtung zu erzeugen. Dies kann gemäß den Schritten durchgeführt werden, die zum Beispiel in den 2A bis 2C gezeigt sind. Anschließend werden Schritte vorgenommen, um die Ausrichtung der minimalen Hauptspannung in der Formation zu ändern. Dies kann gemäß dem Schritt durchgeführt werden, der zum Beispiel in 2E gezeigt ist. Danach wird ein Aufspaltungsfluid in einen zweiten Satz von Bohrungen injiziert, wie etwa die entlang der z-Achse fertig gestellten horizontalen Bohrungen, um Risse in der Formation in einer zweiten vertikalen Ausrichtung entlang der x-y-Ebene zu erzeugen. In den Anordnungen der 6A und 6B befindet sich die zweite vertikale Ausrichtung in einem im Wesentlichen 90°-Winkel zu der ersten vertikalen Ausrichtung.
7 stellt eine Ansicht eines Kohlenwasserstoffentwicklungsgebiets 700 in einer Ausführungsform dar. Das Kohlenwasserstoffentwicklungsgebiet 700 hat auch einen Untergrund 720. Der Untergrund 720 weist eine Formation 725 auf, die Kohlenwasserstofffluide enthält. Die Formation 725 weist eine Gesteinsmatrix mit niedriger Permeabilität auf. Die Formation 725 kann zum Beispiel eine Permeabilität von weniger als ungefähr 10 Millidarcy haben.
Es ist wünschenswert, die Produktion von Kohlenwasserstofffluiden aus der Formation 725 zu optimieren. Weil die Formation 725 eine begrenzte Permeabilität hat, besteht eine Art der Optimierung der Produktion darin, ein Netzwerk von verbindenden bzw. sich verbindenden Rissen zu erzeugen. Um das Rissnetzwerk zu erzeugen, wird ein erster Satz von Bohrungen horizontal fertig gestellt. Die Bohrlöcher für den ersten Satz von Bohrungen sind bei 732 gezeigt. Diese Bohrlöcher 732 erstrecken sich entlang einer x-Achse. Danach wird die Untergrundformation 725 aus Perforationen in den Bohrlöchern 732 für den ersten Satz von Bohrungen aufgespalten. Risse sind bei 740 zu sehen. Dann werden Kohlenwasserstofffluide durch die Risse 740 und die entsprechenden Bohrlöcher 732 produziert.
Nach einem Zeitraum der Produktion wird das in-situ-Spannungsfeld in der Untergrundformation 725 geändert. Dies kann als ein natürliches Ergebnis des Fluidproduktionsprozesses geschehen. Alternativ kann dies als ein Ergebnis einer selektiven Injektion von Wasser oder anderen Fluiden in die Untergrundformation 725 zur Erhöhung des in-situ-Drucks geschehen. In jedem Fall wird auch ein zweiter Satz von Bohrungen mit Bohrlöchern 734 ausgebildet. Diese Bohrlöcher werden ebenfalls horizontal fertig gestellt und sind entlang einer z-Achse ausgerichtet.
Nachdem das in-situ-Spannungsfeld in der Untergrundformation 725 geändert ist, wird die Untergrundformation 725 aus Perforationen in den Bohrlöchern 734 für den zweiten Satz von Bohrungen aufgespalten. Veranschaulichende Risse von den Bohrlöchern 734 sind bei 750 zu sehen. Dann werden Kohlenwasserstofffluide durch die Risse 750 und die entsprechenden Bohrlöcher 734 produziert.
Es ist darauf hinzuweisen, dass sich die Bohrlöcher 732 entlang der x-Achse und die Bohrlöcher 734 entlang der z-Achse kreuzen. Sie schneiden sich nicht, aber sie kreuzen sich. Dies ermöglicht es den jeweiligen Rissen 740, 750, sich zu schneiden. Die sich schneidenden Risse 740, 750 erzeugen ein Rissnetzwerk analog zu den Rissnetzwerken 650A, 650B, die in den 6A und 6B gezeigt sind.
8 ist ein Flussdiagramm, das Schritte zur Durchführung eines Verfahrens 700 zur Erzeugung eines Netzwerks von Rissen in einem Reservoir in einer Ausführungsform zeigt. Das Reservoir stellt bevorzugt eine Gesteinsmatrix mit einer geringen Permeabilität dar. Die Permeabilität kann zum Beispiel weniger als 10 Millidarcy betragen.
Das Reservoir kann ein Kohlenwasserstoff produzierendes Reservoir sein. Das Reservoir kann zum Beispiel Methan und andere Kohlenwasserstoffgase enthalten. In diesem Fall kann das Reservoir eine Formation mit eingeschlossenem Erdgas, eine Schiefergasformation oder eine Flözgasformation sein. Das Reservoir kann auch sogenannte Säuregase enthalten, wie etwa Kohlendioxid und Wasserstoffsulfid. Das Reservoir kann im Übrigen auch Wasser oder Sole enthalten.
Alternativ kann das Reservoir eine geothermische Zone sein, die Wasser und unter Umständen Mineralien enthält. In diesem Fall wird das Reservoir Dampf produzieren.
Das Verfahren 800 weist allgemein auf, ein gewünschtes Rissnetzwerk zu entwerfen bzw. auszugestalten. Dies ist in dem Kasten 810 gezeigt. Das Rissnetzwerk kann zum Beispiel gemäß den illustrativen Rissnetzwerken 650A, 650B ausgestaltet werden, die in den 6A und 6B gezeigt und diskutiert sind. Der Schritt des Entwerfens bzw. Ausgestaltens eines gewünschten Rissnetzwerks des Kastens 810 wird unter Verwendung geomechanischer Simulation durchgeführt, die die Verwendung eines Softwareprogramms und eines Prozessors umfasst.
