FR3086321A1 - Opérations sur puits impliquant un test synthétique de fracture par injection - Google Patents
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Abstract
La présente invention concerne un système comprenant un dispositif de traitement et un support non transitoire lisible par ordinateur sur lequel sont stockées des instructions qui sont exécutables par le dispositif de traitement pour amener le système à effectuer des opérations. Les opérations comprennent la génération et l’exécution d’un modèle de simulation de réservoir. Le modèle de simulation de réservoir comprend des attributs représentatifs de fracture naturelle ou de porosité secondaire pour une zone d’intérêt pour un ou plusieurs puits. Les opérations comprennent également la génération d’une réponse de fonction G synthétique en utilisant les résultats du modèle de simulation de réservoir. De plus, les opérations comprennent l’étalonnage de la réponse de fonction G synthétique provenant du modèle de simulation de réservoir par rapport à une réponse de fonction G de terrain générée en utilisant les résultats d’un test de diagnostic de fracture par injection de terrain en modifiant les caractéristiques de fracture naturelle du modèle de simulation de réservoir. En outre, les opérations comprennent la formulation d’un plan de forage, d’un plan de complétion, ou des deux pour un puits de forage dans la zone d’intérêt en utilisant la réponse de fonction G synthétique.
Description
Description
Titre de l’invention : OPÉRATIONS SUR PUITS IMPLIQUANT UN TEST SYNTHÉTIQUE DE FRACTURE PAR INJECTION Renvoi à la demande apparentée [0001] Celle-ci revendique la priorité sur le document U.S. No. de série 62/734 428 intitulé « Opérations sur puits impliquant un test de diagnostic synthétique de fracture par injection » et déposé le 21 septembre 2018, dont la globalité est incorporée à la présente à titre de référence.
Contexte [0002] Dans certains réservoirs, qu’il s’agisse de grès, de carbonates ou de schistes, les fractures naturelles contribuent souvent de manière importante à la récupération des fluides hydrocarbonés. La caractérisation des fractures naturelles peut être utile pour mieux comprendre les réservoirs afin de pouvoir élaborer un plan de développement de terrain optimal. Les réservoirs ultra-étroits ont une très faible perméabilité et souvent la productivité d’un puits ne peut exister sans fractures naturelles. En raison de la complexité et des coûts pour le faire, les fractures naturelles pour ces types de réservoirs peuvent ne pas être caractérisées, ce qui peut compliquer les décisions relatives aux procédés de fracturation et d’espacement des puits. De plus, en raison d’un manque d’outils, il peut être difficile de quantifier l’impact des fractures naturelles sur la production, même si les fractures naturelles peuvent être un facteur important dans un écoulement de fluide pendant la production.
Brève description des figures [0003] La figure 1 est un organigramme d’un système qui peut être utilisé pour effectuer un procédé de test synthétique de fracture afin d’optimiser la planification d’un puits de forage pour un réservoir selon un exemple de la présente divulgation.
[0004] La figure 2 est un schéma de procédé d’un procédé d’application d’un procédé de test synthétique de fracture afin de déterminer un plan pour un puits de forage dans un réservoir d’intérêt selon un exemple de la présente divulgation.
[0005] La figure 3 est modèle représentant des fractures hydrauliques et des fractures naturelles aux dimensions physiques selon un exemple de la présente divulgation.
[0006] La Ligure 4 est un exemple d’un tracé de fonction G de terrain pour un test de fracture montrant des paramètres primaires et des paramètres calculés selon un aspect de la présente divulgation.
[0007] La figure 5 est un schéma d’un procédé pour ajuster un test de fracture afin de minimiser le décalage dans une fonction objectif selon un exemple de la présente divulgation.
[0008] La figure 6 représente des graphiques montrant deux exemples de courbes types selon certains aspects de la présente divulgation.
[0009] La figure 7 représente un exemple d’amélioration de conception de fracture hydraulique par l’utilisation de dérivées de courbes types pour permettre la conception d’un travail de fracturation afin d’obtenir un rapport approprié de conditionnement fracturent naturelle sur fracture hydraulique selon un aspect de la présente divulgation.
[0010] La figure 8 est un premier schéma de procédé pour utiliser un test synthétique de fracture afin de concevoir des fractures hydrauliques dans les cas où des données limitées de forage et pétrophysiques sont disponibles selon un aspect de la présente divulgation.
[0011] La figure 9 est un second schéma de procédé pour utiliser des tests synthétiques de diagnostic de fracture par injection (DLIT) afin de concevoir des fractures hydrauliques dans les cas où des données de forage et pétrophysiques de contrainte existent selon un aspect de la présente divulgation.
[0012] La figure 10 représente schématiquement une section transversale d’un puits de forage foré selon un plan généré en utilisant un modèle de test synthétique de fracture selon un exemple de la présente divulgation.
