DE3120479A1 - Verfahren zum hydraulischen frakturieren einer geologischen formation nach einer vorbestimmten richtung - Google Patents
Verfahren zum hydraulischen frakturieren einer geologischen formation nach einer vorbestimmten richtungInfo
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Description
INSTITUT FRANCAIS DU PETROLE Rueil, Prankreich
Verfahren zum hydraulischen Frakturieren einer geologischen Formation nach einer vorbestimmten
Richtung
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum hydraulischen Frakturieren einer geologischen Formation nach einer
bestimmten Richtung.
Das Prakturieren einer geologischen Formation wird manchmal verwendet, um zwei Bohrlöcher in Verbindung
in Höhe der geologischen Formation zu setzen. Diese Verbindung wird beispielsweise hergestellt, um die unterirdische
Be- oder Entgasung einer Kohlenschicht durchzuführen, deren Permeabilität zu gering ist, um die Zirkulation zwischen den beiden Bohrlöchern der zur Unterhaltung
einer Nach- bzw. Rückverbrennung notwendigen Gasmenge sicherzustellen. Die Frakturierung geologischer Formationen
wird ebenfalls auf dem Gebiet der Hilfsrekuperation von
Kohlenwasserstoffen verwendet, die durchgeführt wird, indem man in die geologische Formation von der Injektionsbohrung
aus ein Fluid unter Druck einführt, welches die Überführung
W 0 * · · V
¥ mm n
der Kohlenwasserstoffe gegen Produktionsbohrungen begünstigt.
In diesem Fall kann es nämlih wünschenswert sein, das Injizieren des Fluids oder die Rückgewinnung der
Kohlenwasserstoffe zu verbessern, indem man die geologische Formation nach einer Richtung, vorzugsweise senkrecht zur
Strömungsrichtung des Fluids, frakturiert.
Diese Frakturierung, welche einerseits die Injektionsbohrungen und/oder andererseits die Produktionsbohrungen
in Verbindung setzen kann, sorgt für eine bessere Durchspülung der geologischen Formation durch das injizierte
Fluid.
Es ist bekannt, eine geologische, von einem Bohrloch durchsetzte Formation zu frakturieren, indem man in Höhe
der geologischen Formation ein hydraulisches Fluid unter ausreichendem Druck einführt· Die Richtung der erzeugten
"Fraktur" hängt im wesentlichen von dem Feld oder Tensor vorher in der geologischen Formation vorhandener Spannungen
ab. In den günstigsten Fällen ist diese Richtung mit mehr oder weniger großer Genauigkeit bekannt. Die durch Frakturierung
zu verbindenden Bohrlöcher werden dann im wesentlichen längs dieser Richtung angeordnet.
Trotzdem zeigt die Erfahrung, daß die erhaltene Frakturierung nicht immer konform mit der gewünschten Frakturierung
geht und beispielsweise die Verbindung zwischen zwei entfernten Bohrlöchern nicht sichert.
Durch die US-Patentschrift 3 270 816 ist ein Verfahren
zur Frakturierung einer löslichen geologischen Formation bekannt geworden, um zwei Bohrlöcher in Verbindung zu
setzen. Nach diesem Verfahren erzeugt man einen Einschnitt in der Wandung jedes Bohrlochs, von dem aus die Frakturierung
• β β *
- Ir-
sich entwickeln soll, wenn die Bohrlöcher unter Druck gesetzt werden. Die Einschnitte werden derart angeordnet,
daß die "Frakturen", die sich ausgehend von jedem Bohrloch entwickeln, einen gewissen Winkel mit der die Achsen
der beiden Bohrlöcher enthaltenden Ebene einschließen; anders gesagt: es werden zwei schneidende Frakturen hergestellt.
Die Erfahrung hat gezeigt, daß dieses Verfahren in den nicht löslichen geologischen Formationen nicht
brauchbar war.
Andere Verfahren sind ebenfalls beschrieben worden; deren Ziel ist es, Netze von untereinander senkrechten Frakturen
zu erzeugen, um mehrere Bohrlöcher in Verbindung zu setzen.
Eines dieser Verfahren ist in der US-Patentschrift 3 682
beschrieben und sieht vor, um eine Formation längs zweier zueinander senkrechter Richtungen zu frakturieren, ein und
dasselbe Bohrloch zweimal aufeinanderfolgend unter Druck zu setzen. Die Erfahrung hat gezeigt , daß diese doppelte
Frakturierung ein und des gleichen Bohrlochs in Praxis nicht durchzuführen ist.