Das Verfahren 800 weist auch die Bestimmung erforderlicher in-situ-Spannungen zur Erzeugung des Rissnetzwerks in dem Reservoir auf. Dies ist in dem Kasten 820 vorgesehen. Die Bestimmung erforderlicher in-situ-Spannungen kann auf verschiedene Weisen geschehen. Zum Beispiel können Druckmessungen im Bohrloch, Bohrloch-Druckmessungen bzw. Vorort-Druckmessungen an bestehenden Bohrungen vorgenommen werden. Derartige Messungen sind für den Porendruck kennzeichnend, der innerhalb einer Gesteinsmatrix wirkt. Alternativ oder zusätzlich kann eine mikroseismische Prüfung durchgeführt werden. Alternativ oder zusätzlich können Neigungsmessermesswerte überwacht werden.
In einem bevorzugten Aspekt kann eine Spannungsmodellierung im Bohrloch, Bohrloch-Spannungsmodellierung bzw. Vorort-Spannungsmodellierung durchgeführt werden. Zum Beispiel kann ABAQUS^TM-Software verwendet werden, um in-situ-Spannungen und resultierende Risse zu entwickeln. Um ein Modell ablaufen zu lassen, wird die Gesteinsmatrix, die das Reservoir bildet, mit bestimmten mechanischen Eigenschaften initialisiert. Derartige Eigenschaften können zum Beispiel Elastizitätsmodule und Querdehnungszahlen sein. Elastizitätsmodule und Querdehnungszahlen können auf Basis interpretierter Lithologien für die Gesteine geschätzt werden, die in dem Model enthalten sind.
Ein Spannungsfeld kann durch x-, y- und z-Koordinaten demonstriert werden. Im Piceance-Becken wird das in-situ-Spannungsfeld zum Beispiel aufgrund von tektonischen Kräften, die aus dem Gebiet der Rocky Mountains nach Osten wirken, in einer der horizontalen Richtungen beeinflusst. Aus der Spannungsfeldmodellierung wird die Richtung geringster Hauptspannung bestimmt. Für Formationen, die tiefer als ungefähr 1000 Fuß sind, wird die Richtung geringster Hauptspannung wahrscheinlich in der ”x”- oder ”z”-Richtung liegen, wobei die x- und z-Richtung horizontal sind und ”y” die vertikaler Richtung ist, so dass hydraulisch induzierte Risse in einer Ebene senkrecht zu der ”x”- oder ”z”-Richtung ausgerichtet sein werden.
Das Verfahren 800 weist ferner den Entwurf bzw. die Ausgestaltung einer Anordnung von Bohrungen zur Änderung der in-situ-Spannungen auf. Dies ist in dem Kasten 830 vorgesehen. Der Entwurf bzw. die Ausgestaltung einer derartigen Anordnung von Bohrungen bedeutet, dass in dem Untergrund Bohrungen für die Produktion und/oder Injektion von Fluiden zum Zwecke der Änderung des in-situ-Spannungsfeldes fertig gestellt werden. Die Anordnung von Bohrungen kann zum Beispiel gemäß der Anordnung von Bohrlöchern 732 und 734 der 7 sein.
Das Verfahren 800 weist auch die Injektion eines Aufspaltungsfluids unter Druck in das Reservoir auf. Der Zweck besteht darin, einen anfänglichen Satz von Rissen zu erzeugen. Dies ist in dem Kasten 840 gezeigt. Die Risse werden sich wahrscheinlich in einer vertikalen Ebene durch die Formation erstrecken, wie es in 2C gezeigt ist. Das Ergebnis ist, dass die Risse sich nicht miteinander verbinden und eine begrenzte Exposition der Bohrlöcher gegenüber der Formation bereitstellen.
Historisch könnte eine Bedienungsperson wählen, die Länge der Risse zu erweitern, um die Exposition der Bohrlöcher gegenüber der Formation zu erhöhen. In manchen Feldentwicklungen sind Risse berichtet worden, die sich über viele tausend Fuß erstrecken. Dies ist jedoch nicht wünschenswert, wenn zu erwarten ist, dass sich die Risse in einer vertikalen Ebene bilden. In dieser Hinsicht können sich die Risse über die Ziel-Produktionsintervalle hinaus und potentiell in Grundwasserleitschichten oder unverfestigte bzw. lockere Formationen ausbreiten.
In dem Verfahren 800 wird ein nächster Schritt vorgenommen, um die in-situ-Spannungen in dem Reservoir zu überwachen. Dies ist in dem Kasten 850 zu sehen. Die Überwachung der in-situ-Spannungen in dem Reservoir kann auf verschiedene Weisen geschehen. Diese sind allgemein in dem Flussdiagramm der 9 gezeigt.
9 ist ein Flussdiagramm, das veranschaulichende Schritte zeigt, die zur Überwachung von in-situ-Spannungsfeldern durchgeführt werden können. Zuerst kann die Überwachung die Durchführung von Druckmessungen im Bohrloch, Bohrloch-Druckmessungen bzw. Vorort-Druckmessungen umfassen. Dies ist in dem Kasten 910 zu sehen. Alternativ oder zusätzlich kann die Überwachung eine mikroseismische und/oder Neigungsmesserüberwachung umfassen. Dies ist in dem Kasten 920 vorgesehen. Alternativ oder zusätzlich kann die Überwachung das Ablesen bzw. Nehmen von Messwerten von Neigungsmessern an einer Oberfläche über dem Reservoir umfassen. Dies ist in dem Kasten 930 gezeigt. Alternativ oder zusätzlich kann die Überwachung die Durchführung einer Spannungsmodellierung im Bohrloch, Bohrloch-Spannungsmodellierung bzw. Vorort-Spannungsmodellierung umfassen. Dies ist in dem Kasten 940 gezeigt. Natürlich können Kombinationen von jeder dieser Techniken eingesetzt werden.