Description détaillée [0013] Certains aspects et caractéristiques concernent le développement d’un terrain pour des opérations sur puits pour récupérer des fluides hydrocarbonés en caractérisant les fractures naturelles, telles que celles situées dans des formations étroites et ultraétroites, en utilisant des données provenant de tests de diagnostic de fracture par injection (DLIT). Un DLIT peut également être appelé minifrac, mini chute, données frac ou injection chute. Une DLIT peut impliquer l’injection de petites quantités de fluide - telles que quelques barils d’eau ou de saumure - dans un réservoir pour créer une fracture limitée, puis la mesure de la chute de pression sur une période d’un à de plusieurs jours. Les représentations des fractures naturelles dans un modèle de simulation de réservoir peuvent être ajustées à l’aide des données DLIT de telle sorte que la réponse de pression simulée ou prédite des fractures naturelles corresponde à un profil de données DLIT existant. Les fractures naturelles qui correspondent le mieux à la réponse réelle d’un DLIT peuvent représenter le réseau de fractures naturelles effectif présent dans le réservoir considéré, et peuvent être utilisées pour planifier le forage d’un puits, une complétion et des opérations dans un terrain de manière optimisée. Plus précisément, la conception du travail de fracture hydraulique peut être modifiée sur la base des résultats.
[0014] La caractérisation des fractures naturelles peut être un processus très coûteux et fastidieux qui implique l’utilisation de plusieurs sources de données, telles que des journaux d’images, des carottes, des affleurements analogiques, etc. L’utilisation de données DLIT pour caractériser les fractures naturelles peut fournir une indication de la présence de fractures naturelles par une indication de fuite dépendant de la pression (PDL) sur un tracé de fonction (G*dP/dG vs G). Cependant, une bosse PDL sur le tracé de fonction G associée à la présence de fractures naturelles peut provenir de raisons autres que les fractures naturelles elles-mêmes, et lier la nature de la bosse PDL observée sur le tracé de fonction G ou aux paramètres en dérivant peut être difficile. Tel qu’utilisé dans le présent document, le terme fonction G peut faire référence à une fonction qui est dérivée de manière à ce qu’un volume cumulé de fluide fuyant à partir d’une fracture après fermeture soit linéairement proportionnel à la fonction.
[0015] Sur certains tracés DLIT (par exemple, des tracés de fonction G), une tendance concave vers le haut souvent appelée recul de hauteur de fracture peut être présente et peut être provoquée par une roche imperméable ne permettant pratiquement pas de fuite avant la fermeture. Une indication de recul de hauteur de fracture sur un DLIT peut impliquer que des fractures hydrauliques ont pénétré dans un intervalle dépourvu à la fois de perméabilité de matrice et de fractures naturelles connectées. Ces deux types de fuite peuvent être modélisés en utilisant des simulateurs de réservoir traditionnels (tels que Nexus® de Landmark), même sans modélisation intégrée de l’initiation et de la croissance de fractures hydrauliques via un simulateur de fracture (tel que Gohfer®, Lracpro® et StimPlan®). Le procédé DLIT simulé peut ne pas être limité à une seule opération minifrac. Des tests, tels que des tests à paliers qui incluent une série d’opérations minifrac, peuvent être simulés par les mêmes outils et en utilisant le même procédé sous-jacent.
[0016] Un DLIT synthétique peut étendre l’application du DLIT en l’associant à une technologie plus récente, telle qu’un logiciel de productivité de fracture (par exemple, DecisionSpace® Lracture Productivity de Landmark). Les réservoirs de roches mères et d’autres réservoirs ultra-étroits ont des perméabilités si faibles (souvent de 10 à 500 nanodarcies) que les réservoirs peuvent être incapables de produire sans fractures naturelles. Pour être économiquement viable, la roche peut avoir besoin de posséder de vastes réseaux de fractures naturelles reliés aux fractures hydrauliques. Cependant, on sait généralement très peu de choses sur ce réseau. Une meilleure compréhension des caractéristiques des réseaux de fractures naturelles dans ces formations ultra-étroites peut aider à planifier des emplacements de puits horizontaux et des conceptions de fracturation optimisés et à augmenter la productivité des puits. En combinant la caractérisation des fractures naturelles avec les techniques d’analyse géomécanique couramment utilisées et les estimations de perméabilité de système, il est possible de sélectionner le meilleur azimut dans lequel forer des puits horizontaux productifs pour une fracturation hydraulique. Pour maximiser la productivité des puits horizontaux après une fracturation hydraulique, des puits horizontaux peuvent être forés parallèlement à la direction de contrainte horizontale minimale pour les puits à très faible perméabilité de système (par exemple, inférieure à environ 0,1 md), et des puits horizontaux peuvent être forés parallèlement à la direction de contrainte horizontale maximale pour les puits ayant une perméabilité de système supérieure à environ 0,1 md.