Nach einem anderen in der US-Patentschrift 3 709 295 beschriebenen
Verfahren verwendet man drei in Richtung der natürlichen Frakturierung ausgerichtete Bohrlöcher;
hydraulisch werden die beiden seitlichen Bohrlöcher frakturiert und dann nimmt man, indem man den Druck in diesen
Bohrlöchern aufrechterhält, die hydraulische Frakturierung des mittleren Bohrlochs vor. Es muß sich dann eine Frakturierung
senkrecht zu den vorhergehenden Frakturierungen entwickeln. Die Erfahrung und die Berechnungen haben gezeigt,
daß das Einführen hydraulischen Fluids in die von den seitlichen Bohrlöchern aus hergestellten "Frakturen" das
312U4/U
Spannungsfeld benachbart der niittigen Bohrung modifizierte
und Bie im wesentlichen isotrop-machte. Hieraus folgt,
daß die Frakturierungsrichtung in Höhe des raittigen Bohrlochs nicht vorbestimmt werden kann.
Nach einer dritten in der US-Patentschrift 4 005 750 beschriebenen Methode erzeugt man ein Netz von schneidenden
Frakturen, die es ermöglichen, mehrere Bohrlöcher untereinander zu verbinden.
Hierfür frakturiert man hydraulisch ein erstes Bohrloch entsprechend seiner natürlichen Frakturierungsrichtung
und frakturiert dann, indem man den Druck im ersten Bohrloch und in den erhaltenen Frakturen aufrechterhält,
hydraulisch ein zweites Bohrloch, von dem aus sich Frakturen entwickeln, die die ersten schneiden. Die Vorgänge werden
dann vom zweiten Bohrloch aus wiederholt und näherungsweise realisiert man ein Netz von zueinander senkrechten
Frakturen.
Keine der bekannten Techniken des Standes der Technik ermöglicht es also, eine Frakturierung längs einer einzigen
vorbestimmten Richtung zu erzeugen, die unterschiedlich zur natürlichen Frakturierungsrichtung sein kann.
Schematisch modifiziert das Verfahren nach der Erfindung
vor dem Frakturierungsvorgang das Feld oder den Spannungstensor in der geologischen Formation, derart, daß die
Frakturierung im wesentlichen nach einer vorbestimmten Richtung vonstatten geht.
Genauer verwendet das Verfahren zur hydraulischen Frakturierung einer geologischen Formation nach einer bestimmten
Richtung wenigstens zwei Injektionsbohrungen, welche die
- γ-
geologische Formation schneiden und die längs der vorbestimmten
Richtung angeordnet sind. Gleichzeitig nimmt man dann in den beiden Bohrlöchern in Höhe der geologischen
Formation über eine Zeitdauer, die wenigstens gleich einem vorgewählten Minimalwert ist, eine Vorinjektion einer bestimmten
Menge hydraulischen Fluids vor, dessen Druck bei Ende der vorläufigen Injektion kleiner als der Frakturierungsdruck
der geologischen Formation ist; man läßt dann auf die Vorinjektion eine hydraulische Fluidinjektion
in wenigstens einem der Injektionsbohrungen unter einem
Druck erfolgen, der wenigstens gleich dem Frakturierungsdruck
der geologischen Formation ist.
Die Vorinjektion kann mit im wesentlichen konstanter
Menge oder im wesentlichen konstantem Druck durchgeführt werden.
Die Erfindung soll nun mit Bezug auf die beiliegenden
Zeichnungen näher erläutert werden. Diese zeigen in
Fig. 1 zwei durch hydraulische Frakturierung zu verbindende Bohrlöcher und
Fig. 2 eine Variante des Verfahrens nach der Erfindung
zur Verwirklichung seitlicher Produktionsbohrungen.
Im folgenden wird insbesondere, jedoch nicht ausschließlich auf das Verfahren nach der Erfindung zum Frakturieren längs
einer bestimmten Richtung einer geologischen Formation Bezug genommen, wobei zwei diese Formation durchsetzenden
Bohrlöcher direkt in Verbindung gesetzt werden, deren Achsen in einem entsprechend dervorbestimmten Richtung orientierten
Ebene enthalten sind.
VIVf It «β
Die Bezugszeichen 1 und 2 bezeichnen zwei Bohrungen, welche Terrainschichten 3, 4 und 5 sowie die geologische
Schicht 6 durchsetzen, in deren Höhe die beiden Bohrungen durch Frakturen in Verbindung gesetzt werden sollen, die
längs einer bestimmten Richtung orientiert sind. In jeder Bohrung wird eine Verrohrung 7, 8 in bekannter Weise eingeführt
und sichert so die Abdichtung der Wandung des Bohrlochs in Höhe der Bodenschichten 3,4 und 5, d. h. eine Länge h
am unteren Ende der Bohrung in Höhe der geologischen Formation. 6 wird freigelassen.