Das Verfahren 800 weist darüber hinaus eine Aktualisierung der geomechanischen Simulation auf Basis der überwachten in-situ-Spannungen auf. Dies ist in dem Kasten 855 angegeben. Ferner weist das Verfahren 800 den Entwurf bzw. die Ausgestaltung eines Programms zur Modifikation der in-situ-Spannung in dem Spannungsfeld auf. Dies ist in dem Kasten 860 zu sehen. Der Schritt des Entwurfs bzw. der Ausgestaltung eines Programms des Kastens 860 wird ebenfalls unter Verwendung geomechanischer Simulation durchgeführt. Die geomechanischen Simulationen können unter Verwendung kommerziell verfügbarer Software durchgeführt werden, die das komplexe Zusammenspiel zwischen dem in-situ-Spannungszustand und der Technik erfassen kann. Beispiele solcher Software umfassen Finite-Elemente-Software (z. B. Abaqus oder ELFEN) und Diskrete-Elemente-Software (z. B. PFC3D oder ELFEN).
Die geomechanischen Simulationen enthalten vollständig gekoppelte konstitutive Beziehungen, die mathematische Repräsentationen des in-situ-Spannungszustands und -Porendrucks, von mechanischen Gesteinseigenschaften, von technischen Stimulationspraktiken an den Bohrlöchern und der Feldproduktion ermöglichen. Neu erfasste Daten werden in die geomechanischen Simulationen eingegeben, um eine Iteration zwischen Historienanpassungs-(history matching) und vorhersagenden Betriebsarten zu fördern.
Das Verfahren 800 weist auch auf, die in-situ-Spannungen in dem Reservoir zu modifizieren. Dies ist in dem Kasten 865 zu sehen. Eine Modifikation der in-situ-Spannungen ermöglicht es der Bedienungsperson, festzustellen, wann sich die Richtung geringster Hauptspannung in dem in-situ-Spannungsfeld geändert hat.
Die in-situ-Spannungen können durch Reservoirerschöpfung mit der Zeit modifiziert werden. In diesem Fall weist der Schritt 860 die Produktion von Kohlenwasserstofffluiden aus dem Reservoir auf. Alternativ oder zusätzlich kann der Schritt 865 die Injektion eines Fluids in das Reservoir aufweisen. Das Fluid wird mit einem Druck injiziert, der geringer als der Trenndruck der Gesteinsmatrix ist. Das Fluid kann in jede einer Vielzahl von Bohrungen entweder (i) gleichzeitig oder (ii) in Stufen injiziert werden, so dass Fluid nacheinander in eine oder mehrere Bohrungen oder eine oder mehrere Zonen injiziert wird.
In einer verwandten Ausführungsform weist die Modifikation der in-situ-Spannungen ferner (i) die Spezifizierung einer Zeitdauer zur Injektion für ausgewählte Bohrungen, (ii) die Spezifizierung einer Viskosität von Fluid zur Injektion in ausgewählte Bohrungen, (iii) die Modifikation einer Temperatur des Reservoirs oder (iv) Kombinationen davon auf. Das Modifizieren einer Temperatur des Reservoirs kann (i) eine Injektion von erwärmtem Gas in das Reservoir, (ii) eine Anwendung einer Widerstandserwärmung auf eine Gesteinsmatrix, die das Reservoir aufweist, (iii) eine Betätigung eines oder mehrerer Bohrlochbrenner, (iii) eine Injektion eines Kühlerfluids in das Reservoir oder (v) Kombination davon aufweisen.
Eine Modifikation der in-situ-Spannungen kann auch die Herstellung von unterstützenden Risswegen aufweisen. Die unterstützenden Risswege bzw. -bahnen sind zusätzlich zu den anfänglichen, in Schritt 840 erzeugten Rissen vorgesehen. Die Herstellung von unterstützenden Risswegen kann durch Erzeugung einer Vielzahl von radial versetzten Perforationen in das Reservoir durch eine Vielzahl von Bohrungen geschehen. Die Ausrichtung der Perforationen kann auch so eingestellt werden, dass die Perforationen sich nicht transversal zu den Bohrlöchern erstrecken. Alternativ oder zusätzlich kann die Herstellung von unterstützenden Risswegen durch Injektion eines Säurefluids durch eine Vielzahl von Bohrungen zur Erzeugung von Wurmlöchern oder Schlauchporen in dem Reservoir geschehen.
Sobald die in-situ-Spannungen modifiziert worden sind, kann das Reservoir weiter aufgespalten werden. Dies ermöglicht es, dass im Unterschied zu einer einfachen Neuöffnung oder vielleicht Erweiterung derselben Risse in derselben Richtung ein wirkliches Netzwerk von Rissen erzeugt wird. Somit weist das Verfahren 800 ferner auf, ein Fluid unter Druck in das Reservoir zu injizieren, um den anfänglichen Satz von Rissen zu erweitern und das Netzwerk von Rissen zu erzeugen. Dies ist in dem Kasten 870 gezeigt. Die Injektion eines Fluids in das Reservoir zur Erzeugung des Netzwerks von Rissen kann durch Bestimmung von Pumpgeschwindigkeiten und Schergeschwindigkeiten für ausgewählte Bohrungen geschehen.