[0017] En utilisant des capacités de mégadonnées dans le contexte d’une base de données Hadoop, le DFIT synthétique peut être mis en œuvre à grande échelle afin que des données provenant de centaines voire de milliers de DFIT de terrain puissent être exploitées pour créer une base de données de connaissances sur les caractérisations des fractures naturelles dans divers bassins et lieux autour du monde entier, à utiliser pour aider à planifier des réservoirs, tel que l’optimisation d’une fracturation hydraulique. D’autres sources de données pour la caractérisation des fractures naturelles peuvent être utilisées conjointement avec l’analyse DFIT synthétique afin d’améliorer la qualité des résultats.
[0018] Dans un exemple, la modélisation des fractures naturelles à des fins de simulation peut être automatisée. Fa forme PDF peut être associée de manière causale à des paramètres de fracturation calculés à partir du tracé de fonction G si seule la forme PDF est obtenue quand les fractures naturelles de caractéristiques spécifiques sont présentes dans le modèle de simulation pour le DFIT synthétique. Ees paramètres de fracturation calculés peuvent être corrigés ou rationalisés avec ceux dérivés d’un modèle géomécanique pour les mêmes données DFIT. Ees effets géomécaniques peuvent être capturés à l’aide d’un simulateur de réservoir couplé, qui peut résoudre les contraintes et les tensions en plus de la pression et des saturations.
[0019] Dans un exemple, un procédé DFIT synthétique comprend un procédé de préétalonnage pour un sous-procédé de données de travail de fracturation et une application d’un système étalonné pour un sous-procédé de données de production. Ee pré-étalonnage du sous-procédé de données de travail de fracturation peut inclure un système créant un modèle de simulation de réservoir avec des attributs représentatifs connus de fracture naturelle ou de porosité secondaire. Ee modèle de simulation peut être intégré à l’analyse de la fonction G pour le puits d’intérêt afin que les résultats de la simulation et les tracés de fonction G synthétique puissent être générés et analysés automatiquement. Fa réponse de fonction G peut être adaptée aux données de travail de fracturation en ajustant les caractéristiques de fracture naturelle dans le modèle de simulation afin d’étalonner les entrées de fracture naturelle et de réservoir dans la réponse de fonction G. Ee résultat peut être un système étalonné utilisable pour simuler des fractures naturelles pour un puits d’intérêt.
[0020] F’application du système étalonné à un sous-procédé de données de production peut [0021] [0022] [0023] [0024] [0025] inclure l’utilisation du modèle de simulation avec des attributs de fracture naturelle pré-étalonnés pour correspondre à des données de production historiques.
Les résultats provenant du modèle de simulation peuvent être utilisés pour formuler et exécuter un plan pour un puits de forage dans un réservoir. Par exemple, le modèle de simulation peut être utilisé pour : planifier l’emplacement et l’azimut d’un ou de plusieurs puits de forage dans le réservoir ; décider s’il faut tuber le puits ou utiliser des garnitures d’étanchéité gonflable ; sélectionner une ou plusieurs techniques de fracturation à appliquer aux puits de forage ; déterminer la conception de fracture (par exemple, quelle quantité de fluide de fracturation, les types et la quantité d’agents de soutènement, et la pression à utiliser avec les techniques) ; ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci. Les puits de forage peuvent ensuite être forés et complétés conformément au plan.
La fonction G est une fonction temporelle sans dimension reliant le temps de fermeture (t) au temps de pompage total (tp) à une vitesse constante adoptée. Les calculs de fonction G peuvent être basés sur les relations suivantes :
Lormule mathématique insérée sous forme d’image :
[Math.l]
G(Ars)—- (Équation.1) /brώ=1 (Équation. 2) §(Δίβ)=(1'4·Δί^)8Ϊη'1(.(ίτΔ^)·0··ΐ)4Δΐ£>ΰ“<; /ér a=0.5 (Équation 3) (Équation 4) gG=| jfors=l (Équation5) gg.= 7 /ç.rs=0.5 (Équation6)
L’équation 2 pour a = 1,0 est pour une faible fuite, ou un rendement élevé, la zone de fracture ouverte après fermeture variant approximativement linéairement avec le temps. L’équation 3 pour a = 0,5 est pour les fluides à forte fuite, ou à rendement bas, la zone de surface de fracture variant avec la racine carrée du temps après fermeture. La valeur de g oest la valeur calculée de g à la fermeture.
Ces exemples illustratifs sont donnés afin de présenter au lecteur l’objet général décrit ici et ils ne sont pas destinés à limiter la portée des concepts divulgués. Les sections suivantes décrivent divers caractéristiques et exemples additionnels en référence aux dessins parmi lesquels des numéros identiques désignent des éléments identiques, et les descriptions de direction servent à décrire les aspects illustratifs mais, comme les aspects illustratifs, ils ne doivent pas servir à limiter la présente divulgation.