Ein Organ 9» 10 zum Verschließen der Verrohrung ist am unteren Ende jeder Verrohrung 7, B befestigt. Die Kanäle
11, 12, welche die Verschlußorgane durchsetzen, ermöglichen es, am unteren Teil der Bohrlöcher 1, 2 in Höhe
der geologischen Formation 6 ein hydraulisches Fluid unter Druck einzuführen.
Das hydraulische Fluid wird von Pumpen 13, 14 geliefert, die mit den jede der Bohrungen 1, 2 ausstattenden
Oberflächenaggregaten 15 und 16 verbunden sind.
Das Verfahren nach der Erfindung umfaßt wenigstens zwei aufeinanderfolgende Stufen: eine der Frakturierung vorhergehende
Stufe und eine eigentliche Frakturierungsstufe,
die gegebenenfalls von einem Vorgang begleitet ist, der dazu bestimmt ist, die Frakturen offen zu halten.
Die die Frakturierung vorbereitende Stufe besteht während
einer Dauer T^ , die wenigstens gleich einem vorgewählten
Wert ist, darin,' die Vorinjektion von einer Menge M^
hydraulischen Fluids gleichzeitig in den beiden Bohrungen und 2 und unter Bedingungen vorzunehmen, bei denen es sich
■ ft *.« «»»Aft* ,
^ · ft ft * « Λ *
11 ·*βθ **α
Y-
-M-
um im wesentlichen gleiche Strömungsbedingungen handeln
kann. Diese Injektion kann auf zwei Art und Weisen durch geführt werden:
a) Injektion bei konstanter Menge oder im wesentlichen konstanter Menge. Man führt gleichzeitig in die beiden
Bohrungen hydraulisches Fluid mit im wesentlichen konstanter Menge Q- während einer Injektionsdauer T^ ein.
Die Werte Q- und T· werden gewählt, damit bei Injektions
phasenende der Druck des hydraulischen Fluids in Höhe der geologischen Formation 6 kleiner als der Druck
der Frakturierung Pn bleibt.
Nach der Erfindung wählt man eine Injektionsdauer T-,
die definiert ist durch die Beziehung
K T1 = η d2,
wobei η ein beliebig gewählter Koeffizient ist, dessen Wert zwischen 0,25 und 2,5 liegt; d (gemessen in Metern)
ist die Entfernung zwischen den beiden Bohrungen und K (in Metern/Sekunden) der Diffusionskoeffizient der
geologischen Formation 6, definiert durch die Formel 0 /x c K a k, wobei 0 die Porosität und c die Kompressibilität
der geologischen fluidimprägnierten Formation ist; bei ,M handelt es sich um die Viskosität des hydrau
lischen Fluids und k ist der Permeabilitätskoeffizient der Formation 6. Unter diesen Bedingungen wird die Injektionsmenge
Q. derart gewählt, daß
* Qi 2I1Or^= 4Thk (pf - po}'
wobei h die Höhe des Bohrlochs ist, über die die Injektion
des hydraulischen Fluids in die geologische Formation
6 erfolgt ; Pf ist der Frakturierungsdruck; P0 der statische
Anfangsdruck in Höhe der geologischen Formation 6 und "a" der Radius jedes Bohrlochs und Ej (-
4 K die exponentiell integrale Punktion, welche definiert ist durch die Beziehung
E. (- a2)
1 4 K T1
1 4 K T1
Der Wert des Frakturierungsdrucks Pf kann aus Erfahrungen
einer vorhergehenden Fraktur!erung gewonnen oder entsprechend
der Formel
(1 + >) Pf = (1 + ^) P0 + Rt - 2<f,
errechnet werden, wobei ^ Poissonzahl,(idie tatsächliche
minimale Anfangsspannung in der geologischen Formation und
R^. der Widerstand der geologischen Formation 6 gegen Zug
ist.
b) Injektion bei konstantem Druck. Die gleichzeitige Injektion an zwei Bohrungen erfolgt bei einem im wesentlichen
konstanten Druck P während einer Dauer T1-;·
Der Wert des Drucks P wird geringfügig kleiner als der Druck P- gewählt und die Injektionsdauer T1■ ist ausreichend,
damit bei Ende der Injektionszeit Tf· die Fluidmenge
stabilisiert, d. h. im wesentlichen konstant wird. In Praxis ist der Wert des Frakturierungsdrucks P« nicht
notwendigerweise mit großer Genauigkeit bekannt. Die
Injektion hydraulischen Fluids erfolgt entsprechend wenigstens einer Druckstufe, deren Wert P kleiner als
der geschätzte Wert Pf ist, wobei die Injektionsdauer T1^
ausreichend gewählt wird, um bei Injektionsende eine
stabile Strömung zu erreichen. Gegebenenfalls werden andere Injektionen bei konstanten Drücken P +ΔΡ.],
P + ΔΡ2>. .die kleiner als Pf sind, über Zeitdauern T1·?»