In einem Aspekt des Verfahrens 800 sind bzw. werden mindestens zwei der Bohrungen in der Anordnung von Bohrungen für die Produktion von Kohlenwasserstofffluiden fertig gestellt. In diesem Fall ist bzw. wird das Netzwerk von Rissen entworfen bzw. ausgestaltet, um die Produktion der Kohlenwasserstofffluide zu optimieren. Die Injektion eines Fluids in das Reservoir unter Druck gemäß den Schritten der Kästen 840 und 870 kann die Injektion des Fluids durch Bohrungen aufweisen, die hauptsächlich für die Produktion der Kohlenwasserstofffluide fertig gestellt worden sind.
In einem anderen Aspekt sind bzw. werden mindestens zwei der Bohrungen in der Anordnung von Bohrungen für die Injektion von Fluiden als Teil einer verbesserten Ölgewinnung fertig gestellt. In diesem Fall kann die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir gemäß den Schritten der Kästen 840 und 870 ferner aufweisen, das Fluid durch ausgewählte Bohrungen zu injizieren, die für die Injektion von Fluiden fertig gestellt sind bzw. werden. Die Fluide, die injiziert werden, können ein wässriges Fluid wie etwa Sole darstellen.
In noch einem anderen Aspekt sind bzw. werden mindestens zwei der Bohrungen in der Anordnung von Bohrungen für die Produktion von geothermisch produziertem Dampf fertig gestellt. Das Netzwerk von Rissen ist bzw. wird ausgestaltet, um die Wärmeübertragung für geothermische Anwendungen zu optimieren. In diesem Fall kann die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir gemäß den Schritten der Kästen 840 und 870 aufweisen, das Fluid durch ausgewählte Bohrungen zu injizieren, die für die Produktion des geothermisch produzierten Dampfes fertig gestellt worden sind.
In noch einem anderen Aspekt sind bzw. werden mindestens zwei der Bohrungen in der Anordnung von Bohrungen für die Injektion von Säuregasen fertig gestellt. In diesem Fall weist die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir gemäß den Schritten der Kästen 840 und 870 auf, das Fluid durch ausgewählte Bohrungen zu injizieren, die für die Injektion von Säuregasen fertig gestellt worden sind. Die Säuregase können hauptsächlich Kohlendioxid aufweisen. Das Kohlendioxid kann als ein Teil eines verbesserten Ölgewinnungsprojekts injiziert werden. Alternativ kann das Kohlendioxid als ein Teil eines Sequestrierungsvorgangs injiziert werden. In diesem Fall ist bzw. wird das Netzwerk von Rissen ausgestaltet, um die CO₂-Speicherkapazität zu optimieren.
In noch einem anderen Aspekt sind bzw. werden mindestens zwei der Bohrungen in der Anordnung von Bohrungen für die Injektion von Bohrklein fertig gestellt. In diesem Fall weist die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir gemäß den Schritten der Kästen 840 und 870 auf, das Bohrklein durch ausgewählte Bohrungen für die Injektion in das Reservoir zu injizieren.
In einer Ausführungsform der Verfahren hierin weist das Reservoir zwei oder mehr Zonen auf. In diesem Fall wird das Netzwerk von Rissen in mindestens zwei unterschiedlichen Zonen erzeugt. Der Entwurf bzw. die Ausgestaltung eines gewünschten Rissnetzwerksystems umfasst dann den Entwurf bzw. die Ausgestaltung eines Rissnetzwerksystems in jeder der mindestens zwei Zonen. Darüber hinaus umfasst die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir die Injektion eines Fluids in jede der mindestens zwei Zonen, um das Netzwerk von Rissen in den mindestens zwei Zonen zu erzeugen. Das Netzwerk von Rissen kann zum Beispiel in der Weise erzeugt werden, die oben in Verbindung mit den 3A bis 3B und/oder den 5A bis 5C beschrieben worden ist.
In einer anderen Ausführungsform ist eine Vielzahl von Bohrungen in der Anordnung von Bohrungen bereits in das Reservoir perforiert worden. Ferner hat das Reservoir bereits für einen Zeitraum eine Kohlenwasserstoffproduktion erlebt. In diesem Fall umfasst die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir zur Erzeugung des Netzwerks von Rissen eine erneute Aufspaltung von jeder der Vielzahl von Bohrungen.
Wie ersichtlich ist, werden hierin Verfahren bereitgestellt, um die Kohlenwasserstoffproduktion aus Untergrundformationen durch Manipulation der in-situ-Spannungen im Bohrloch, Bohrloch-in-situ-Spannungen bzw. Vorort-in-situ-Spannungen zu verbessern. Die Manipulation von in-situ-Spannungen ermöglicht es der Bedienungsperson, Risse in verschiedenen Richtungen zu erzeugen und den Reservoirvernetzungsgrad zu verbessern. Gemäß den Verfahren wird zuerst ein gewünschtes Rissnetzwerksystem zum Entleeren des Reservoirs entworfen bzw. ausgestaltet. Dann werden die zur Erzeugung des Rissnetzwerksystems benötigten in-situ-Spannungen bestimmt. Ein umfassendes System, das aus einer Bohrungs-/Polster-Anordnung und einer Bohrungsarchitektur besteht, ist bzw. wird entworfen bzw. ausgestaltet, um das Spannungsfeld um die einzelnen Bohrungen zu ändern. Dann wird ein aufgabenspezifisches Netzwerk von Rissen erzeugt.
Als eine Folge der Aufspaltung gibt es eine erhöhte Risskomplexität und einen erhöhten Reservoirzugang. Die Änderung in in-situ-Spannungen im Bohrloch, Bohrloch-in-situ-Spannungen bzw. Vorort-in-situ-Spannungen und der zugehörigen Rissausrichtung werden bevorzugt überwacht oder modelliert, um eine kontinuierliche Rückmeldung oder Rückkopplung bereitzustellen. Dies ist in dem Kasten 880 der 8 angegeben. Der Schritt des Kastens 880 kann zum Beispiel gemäß jedem der Schritte sein, die in 9 gezeigt sind. Das Reservoir kann wieder aufgespalten werden, wenn sich das Spannungsfeld ändert.