[0026] La figure 1 est un organigramme d’un système 100 qui peut être utilisé pour effectuer un procédé DLIT synthétique afin d’optimiser la planification d’un puits de forage pour un réservoir selon un exemple de la présente divulgation. Dans certains exemples, les composants représentés sur la figure 1 (par exemple, le dispositif de calcul 140, la source d’énergie 120, et le dispositif de communication 144) peuvent être intégrés dans une unique structure. Par exemple, les composants peuvent être à l’intérieur d’un seul boîtier. Dans d’autres exemples, les composants représentés sur la figure 1 peuvent être répartis (par exemple, dans des boîtiers distincts) et en communication électrique les uns avec les autres.
[0027] Le système 100 comprend un dispositif de calcul 140. Le système de calcul 140 peut comprendre un processeur 104, une mémoire 107, et un bus 106. Le processeur 104 peut exécuter une ou plusieurs opérations d’instructions de code de programme informatique pour la mise en œuvre d’un moteur DLIT synthétique 110, ce qui peut donner des modèles simulés utilisables pour générer et exécuter un plan de forage. Le processeur 104 peut exécuter des instructions stockées dans la mémoire 107 pour effectuer les opérations. Le processeur 104 peut inclure un dispositif de traitement ou de multiples dispositifs de traitement. Des exemples non limitatifs de processeur 104 incluent un circuit intégré prédiffusé programmable (« LPGA »), un circuit intégré à application spécifique (« ASIC »), un micro-processeur, etc.
[0028] Le processeur 104 peut être couplé en communication à la mémoire 107 via le bus interne 106. La mémoire non volatile 107 peut inclure n’importe quel type de dispositif de mémoire qui conserve des informations stockées quand il n’est pas alimenté en énergie. Des exemples non limitatifs de mémoire 107 incluent une mémoire morte effaçable et programmable électriquement (« EEPROM »), une mémoire flash, ou n’importe quel autre type de mémoire non volatile. Dans certains exemples, au moins une partie de la mémoire 107 peut inclure un support à partir duquel le processeur 104 peut lire des instructions. Un support lisible par ordinateur peut inclure des dispositifs de stockage électroniques, optiques, magnétiques, ou autres capables de fournir au processeur 104 des instructions lisibles par ordinateur ou un autre code de programme. Des exemples non limitatifs d’un support lisible par ordinateur incluent (mais sans s’y limiter) un ou plusieurs disques magnétiques, une ou plusieurs puces mémoires, une ROM, une mémoire vive (« RAM »), un ASIC, un processeur configuré, un stockage optique, ou un n’importe quel autre support à partir duquel un processeur informatique peut lire des instructions. Les instructions peuvent inclure des instructions spécifiques d’un processeur générées par un programme de compilation ou un programme d’interprétation à partir d’un code écrit dans n’importe quel langage de programmation informatique approprié, notamment, par exemple, C, C++, C#, etc.
[0029] Le système 100 peut inclure une source d’énergie 120. La source d’énergie 120 peut être en communication électrique avec le dispositif de calcul 140 et le dispositif de communication 144. Dans certains exemples, la source d’énergie 120 peut inclure une batterie ou un câble électrique vers la source d’énergie. Dans certains exemples, la source d’énergie 120 peut inclure un générateur de signal CA. Le dispositif de calcul 140 peut utiliser la source d’énergie 120 afin d’appliquer un signal d’émission à l’antenne 128. Par exemple, le dispositif de calcul 140 peut amener la source d’énergie 120 à appliquer une tension avec une fréquence dans une plage de fréquences spécifique à l’antenne 128. Cela peut amener l’antenne 128 à générer une transmission sans fil. Dans d’autres exemples, le dispositif de calcul 140, plutôt que la source d’énergie 120, peut appliquer le signal d’émission à l’antenne 128 pour générer la transmission sans fil.
[0030] Le système 100 peut également inclure le dispositif de communication 144. Le dispositif de communication 144 peut inclure ou peut être couplé à l’antenne 128. Dans certains exemples, une partie du dispositif de communication 144 peut être implémentée dans un logiciel. Par exemple, le dispositif de communication 144 peut inclure des instructions stockées dans la mémoire 107. Le dispositif de communication 144 peut recevoir des signaux provenant de dispositifs distants et transmettre des données à des dispositifs distants (par exemple, un système de planification de puits de forage s’il est séparé du système 100). Par exemple, le dispositif de communication 144 peut transmettre des communications sans fil ou câblées qui sont modulées par des données via l’antenne 128. Dans certains exemples, le dispositif de communication 144 peut recevoir des signaux (par exemple, associés à des données à transmettre) provenant du processeur 104 et amplifier, filtrer, moduler, décaler en fréquence et manipuler autrement les signaux. Dans certains exemples, le dispositif de communication 144 peut transmettre les signaux manipulés à l’antenne 128. L’antenne 128 peut recevoir les signaux manipulés et générer en réponse des communications sans fil qui transportent les données.