T1., ... realisiert. Im allgemeinen ist die Anzahl der Druckstufen so gering wie möglich; die Injektionsdauer
jeder Stufe liegt in der Größenordnung von d£ .
4K
Der obenbeschriebenen Vorbereitungsstufe läßt man eine
hydraulische Frakturierungsstufe wenigstens eines der Bohrlöcher folgen, die man mit einer Pumpausrüstung
durchführt, die so ausgelegt ist, daß sie eine erhebliche Menge hydraulischen Fluids bei einem Druck liefert, der
wenigstens gleich dem Frakturierungsdruck P^. ist. Die
Frakturierung kann durch bei 17 und 1-8 schematisierte Meßeinrichtungen kontrolliert werden, die Druck und Menge
des in jede Bohrung injizierten Fluids angeben.
An diesen Frakturierungsvorgang kann sich gewünschtenfalls
ein Vorgang anschließen, der dazu bestimmt ist, beispielsweise jedoch nicht ausschließlich durch Injektionsstützmittel
die Frakturen offenzuhalten. Dieser Konsolidierungsvorgang ist dem Fachmann bekannt und braucht daher
nicht näher erläutert zu werden.
Nach einer Variante des Verfahrens ordnet man wenigstens einer der Bohrungen 1 und 2, zwischen denen sich die
Frakturierung entwickelt, wenigstens ein seitliches, die geologische Formation 6 durchsetzendes Bohrloch zu. Diese
seitliche Bohrung ist derart vorgesehen, daß die durch die
_ 10 _
•/lit-
Achse des seitlichen Bohrlochs und die Achse der zugeordneten Bohrung gehende Ebene senkrecht zu der Ebene
steht, die durch die Achsen der "beiden Bohrun-gen 1 und 2 geht, zwischen denen die Frakturierung vorgenommen wird.
Vorzugsweise und wie in Fig. 2 dargestellt, ist jeder Bohrung 1 und 2 ein Paar seitlicher Bohrungen 19-21
und 20-22 zugeordnet, wobei die Bohrungen jedes Paares symmetrisch bezüglich einander und bezüglich des zugeordneten
Bohrlochs sind.
Die seitlichen Bohrlöcher werden dann während wenigstens eines Teils der Vorphase des Einführens hydraulischen
Fluids in die Injektionsbohrungen T und 2 in Produktion
gestellt.
Die Produktion dieser seitlichen Bohrlöcher kann eine natürliche Produktion für den Fall sein, wo der Druck
des durch diese Bohrungen erzeugten Fluids ausreichend ist; diese Produktion kann aber gegebenenfalls durch ein
Pumpaggregat sichergestellt sein, das am Boden der seitlichen Bohrlöcher vorgesehen ist.
Das vorbeschriebene Verfahren nach der Erfindung kann so im Azimut die Frakturierungen orientieren, die sich
vertikal entwickeln oder eine besondere Fortpflanzungsrichtung der "Frakturen", die sich horizontal entwickeln,
begünstigen.
Jedesmal, wo dies möglich ist, werden die Bohrungen 1 und 2 entsprechend einer RicMung eingebracht, die so benachbart
wie möglich der natürlichen Richtung der hydraulischen Frakturierung ist, die man erhalten würde, indem man in
- 11 -
3120Λ79
a ♦ * · ο ·
* · # ρ β
Λ -α *
Λ -α *
ein einziges Bohrloch ein hydraulisches Fluid bei einem Druck höher als dem Prakturierungsdruck einführen würde
oder entsprechend der Richtung der größten Permeabilität der geologischen Formation einführen würde. Nichtsdestoweniger
kann das Verfahren nach der Erfindung die Bildung von Frakturen zwischen zwei entsprechend einer beliebigen
Richtung zur natürlichen Richtung der hydraulischen Frakturierung liegenden Richtung begünstigen.
Vorstehend wurde angenommen, daß die Vorinjektion hydraulischen Fluids unter den gleichen Strömungsbedingungen
für beide Bohrlöcher durchgeführt wurde.