Die hierin offenbarten Verfahren sind besonders für die Entwicklung nicht konventioneller Reservoire, wie etwa eingeschlossenes Erdgas, Schiefergas oder Flözgas, und die Gewinnung von Gas vorteilhaft. Die Verfahren sind auch für die Sequestrierung von CO₂ vorteilhaft. In geothermischen Anwendungen helfen die vorliegenden Verfahren dabei, den Kontaktbereich bzw. die Kontaktfläche von dem Bohrloch zu dem Reservoir zu erhöhen. Für Wasser-/Bohrkleininjektionsbohrungen können die Verfahren verwendet werden, um die Rissgeometrie und -ausrichtung zu steuern.
Auch wenn es ersichtlich ist, dass die hierin beschriebenen Erfindungen gut berechnet sind, um den oben angegebenen Nutzen und die oben angegebenen Vorteile zu erreichen, ist darauf hinzuweisen, dass die Erfindungen für eine Modifikation, Variation und Änderung offen sind, ohne ihren Geist zu verlassen.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Patentliteratur

US 5111881 [0012, 0013]
US 2009/0095482 [0014]
US 2009/0194273 [0014]
US 4830106 [0017]
US 4724905 [0018]

Claims

Verfahren zur Erzeugung eines Netzwerks von Rissen in einem Reservoir, wobei das Reservoir ein in-situ-Spannungsfeld hat und das Verfahren aufweist: Ausgestalten eines gewünschten Rissnetzwerksystems unter Verwendung geomechanischer Simulation, Bestimmen erforderlicher in-situ-Spannungen, um das gewünschte Rissnetzwerk in einem Reservoir mit einem in-situ-Spannungsfeld zu erzeugen, Ausgestalten einer Anordnung von Bohrungen, um die in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld zu ändern, Injizieren eines Aufspaltungsfluids unter Druck in das Reservoir, um einen anfänglichen Satz von Rissen zu erzeugen, Überwachen der in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld, Aktualisieren der geomechanischen Simulation auf Basis der überwachten in-situ-Spannungen, Ausgestalten eines Programms zur Modifikation der in-situ-Spannung in dem Spannungsfeld unter Verwendung geomechanischer Simulation, Modifizieren der in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld durch Implementierung mindestens eines Aspektes des Programms und Injizieren eines Aufspaltungsfluids unter Druck in das Reservoir, um den anfänglichen Satz von Rissen zu erweitern und das gewünschte Rissnetzwerk zu erzeugen.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Reservoir eine Permeabilität von weniger als 10 Millidarcy hat.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem: mindestens zwei Bohrungen in der Anordnung von Bohrungen für die Produktion von Kohlenwasserstofffluiden fertig gestellt werden und das Netzwerk von Rissen ausgestaltet wird, um die Produktion der Kohlenwasserstofffluide zu optimieren.
Verfahren nach Anspruch 3, bei dem die Injektion eines Aufspaltungsfluids unter Druck in das Reservoir aufweist, das Fluid durch die mindestens zwei Bohrungen zu injizieren, die für die Produktion von Kohlenwasserstofffluiden fertig gestellt worden sind.
Verfahren nach Anspruch 3, bei dem mindestens zwei Bohrungen in der Anordnung von Bohrungen für die Injektion von Fluiden als Teil einer verbesserten Ölgewinnung fertig gestellt werden.
Verfahren nach Anspruch 5, bei dem die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir aufweist, das Fluid durch die Bohrungen zu injizieren, die für die Injektion von Fluiden fertig gestellt worden sind.
Verfahren nach Anspruch 6, bei dem die Fluide ein wässriges Fluid darstellen.
Verfahren nach Anspruch 4, das ferner aufweist: Produzieren von Kohlenwasserstofffluiden aus den Bohrungen, die für die Produktion von Kohlenwasserstofffluiden fertig gestellt worden sind, nachdem der anfängliche Satz von Rissen erzeugt worden ist.
Verfahren nach Anspruch 8, bei dem die Modifikation der in-situ-Spannungen die Produktion von Kohlenwasserstofffluiden aufweist.
Verfahren nach Anspruch 8, bei dem die Modifikation der in-situ-Spannungen aufweist, ein Fluid in zumindest einen Teil des Reservoirs zu injizieren, um den Porendruck in dem in-situ-Spannungsfeld zu erhöhen.
Verfahren nach Anspruch 2, das ferner aufweist: erneutes Injizieren eines Aufspaltungsfluids unter Druck in das Reservoir nach dem Überwachen der in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem: mindestens zwei Bohrungen in der Anordnung von Bohrungen für die Produktion von geothermisch produziertem Dampf fertig gestellt werden, die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir aufweist, das Fluid durch ausgewählte Bohrungen zu injizieren, die für die Produktion des geothermisch produzierten Dampfes fertig gestellt worden sind, und das Netzwerk von Rissen ausgestaltet wird, um eine Wärmeübertragung für geothermische Anwendungen zu optimieren.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem: mindestens zwei Bohrungen in der Anordnung von Bohrungen für die Injektion von Säuregasen fertig gestellt werden und die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir aufweist, das Fluid durch ausgewählte Bohrungen zu injizieren, die für die Injektion von Säuregasen fertig gestellt worden sind.
Verfahren nach Anspruch 13, bei dem: die Säuregase hauptsächlich Kohlendioxid aufweisen und das Kohlendioxid als Teil eines verbesserten Ölgewinnungsprojektes injiziert wird.