[0031] Le système 100 peut recevoir une entrée d’un ou de plusieurs capteurs ou de sources de données historiques. Le système 100, dans cet exemple, inclut également une interface d’entrée/sortie 132. L’interface d’entrée/sortie 132 peut se connecter à un clavier, un dispositif de pointage, un dispositif d’affichage, et d’autres dispositifs d’entrée/sortie d’ordinateur. Un opérateur peut fournir une entrée en utilisant l’interface d’entrée/sortie 132. Un opérateur peut également voir un affichage de conseil de points de réglage ou d’autres informations, comme un tableau de bord sur un écran d’affichage inclus dans l’interface d’entrée/sortie 132.
[0032] La figure 2 est un schéma de procédé d’un procédé d’application d’un procédé DFIT synthétique afin de déterminer un plan de forage ou de complétion pour un puits de forage dans un réservoir d’intérêt selon certains exemples. Le procédé présenté sur la figure 2 peut être effectué en utilisant le système 100 de la figure 1, bien que d’autres implémentations soient possibles.
[0033] Dans le bloc 206, un modèle de simulation de réservoir, qui peut également être appelé modèle dynamique, modèle hydrodynamique ou modèle de réservoir, avec des attributs représentatifs connus de fracture naturelle ou de porosité secondaire est identifié. Le modèle peut être identifié en étant sélectionné parmi des modèles stockés ou en étant créé en utilisant un système tel que le système de la figure 1. Le modèle de simulation de réservoir peut être créé en utilisant de données de subsurface provenant de diverses sources intégrées au modèle de simulation de réservoir. Ces sources peuvent être le résultat d’un procédé géoscientifique exhaustif, incluant des étapes comme la modélisation de bassin, l’interprétation sismique, la récupération et l’analyse de carottes, le balayage numérique des roches, l’analyse de diagraphies, la modélisation géologique structurale, ou la modélisation de propriétés géologiques (avec ou sans techniques géostatistiques) combinées avec un fluide de réservoir. En variante, le modèle de simulation de réservoir peut être extrait d’un modèle terrestre existant, qui peut être appelé modèle géologique ou modèle statique, ou d’un modèle de simulation de réservoir existant couvrant une vaste zone. Dans une autre variante, le modèle de simulation de réservoir peut être basé sur un équivalent provenant du même champ d’hydrocarbure ou d’un champ d’hydrocarbure géographiquement distinct. Le modèle de simulation de réservoir peut contenir des données sur le fluide (par exemple, la pression, le volume et la température), les propriétés des fluides de roche (par exemple, les perméabilités relatives et les relations de pression capillaire), et les conditions initiales de la simulation - en conditions d’équilibre ou non.
[0034] Ce modèle de simulation initial ou de base peut avoir des propriétés très proches de la région du réservoir en cours de modélisation, sauf peut-être pour la caractérisation des fractures naturelles, qui peut faire l’objet d’un ajustement supplémentaire du modèle de simulation de réservoir dans le bloc 210. Etant donné que les équipes d’actifs des compagnies pétrolières et gazières gèrent généralement un modèle de simulation pour différents réservoirs, généralement par correspondance historique périodique, un modèle initial approprié peut être créé à partir d’un tel modèle ou en extrayant un secteur de ce modèle.
[0035] Le modèle de simulation de réservoir peut modéliser des fractures naturelles, soit de manière explicite (par exemple, au moyen de maillages non structurés ou structurés), soit par le biais d’un procédé à double continuum. Bien que le modèle à double continuum (également appelé communément « double porosité ») puisse être utilisé pour modéliser le réservoir avec des fractures naturelles, un tel modèle peut ne pas avoir la souplesse d’un modèle de simulation de réservoir basé sur une grille non structurée. Le maillage non structuré peut permettre de modéliser avec une grande précision les géométries des fractures - hydrauliques ou naturelles -, et l’écoulement simulé sur un tel modèle peut capturer plus précisément les gradients de pressions et de saturations. Cela peut être utile dans les formations très étroites car la majeure partie de l’écoulement dans le réservoir est limitée aux emplacements de région situés près du puits de forage et près de la fracture. Certains aspects de la présente divulgation peuvent être mis en pratique avec plus de précision en utilisant des grilles non structurées.