Es ist jedoch möglich, die Vorinjektion unter unterschiedlichen Strömungsbedingungen für die beiden
Bohrungen durchzuführen. Beispielsweise kann die Injektion
hydraulischen Fluids bei konstantem Druck oder stufenweise in einer der Bohrungen und bei im wesentlichen
konstantem Durchsatz in der anderen Bohrung durchgeführt werden.
ι Λ6
Leerseite
Claims (9)
1. Verfahren zum hydraulischen Prakturieren einer geologischen Formation längs einer bestimmten Richtung,
unter Einführen eines hydraulischen Fluids unter Druck in wenigstens zwei die geologische Formation schneidenden
Bohrlöchern, dadurch gekennzeichn et , daß diese beiden Bohrlöcher längs einer bestimmten Richtung vorgesehen werden, gleichzeitig in den beiden Bohrlöchern
in Höhe der geologischen Formation während einer Dauer, die wenigstens gleich dem vorgewählten Minimalwert ist,, eine Vorinjektion einer bestimmten Menge hydraulischen
Fluids vorgenommen wird, dessen Druck in Höhe der Formation bei Ende der Vorinjektion kleiner als der Frakturierungsdruck
der geologischen Formation bleibt; und daß sich an die Vorinjektion eine Injektion hydraulischen
Fluids in wenigstens einem der beiden Bohrlöcher unter einem Druck anschließt, der wenigstens gleich dem Frakturierungsdruck
der geologischen Formation ist.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet , daß unter nur wenig unterschiedlichen
Strömungsbedingungen die Vorinjektion hydraulischen Fluids in den beiden Injektionsbohrungen vorgenommen wird.
m ft
■(2·
3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet , daß die Vorinjektion des hydraulischen
Fluids in+der beiden Injektionsbohrungen mit einem im
wesentlichen konstanten Durchsatz Q^ während einer Zeitdauer
T^, Q. und T^ vorgenommen wird, die so gewählt sind,
daß
Wobei η ein beliebig zu wählender Koeffizient ist, dessen Wert zwischen 0,25 und 2,5 beträgt; d die Entfernung
zwischen den beiden Injektionsbohrungen, K der Diffusionskoeffizient der geologischen Formation, k der Permeabilitätskoeffizient
der geologischen Formation, P^. der Frakturierungsdruck
der geologischen Formation, P der statische Anfangsdruck in der geologischen Formation,
^ die Viskosität des hydraulischen Fluids, a der Radius .der Injektionsbohrungen und E- die integrale Exponentialfunktion
ist. + = in wenigstens einer
4. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Vorinjektion hydraulischen
Fluids bei einem im wesentlichen konstanten Druck durchgeführt wird, indem wenigstens eine Stufe auf einem
Niveau durchgeführt ist, die kleiner als der Wert des Frakturierungsdrucks der geologischen Formation über
eine Dauer ist, derart daß sich beim betrachteten Druck ein pseudostationärer Zustand einstellt, bei dem die
Injektionsmenge zur Stabilisierung neigt.
+ = in wenigstens einer der beiden Injektionsbohrungen
Ρ**« β β* .air.
■? (V * d .k U
*. »
«β«» «It»« Α« QM* »ς- O *. ή
5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet , daß die Vorinjektion bei im wesentlichen
konstantem Druck entsprechend einer Druckstufenaufeinanderfolge
steigender Werte vorgenommen wird , die gegen den Prakturierungsdruck der geologischen Formation
neigen.
6. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch g e k e η η zeichnet,
daß wenigstens einer Injektionsbohrung wenigstens eine seitliche Produktionsbohrung zugeordnet
wird, die die geologische Formation, mit der sie in hydraulischer Verbindung steht, schneidet, wobei die
seitliche Bohrung derart angeordnet ist, daß die Ebene, die durch ihre Achse und die des zugeordneten Injektionsbohrlochs geht, im wesentlichen senkrecht zur Ebene durch
die Achsender Injektionsbohrungen verläuft und daß man
die seitliche Bohrung wenigstens über einen Teil der Dauer des Vorinjizieren hydraulischen Fluids in die
beiden Injektionsbohrungen, in Betrieb setzt.
7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet , daß jeder Injektionsbohrung ein .Paar
von Produktionsbohrungen zugeordnet ist, wobei die Bohrungen jedes Paares symmetrisch bezüglich der Produktionsbohrung, der sie zugeordnet sind, angeordnet sind.
8. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet , daß die Injektionsbohrungen im wesentlichen
in der natürlichen Richtung der hydraulischen Frakturierung angeordnet sind.
9. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch g e k e η η zeichnet
, daß die Injektionsbohrungen in Richtung der größten Permeabilität der geologischen Formation angeordnet
werden.
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