Verfahren nach Anspruch 13, bei dem: die Säuregase hauptsächlich Kohlendioxid aufweisen, das Kohlendioxid als Teil eines Sequestrierungsvorgangs injiziert wird und das Netzwerk von Rissen ausgestaltet ist, um die CO₂-Speicherkapazität zu optimieren.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem: mindestens zwei Bohrungen in der Anordnung von Bohrungen für die Injektion von Bohrklein fertig gestellt werden und die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir aufweist, das Fluid durch ausgewählte Bohrungen zu injizieren, die für die Injektion von Säuregasen fertig gestellt worden sind.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem die Bestimmung erforderlicher in-situ-Spannungen, um das gewünschte Rissnetzwerk zu erzeugen, (i) eine Prüfung von Bohrloch-Druckmessungen aus bestehenden Bohrungen, (ii) eine Prüfung einer in bestehenden Bohrungen durchgeführten mikroseismischen Überwachung, (iii) die Durchführung einer Bohrloch-Spannungsmodellierung, (iv) eine Prüfung von Neigungsmessermesswerten oder (v) Kombinationen davon aufweist.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem: die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir aufweist, ein Fluid durch eine Vielzahl von Bohrungen zu injizieren, die Teil der Anordnung von Bohrungen sind, und die Modifikation der in-situ-Spannungen aufweist, ein Fluid unter Druck in jede der Vielzahl von Bohrungen entweder (i) gleichzeitig oder (ii) so in Stufen zu injizieren, dass Fluid nacheinander in eine oder mehrere Bohrungen injiziert wird.
Verfahren nach Anspruch 18, bei dem die Modifikation der in-situ-Spannungen ferner (i) eine Spezifikation einer Zeitdauer zur Injektion für ausgewählte Bohrungen, (ii) eine Spezifikation einer Viskosität von Fluid zur Injektion in ausgewählte Bohrungen, (iii) eine Modifikation einer Temperatur des Reservoirs oder (iv) Kombinationen davon aufweist.
Verfahren nach Anspruch 19, bei dem die Modifikation einer Temperatur des Reservoirs (i) eine Injektion von erwärmtem Gas in das Reservoir, (ii) eine Anwendung einer Widerstandserwärmung auf eine Gesteinsmatrix, die das Reservoir aufweist, (iii) eine Betätigung eines oder mehrerer Bohrlochbrenner, (iii) eine Injektion eines Kühlerfluids in das Reservoir oder (v) Kombination davon aufweist.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem die Modifikation der in-situ-Spannungen aufweist, neue Perforationen in das Reservoir aus ausgewählten Bohrlöchern bereitzustellen, wobei die Perforationen in einem nicht transversalen Winkel in Bezug auf die Bohrlöcher geschossen werden.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem die Modifikation der in-situ-Spannungen aufweist, Kohlenwasserstofffluide aus dem Reservoir zu produzieren.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem die Modifikation der in-situ-Spannungen aufweist, ein Fluid in das Reservoir zu injizieren, um den Porendruck zu erhöhen.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem die Modifikation der in-situ-Spannungen aufweist, (i) durch Erzeugung einer Vielzahl von radial versetzten Perforationen in das Reservoir durch eine Vielzahl von Bohrungen, (ii) durch Injektionen eines Säurefluids durch eine Vielzahl von Bohrungen zur Erzeugung von Wurmlöchern in dem Reservoir oder (iii) durch Kombinationen davon einen unterstützenden Rissweg herzustellen.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem die Injektion eines Fluids in das Reservoir, um das Netzwerk von Rissen zu erzeugen, eine Bestimmung von Pumpgeschwindigkeiten und zugehörigen Schergeschwindigkeiten für ausgewählte Bohrungen aufweist.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem: das Reservoir zwei oder mehr Zonen aufweist und das Netzwerk von Rissen in mindestens zwei verschiedenen Zonen erzeugt wird, so dass: die Ausgestaltung eines gewünschten Rissnetzwerksystems aufweist, in jeder der mindestens zwei Zonen ein Rissnetzwerksystem auszugestalten, und die Injektion eines Fluids unter Druck in das Reservoir aufweist, ein Fluid in jede der mindestens zwei Zonen zu injizieren, um das Netzwerk von Rissen in den mindestens zwei Zonen zu erzeugen.
Verfahren zur Produktion von Kohlenwasserstoffen aus einer Untergrundformation, wobei die Formation eine Permeabilität von weniger als ungefähr 10 Millidarcy hat und das Verfahren aufweist: Bereitstellen eines Bohrlochs in der Untergrundformation, wobei das Bohrloch als ein abgelenktes Bohrloch fertig gestellt worden ist und das Bohrloch in der Untergrundformation entlang zumindest einer ersten Zone und einer zweiten Zone perforiert worden ist, Aufspalten der Untergrundformation entlang der ersten und der zweiten Zone, um im Wesentlichen vertikale Risse auszubilden, die sich von dem Bohrloch erstrecken, Produzieren von Kohlenwasserstofffluiden durch die vertikalen Risse entlang der ersten und der zweiten Zone, Überwachen des Bohrlochs, um zu bestimmen, wann eine Änderung in der Ausrichtung der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation entlang der ersten und zweiten Zone auftritt, Injizieren eines Aufspaltungsfluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der ersten und zweiten Zone, um dadurch erste neue Risse in der Untergrundinformation zu erzeugen, die sich zumindest teilweise von den vertikalen Rissen entlang einer Ebene erstrecken, die im Wesentlichen transversal zu den vertikalen Rissen ist, und Produzieren von Kohlenwasserstoffen durch die ersten neuen Risse und durch die vertikalen Risse entlang der ersten und zweiten Zone.