[0036] Pour aider à illustrer le modèle de simulation de réservoir, la figure 3 présente un exemple de modèle représentant des fractures hydrauliques et des fractures naturelles aux dimensions physiques selon un aspect de la présente divulgation. Le modèle peut fournir une prédiction de haute qualité de la productivité des actifs sur laquelle des décisions peuvent être prises. L’exemple présenté sur la figure 3 est un schéma généré en mélangeant deux sorties d’un simulateur. Les fractures droites 302 peuvent représenter des fractures hydrauliques. Les fractures incurvées 304 peuvent représenter des fractures naturelles. La plupart des écoulements de fluide dans la région représentée sur la figure 3 se produisent dans et autour des fractures 302 et 304.
[0037] Pour une modélisation plus précise des effets géomécaniques dans le système de fractures, les changements de perméabilité en fonction des contraintes peuvent être modélisés de manière à ce que les fractures hydrauliques, les fractures naturelles et la matrice puissent suivre les effets géomécaniques différemment. Soutenue par l’agent de soutènement, la conductivité des fractures hydrauliques diminue moins rapidement avec la diminution de la pression interstitielle que les fractures naturelles. On peut s’attendre à ce que la matrice varie avec la lithologie, et les fonctions de perméabilité en fonction de la contrainte pour la matrice peuvent être différentes des fonctions de perméabilité en fonction de la contrainte des fractures.
[0038] La trajectoire du puits calculée à partir d’un relevé de déviation ou estimée autrement peut être entrée dans le modèle de simulation de réservoir. Les détails de la complétion du puits peuvent également être entrés selon le degré de fidélité requis. Par exemple, une indication d’un trou tubé ou d’un trou ouvert avec des garnitures d’étanchéité gonflables peut être entrée dans le modèle de simulation de réservoir.
[0039] Le modèle peut également contenir des instructions pour exécuter la simulation, y compris les méthodes de calcul, avec divers réglages, tolérances pour différents paramètres de solution, pré-conditionneurs et solveurs. La simulation peut être exécutée sur un ordinateur local, une grappe de calcul haute performance (HPC), ou via un cloud informatique.
[0040] En revenant à la figure 2, dans le bloc 208, le modèle de simulation est intégré à l’analyse de la fonction G pour un puits d’intérêt pour générer des tracés de fonction G synthétiques pour une analyse manuelle ou automatique. Le modèle de simulation peut être exécuté pour créer, à partir d’une sortie du modèle de simulation, un tableau de données indiquant le temps par rapport au taux d’injection d’eau par rapport à la pression en fond de trou. Ces trois colonnes de données peuvent être utilisées pour générer les tracés de fonction G. Facultativement, le modèle de simulation de réservoir peut calculer les pressions d’écoulement au niveau de la tête de puits à partir des pressions d’écoulement de fond de trou, en utilisant des corrélations ou des tableaux d’injection. Dans ce cas, les pressions d’écoulement de tête de puits peuvent être calculées par le simulateur de réservoir sans avoir besoin de la pression d’écoulement de fond de trou.
[0041] Dans un exemple avec un manomètre de fond de trou, la pression d’écoulement de fond de trou peut être mesurée lors du DFIT réelle. Cependant, dans certains cas, la lecture de la pression pour un DFIT est obtenue au niveau de la tête de puits (surface). Le DFIT simulé peut être achevé, qu’un manomètre de fond de trou soit utilisé ou non. Pour des raisons d’efficacité, les tracés peuvent être générés automatiquement à partir des résultats de simulation en utilisant des scripts informatiques ou en améliorant les fonctionnalités du simulateur de réservoir, de façon qu’il produise le tracé de fonction G sous forme de tableau ou de graphique, selon les besoins.
[0042] Dans le bloc 210, la réponse de fonction G est adaptée aux données de travail de fracturation en ajustant les caractéristiques de fracture naturelle dans le modèle afin d’étalonner les entrées de fracture naturelle et de réservoir dans la réponse de fonction G. Pendant le processus d’ajustement, une caractéristique du réseau de fractures naturelles dans le modèle de simulation de réservoir est modifiée et la simulation du DFIT, qui est appelée DFIT synthétique, est effectuée de façon que la fonction G calculée à partir du résultat de la simulation corresponde à la fonction G du DFIT réel effectué. Mathématiquement, un décalage entre les courbes de fonction G simulée et réelle est calculé à partir de la différence des valeurs de la courbe G*dP/dG à des intervalles donnés de G. La meilleure correspondance peut être la valeur minimale de la somme des carrés de ces termes d’erreurs individuels. Un ingénieur ou un autre membre du personnel peut présélectionner des poids à différents moments ou points de la courbe. Ces poids peuvent être multipliés par la différence de valeurs pour les termes d’erreur individuels, avant la sommation. Les poids peuvent offrir la possibilité de supprimer un certain point en appliquant un poids nul aux points qui ne peuvent pas être pris en compte en cas de décalage (par exemple, parce que les données au niveau de ces points sont suspectées d’être erronées), ou de mettre en évidence ou de réduire les correspondances des courbes à certains points temporels. Dans un exemple, les caractéristiques de fracture naturelle qui peuvent être utilisées pour ajuster la réponse DFIT synthétique incluent la surface totale, la conductivité, le profil d’orientation, la densité, l’étanchéité d’une agrégation (par exemple, dans des agrégats serrés plutôt que largement dispersées), la connectivité aux fractures hydrauliques, etc.
