DE3120479C2

DE3120479C2 -

Info

Publication number: DE3120479C2
Application number: DE3120479A
Authority: DE
Inventors: Jacques Maisons Laffitte Fr Lessi
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 1980-05-23
Filing date: 1981-05-22
Publication date: 1989-10-26
Also published as: ZA813333B; FR2483005B1; DE3120479A1; CA1186987A; GB2076875A; ES502365A0; FR2483005A1; US4683950A; ES8203456A1; MX7325E; GB2076875B; BE888835A

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum hydraulischen Frakturieren einer geologischen Formation nach einer bestimmten Richtung.

Das Frakturieren einer geologischen Formation wird manchmal verwendet, um zwei Bohrlöcher in Höhe der geologischen Formation in Verbindung 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 der Kohlenwasserstoffe gegen Produktionsbohrungen begünstigt. In diesem Fall kann es nämlich 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 32 70 816 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 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 36 82 246 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 37 09 295 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 Spannungsfeld benachbart der mittigen Bohrung modifizierte und sie im wesentlichen isotrop machte. Hieraus folgt, daß die Frakturierungsrichtung in Höhe des mittigen Bohrlochs nicht vorbestimmt werden kann.

Nach einer dritten in der US-Patentschrift 40 05 750 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.

Die Aufgabe der Erfindung besteht darin, das Verfahren gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1 so auszubilden, daß eine Frakturierung längs einer einzigen vorbestimmten Richtung erzeugt wird, die unterschiedlich zur natürlichen Frakturierungsrichtung sein kann.

Die Erfindung löst diese Aufgabe mit den Merkmalen des Anspruchs 1. Zweckmäßige Ausführungsformen der Erfindung sind Gegenstand der Unteransprüche.

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 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 der vorbestimmten Richtung orientierten Ebene enthalten sind.

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, 8 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 _i, die wenigstens gleich einem vorgewählten Wert ist, darin, die Vorinjektion von einer Menge M _i hydraulschen Fluids gleichzeitig in den beiden Bohrungen 1 und 2 und unter Bedingungen vorzunehmen, bei denen es sich um im wesentlichen gleiche Strömungsbedingungen handeln kann. Diese Injektion kann auf zwei Arten durchgeführt 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 _i während einer Injektionsdauer T _i ein. Die Werte Q _i und T _i werden gewählt, damit bei Injektionsphasenende der Druck des hydraulischen Fluids in Höhe der geologischen Formation 6 kleiner als der Druck der Frakturierung P _f bleibt.

Nach der Erfindung wählt man eine Injektionsdauer T _i (in Sekunden), die definiert ist durch die Beziehung

K T _i = n d²,

wobei n 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 Meter²/Sekunden) der hydraulische Diffusionskoeffizient der geologischen Formation 6, definiert durch die Formel ⌀µ c K = k, wobei ⌀ die Porosität und c die Kompressibilität der geologischen fluidimprägnierten Formation ist; bei m handelt es sich um die Viskosität des hydraulischen Fluids und k die Permeabilität der Formation 6. Unter diesen Bedingungen wird die Injektionsmenge Q _i derart gewählt, daß

wobei h die Höhe des Bohrlochs ist, über die die Injektion des hydraulischen Fluids in die geologische Formation 6 erfolgt; P _f ist der Frakturierungsdruck; P _o der statische Anfangsdruck in Höhe der geologischen Formation 6 und "a" der Radius jedes Bohrlochs und

die integrale Exponentialfunktion, welche definiert ist durch die Beziehung

Der Wert des Frakturierungsdrucks P _f kann aus Erfahrungen einer vorhergehenden Frakturierung gewonnen oder entsprechend der Formel

(1 + ν) P _f = (1 + ν) P _o + R _t - 2s,

errechnet werden, wobei ν Poissonzahl, σ die tatsächliche minimale Anfangsspannung in der geologischen Formation und R _t 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 T′ _i. Der Wert des Druckes P wird geringfügig kleiner als der Druck P _f gewählt und die Injektionsdauer T′ _i ist ausreichend, damit bei Ende der Injektionszeit T′ _i die Fluidmenge stabilisiert, d. h. im wesentlichen konstant wird. In Praxis ist der Wert des Frakturierungsdrucks P _f nicht notwendigerweise mit großer Genauigkeit bekannt. Die Injektion hydraulischen Fluids erfolgt entsprechend wenigstens einer Druckstufe, deren Wert P kleiner als der geschätzte Wert P _f ist, wobei die Injektionsdauer T′ _{i 1} ausreichend gewählt wird, um bei Injektionsende eine stabile Strömung zu erreichen. Gegebenenfalls werden andere Injektionen bei konstanten Drücken P + Δ P₁, P + Δ P₂, . . . die kleiner als P _f sind, über Zeitdauer T′ _{i 2}, T′ _{i 3} . . . realisiert. Im allgemeinen ist die Anzahl der Druckstufen so gering wie möglich; die Injektionsdauer jeder Stufe liegt in der Größenordnung von .

Der oben beschriebenen 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 _f ist. Die Frakturierung kann durch bei 17 und 18 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 Achse des seitlichen Bohrlochs und die Achse der zugeordneten Bohrung gehende Ebene senkrecht zu der Ebene steht, die durch die Achsen der beiden Bohrungen 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 1 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, daß 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 Bohrlöcher 1 und 2 entsprechend einer Richtung eingebracht, die so benachbart wie möglich der natürlichen Richtung der hydraulischen Frakturierung ist, die man erhalten würde, indem man in ein einziges Bohrloch ein hydraulisches Fluid bei einem Druck höher als dem Frakturierungsdruck 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.

Claims

1. Verfahren zum hydraulischen Frakturieren einer geologischen Formation längs einer bestimmten Richtung unter Einführen eines hydraulischen Fluids unter Druck in wenigstens zwei die geologische Formation schneidenden Bohrlöchern, dadurch gekennzeichnet, 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 hydraulichen Fluids in den beiden Injektionsbohrungen vorgenommen wird.

3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Vorinjektion des hydraulischen Fluids in wenigstens einer der beiden Injektionsbohrungen mit einem im wesentlichen konstanten Durchsatz Q _i während einer Zeitdauer T _i vorgenommen wird, die so gewählt sind, daß K T _i = n d²und wobei n ein beliebig zu wählender Koeffizient ist, dessen Wert zwischen 0,25 und 2,5 beträgt; d die Entfernung zwischen den beiden Injektionsbohrungen, K der hydraulische Diffusionskoeffizient der geologischen Formation, k die Permeabilität der geologischen Formation, P _f der Frakturierungsdruck der geologischen Formation, P _o der statische Anfangsdruck in der geologischen Formation, μ die Viskosität des hydraulischen Fluids, a der Radius der Injektionsbohrungen und E _i die integrale Exponentialfunktion ist.

4. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Vorinjektion hydraulischen Fluids in wenigstens einer der beiden Injektionsbohrungen 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.

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 Frakturierungsdruck der geologischen Formation neigen.

6. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, 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 Achsen der Injektionsborhungen 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 gekennzeichnet, daß die Injektionsbohrungen in Richtung der größten Permeabilität der geologischen Formation angeordnet werden.