Verfahren nach Anspruch 27, bei dem: das abgelenkte Bohrloch als ein im Wesentlichen horizontales Bohrloch in der Untergrundformation fertig gestellt ist und sich die vertikalen Risse im Wesentlichen transversal zu dem Bohrloch erstrecken.
Verfahren nach Anspruch 28, bei dem: die Überwachung des Bohrlochs (i) die Bestimmung, wann ein festgelegtes Volumen an Kohlenwasserstofffluiden aus dem Bohrloch produziert worden ist, (ii) die Bestimmung, wann eine festgelegte Verringerung im Reservoirdruck in der Untergrundformation stattgefunden hat, (iii) die Bestimmung, wann eine ausgewählte Produktionszeitdauer stattgefunden hat, (iv) die Bestimmung, ob mikroseismische Messwerte eine Änderung in in-situ-Spannungen anzeigen, oder (v) Kombinationen davon aufweist.
Verfahren nach Anspruch 28, bei dem: das Bohrloch ferner in der Untergrundformation entlang einer dritten Zone perforiert worden ist, das Aufspalten der Untergrundformation ferner aufweist, die Untergrundformation entlang der dritten Zone aufzuspalten, um zusätzliche vertikalen Risse auszubilden, die sich von dem Bohrloch erstrecken, das Produzieren von Kohlenwasserstofffluiden durch die vertikalen Risse ferner aufweist, Kohlenwasserstofffluide entlang der dritten Zone zu produzieren, das Überwachen des Bohrlochs ferner aufweist, das Bohrloch zu überwachen, um zu bestimmen, wann eine Änderung in der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation entlang der dritten Zone auftreten kann, das Injizieren eines Aufspaltungsfluids in die Untergrundformation, um die ersten neuen Risse zu erzeugen, ferner aufweist, ein Aufspaltungsfluid durch Perforationen in der dritten Zone zu injizieren, und das Produzieren von Kohlenwasserstoffen durch die ersten neuen Risse ferner aufweist, Kohlenwasserstoffe durch die vertikalen Risse entlang der dritten Zone zu produzieren.
Verfahren nach Anspruch 30, das ferner aufweist: Injizieren eines Aufspaltungsfluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der ersten, zweiten und dritten Zone, um dadurch zweite neue Risse in der Untergrundformation zu erzeugen, die sich zumindest teilweise von (i) den vertikalen Rissen, (ii) den ersten neuen Rissen oder (iii) beiden entlang einer Ebene erstrecken, die im Wesentlichen transversal zu den vertikalen Rissen ist, und Produzieren von Kohlenwasserstoffen durch (i) die zweiten neuen Risse, (ii) die ersten neuen Risse und (iii) die vertikalen Risse entlang der ersten, zweiten und dritten Zone.
Verfahren nach Anspruch 31, bei dem die Perforationen entlang der ersten Zone, der zweiten Zone und der dritten Zone durch einen Abstand von zwischen ungefähr 20 Fuß (6,1 m) und 500 Fuß (152,4 m) getrennt sind.
Verfahren nach Anspruch 31, bei dem sich die vertikalen Risse über eine Strecke von ungefähr 100 Fuß (30,5 m) bis 500 Fuß (152,4 m) von dem Bohrloch erstrecken.
Verfahren nach Anspruch 31, das ferner aufweist: Perforieren des Bohrlochs, um neue Perforationen entlang einer ausgewählten Zone zu erzeugen, wobei die neuen Perforationen in einem nicht transversalen Winkel in Bezug auf das Bohrloch geschossen werden, Injizieren eines Aufspaltungsfluids in die Untergrundformation durch die neuen Perforationen in der ausgewählten Zone, um die Untergrundformation entlang der ausgewählten Zone aufzuspalten, und Produzieren von Kohlenwasserstoffen durch Perforationen entlang der ausgewählten Zone.
Verfahren zur Produktion von Kohlenwasserstoffen aus einer Untergrundformation, wobei die Formation eine Permeabilität von weniger als ungefähr 10 Millidarcy hat und das Verfahren aufweist: Bereitstellen eines Bohrlochs in der Untergrundformation, wobei das Bohrloch als ein abgelenktes Bohrloch fertig gestellt worden ist und das Bohrloch entlang zumindest einer ersten Zone und einer zweiten Zone perforiert worden ist, Aufspalten der Untergrundformation entlang der ersten und der zweiten Zone, um im Wesentlichen vertikale Risse auszubilden, die sich von dem Bohrloch erstrecken, Produzieren von Kohlenwasserstofffluiden durch die vertikalen Risse entlang der ersten und der zweiten Zone, Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der zweiten Zone, um dadurch den Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der ersten Zone zu erhöhen und eine Änderung in den in-situ-Spannungen in der Untergrundformation entlang der ersten Zone zu verursachen, Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der ersten Zone, um dadurch eine Ausbreitung von Rissen in die Untergrundformation entlang der ersten Zone zumindest teilweise in Richtung auf die zweite Zone zu verursachen, und Produzieren von Kohlenwasserstoffen durch die Perforationen entlang der ersten Zone.
Verfahren nach Anspruch 35, bei dem: das abgelenkte Bohrloch als ein im Wesentlichen horizontales Bohrloch in der Untergrundformation fertig gestellt ist und sich die vertikalen Risse im Wesentlichen transversal zu dem Bohrloch erstrecken.
Verfahren nach Anspruch 36, das ferner aufweist: Produzieren von Kohlenwasserstoffen durch die Perforationen entlang der zweiten Zone zusammen mit der Produktion von Kohlenwasserstoffen aus der ersten Zone.