[0043] Un procédé d’ajustement alternatif peut être utilisé pour calculer le décalage entre les résultats DFIT simulés et le DFIT tel qu’il est effectué sur le puits dans le terrain réel. Dans ce procédé, les paramètres calculés à partir de la fonction G peuvent être utilisés pour calculer le décalage, plutôt que le décalage entre les courbes entières. Dans ce procédé alternatif, un procédé automatique est utilisé pour extraire des paramètres critiques, tels que la pression instantanée de fermeture (ISIP) et la contrainte de fermeture, ainsi que des paramètres secondaires, tels que la différence nette de pression, qui sont dérivés des paramètres critiques. Les routines, qui peuvent être appelées analyses de pré-fermeture (PCA), pour identifier l’ISIP et la fermeture peuvent être implémentées au moyen d’un logiciel. Des similaires peuvent être utilisés dans ce cas. Le point de fermeture peut être identifié par le changement de gradients des courbes G*dP/dG et dP/dG. L’ISIP peut être pris comme la pression d’injection finale moins la chute de pression provoquée par le frottement dans le puits de forage et les éventuelles perforations ou colonne perdue.
[0044] Les paramètres suivants peuvent être déterminés à partir de la PCA : la pression de fermeture de la fracture (pc) ; la pression instantanée de fermeture (ISIP), qui est la pression d’injection finale moins la chute de pression due au frottement ; le gradient ISIP, qui est l’ISIP divisé par la profondeur de la formation ; le gradient de fermeture, qui est la pression de fermeture divisée par la profondeur de la formation ; la pression nette de fracture (Apnet), qui est la pression supplémentaire dans la fracture au-dessus de la pression requise pour maintenir la fracture ouverte et qui peut être une indication de l’énergie disponible pour propager la fracture (par exemple, Δ p — ISIP - pf) ; le temps de fonction G Gc à la fermeture de la fracture ; et l’efficacité de fluide, qui est le rapport entre le volume stocké à l’intérieur de la fracture et le fluide total injecté. Dans un exemple, une efficacité élevée de fluide peut signifier une faible fuite de la formation et peut indiquer que l’énergie utilisée pour injecter le fluide a été efficacement utilisée pour créer et faire croître la fracture. Une indication de faible fuite peut également indiquer une faible perméabilité dans la formation. Pour une opération minifrac, après analyse de fermeture, une efficacité élevée de fluide peut être associée à de longues durées de fermeture pour identifier des tendances encore plus longues de régime d’écoulement.
[0045] Pour aider l’illustration, la figure 4 présente un exemple d’un tracé de fonction G de terrain 400 pour un DFIT montrant des paramètres primaires et des paramètres calculés selon un aspect de la présente divulgation. Une abscisse 402 fournit une indication de temps de la fonction G (Gc), une première ordonnée 404 fournit une indication d’une dérivée de fonction G semi-log (G*dP/dG), une deuxième ordonnée 406 fournit une indication de pression (p), et une troisième ordonnée 408 fournit une indication d’une dérivée de pression constante (dP/dG). Comme illustré, une ligne 410 représente les valeurs de la dérivée de fonction G semi-log (c’est-à-dire, la première ordonnée 404) sur le temps de la fonction G (c’est-à-dire, l’abscisse 402), une ligne 412 représente les valeurs de pression (c’est-à-dire, la deuxième ordonnée 406) sur le temps de la fonction G, et une ligne 414 représente les valeurs de la dérivée de pression constante (c’est-à-dire, la troisième ordonnée 408) sur le temps de la fonction G. Un point de fermeture de fracture 415 peut être identifié au niveau d’un point où la ligne 410 de dérivée de la fonction G semi-log diffère d’une ligne 416. Un point de fermeture de fracture 417, qui a le même temps de fonction G que le point de fermeture de fracture 415, peut également être identifié au niveau d’un point où la ligne de dérivée de pression constante 414 fournit un changement de gradient (par exemple, un point où une pente négative de la ligne 414 augmente).
[0046] Dans le procédé alternatif, les paramètres primaires, l’ISIP et la pression de fermeture, peuvent être identifiés à la fois pour les données DFIT simulées et les données DFIT réelles. Le décalage peut être calculé à partir du décalage entre ces paramètres. Un exemple peut inclure la prise de la différence entre la pression critique provenant du DFIT simulé et la pression critique du DFIT réel. Dans le procédé alternatif, seule la valeur de décalage peut être calculée différemment - le reste du procédé d’ajustement peut fonctionner de la même manière que dans le procédé décrit en premier.