Verfahren nach Anspruch 36, das ferner aufweist: Überwachen des Bohrlochs, um zu bestimmen, wann eine Änderung in der maximalen Hauptspannung in der Untergrundformation entlang der ersten Zone als eine Folge der Injektion des Fluids in die zweite Zone auftreten kann.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem: das Überwachen des Bohrlochs (i) die Bestimmung, wann ein festgelegtes Volumen an Kohlenwasserstofffluiden aus der ersten Zone produziert worden ist, (ii) die Bestimmung, wann eine festgelegte Verringerung im Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der ersten Zone stattgefunden hat, (iii) die Bestimmung, wann eine ausgewählte Produktionszeitdauer stattgefunden hat, (iv) die Bestimmung, ob mikroseismische Messwerte eine Änderung in in-situ-Spannungen anzeigen, (v) die Bestimmung jeglicher Änderungen in in-situ-Spannungen, (vi) die Bestimmung, wann ein ausgewähltes Volumen an Fluid durch die Perforationen in der zweiten Zone in die Untergrundformationen injiziert worden ist, oder (vii) Kombinationen davon aufweist.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem: das Bohrloch ferner in der Untergrundformation entlang einer dritten Zone perforiert worden ist, das Aufspalten der Untergrundformation ferner aufweist, die Untergrundformation entlang der dritten Zone aufzuspalten, um zusätzliche vertikalen Risse auszubilden, die sich von dem Bohrloch erstrecken, das Produzieren von Kohlenwasserstofffluiden durch die vertikalen Risse ferner aufweist, Kohlenwasserstofffluide entlang der dritten Zone zu produzieren, das Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der zweiten Zone ferner den Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der dritten Zone erhöht und ferner eine Änderung in den in-situ-Spannungen in der Untergrundformation entlang der dritten Zone verursacht und das Verfahren ferner aufweist: Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der dritten Zone, um dadurch eine Ausbreitung von Rissen in die Untergrundformation entlang der dritten Zone zumindest teilweise in Richtung auf die zweite Zone zu verursachen, und Produzieren von Kohlenwasserstoffen durch die Perforationen entlang der dritten Zone.
Verfahren nach Anspruch 40, das ferner aufweist: Produzieren von Kohlenwasserstoffen durch die Perforationen entlang der ersten und zweiten Zone zusammen mit der Produktion von Kohlenwasserstoffen aus der dritten Zone.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem die Perforationen entlang der ersten Zone und der zweiten Zone durch einen Abstand von zwischen ungefähr 20 Fuß (6,1 m) und 500 Fuß (152,4 m) getrennt sind.
Verfahren nach Anspruch 36, bei dem sich die Risse im Wesentlichen transversal zu dem Bohrloch über eine Strecke von ungefähr 100 Fuß (30,5 m) bis 500 Fuß (152,4 m) von dem Bohrloch erstrecken.
Verfahren nach Anspruch 36, das ferner aufweist: Unterbrechen der Produktion von Kohlenwasserstoffen aus der ersten Zone, Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der ersten Zone, um dadurch den Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der zweiten Zone zu erhöhen und eine Änderung in den in-situ-Spannungen in der Untergrundformation entlang der zweiten Zone zu verursachen, Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der zweiten Zone, um dadurch eine Ausbreitung von Rissen in der Untergrundformation entlang der zweiten Zone zumindest teilweise in Richtung auf die erste Zone zu verursachen, und Produzieren von Kohlenwasserstoffen durch die Perforationen entlang der zweiten Zone.
Verfahren nach Anspruch 40, das ferner aufweist: Unterbrechen der Produktion von Kohlenwasserstoffen aus der dritten Zone, Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der dritten Zone, um dadurch den Reservoirdruck in der Untergrundformation entlang der ersten Zone zu erhöhen und eine Änderung in den in-situ-Spannungen in der Untergrundformation entlang der ersten Zone zu verursachen, Injizieren eines Fluids in die Untergrundformation durch Perforationen in der zweiten Zone, um dadurch eine Ausbreitung von Rissen in die Untergrundformation entlang der zweiten Zone zumindest teilweise in Richtung auf die dritte Zone zu verursachen, und Produzieren von Kohlenwasserstoffen durch die Perforationen entlang der zweiten Zone.
Verfahren nach Anspruch 36, das ferner aufweist: Perforieren des Bohrlochs, um neue Perforationen entlang einer ausgewählten Zone zu erzeugen, wobei die neuen Perforationen in einem nicht transversalen Winkel in Bezug auf das Bohrloch geschossen werden, Injizieren eines Aufspaltungsfluids in die Untergrundformation durch die neuen Perforationen in der ausgewählten Zone, um die Untergrundformation entlang der ausgewählten Zone aufzuspalten, und Produzieren von Kohlenwasserstoffen durch Perforationen entlang der ausgewählten Zone.
Verfahren zur Erzeugung eines Netzwerks von Rissen in einem Reservoir, wobei das Reservoir ein in-situ-Spannungsfeld hat und das Verfahren aufweist: Überwachen der in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld, Injizieren eines Aufspaltungsfluids unter Druck durch einen ersten Satz von Perforationen in das Reservoir, um einen anfänglichen Satz von Rissen zu erzeugen, Produzieren von nativen Fluiden aus dem Reservoir, um in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld zu ändern, und Injizieren eines Aufspaltungsfluids unter Druck durch einen zweiten Satz von Perforationen in das Reservoir, um den anfänglichen Satz von Rissen zu erweitern und das Netzwerk von Rissen zu erzeugen.
Verfahren nach Anspruch 47, das ferner aufweist: Ausgestalten eines gewünschten Rissnetzwerksystems, Bestimmen erforderlicher in-situ-Spannungen, um das gewünschte Rissnetzwerk in dem Reservoir zu erzeugen, und Ausgestalteneiner Anordnung von Bohrungen, um die in-situ-Spannungen in dem Spannungsfeld zu ändern.