[0047] Pour plus d’efficacité, le procédé d’ajustement peut utiliser un logiciel d’automatisation de flux de travail (tel que Decision Management System, DMS™ de Landmark). Avec un modèle de simulation de réservoir de base, ce type de logiciel peut automatiser l’ensemble du procédé, depuis le changement d’une fonction de fracture naturelle jusqu’à l’exécution de la simulation, la collecte du résultat, le calcul et la simulation de la fonction G, le calcul du terme d’erreur et l’utilisation d’un optimiseur pour sélectionner le prochain changement dans la caractéristique de fracture naturelle pour minimiser le terme d’erreur. Dans un exemple, le terme d’erreur est la fonction objectif de l’optimisation, soumise aux contraintes personnalisées et aux limites de la solution. De multiples entrées d’ensembles de fractures naturelles peuvent produire à peu près la même quantité de décalage minimal, et plus d’un ensemble de fractures naturelles peut être la solution du problème d’optimisation. Le procédé d’ajustement du DFIT pour minimiser le décalage est décrit plus en détail ci-dessous par rapport à la figure 5.
[0048] Un modèle d’optimisation utilisé pour minimiser la fonction d’erreur peut inclure une fonction objectif (f(x)), des variables de décision (x), des contraintes d’égalité (h(x)) et des contraintes d’inégalité (g(x)). La fonction objectif décrit les performances d’un système ou d’un actif et tente de maximiser ou de minimiser la fonction objectif.
Les variables de décision décrivent les décisions qui déterminent la performance par l’intermédiaire de la fonction objectif. Les contraintes d’égalité décrivent les relations physiques et économiques du système et d’un procédé. Les contraintes d’inégalité restreignent les valeurs des variables de décision en raison des limitations opérationnelles. Le modèle peut être exprimé en min (ou max) : f(x), tel que g(x) est inférieur ou égal à zéro et h(x) est égal à 0.
[0049] En revenant à la figure 2, un ou plusieurs ensembles de fractures naturelles caractérisées peuvent être obtenus en suivant le procédé dans les blocs 206 à 210. Ces ensembles, qui peuvent présenter un décalage minimal entre les DFIT synthétiques et ceux basés sur le terrain, peuvent constituer le modèle de simulation de réservoir. Etant donné que ces étapes fournissent un modèle de simulation de réservoir, des outils utilisés pour analyser les résultats de la simulation par visualisation 2D ou 3D peuvent être utilisés pour interroger et analyser les résultats de la simulation, y compris les fractures naturelles caractérisées. De plus, des détails sur les volumes, les pressions, les saturations et d’autres propriétés des fluides et des roches dans différentes parties du réservoir peuvent être obtenus et analysés. Par exemple, les quantités de fluide injecté fuyant à partir de la fracture hydraulique dans la matrice et des fractures naturelles peuvent être rapportées en fonction du temps dans le cadre des résultats de la simulation.
[0050] La période de chute de pression d’une opération minifrac peut fournir des estimations de pression de réservoir et de perméabilité globale de réservoir. Dans certains réservoirs étroits, les demandes opérationnelles peuvent empêcher de passer du temps pour terminer les pertes de pression après une opération minifrac. Cependant, le procédé DFIT synthétique tel que décrit dans les blocs 206 à 210 de la figure 2 peut ne pas souffrir de telles limitations opérationnelles. En effet, même dans les cas où les données minifrac de terrain sont trop courtes pour une analyse post-fermeture appropriée, le DFIT simulé peut être rendu suffisamment long en prolongeant la simulation (par exemple, en augmentant la période de fermeture dans le modèle de simulation). La fonction G obtenue dans le bloc 208 peut inclure les données complètes depuis la fermeture jusqu’à la fin de la simulation. Par conséquent, le DFIT simulé peut être utilisé pour obtenir une estimation de la perméabilité du réservoir et de la pression initiale du réservoir par le biais de procédés post-fermeture. Si les estimations varient considérablement par rapport aux valeurs entrées dans le modèle de simulation de réservoir du bloc 206, le procédé du bloc 206 au bloc 210 peut être exécuté de manière itérative jusqu’à ce que le modèle de simulation à la fin du bloc 210 soit cohérent en ce qui concerne : la fonction G simulée et la fonction G minifrac de terrain jusqu’à la fin de l’opération minifrac de terrain ; les pressions initiales de réservoir dans le modèle de simulation de réservoir et les pressions de réservoir obtenues par analyse post-fermeture de la réponse de fonction G simulée ; et la perméabilité absolue du réservoir dans le modèle de simulation de réservoir et la perméabilité absolue du réservoir obtenue par analyse post-fermeture de la réponse de fonction-G simulée.
[0051] Dans le bloc 212, les résultats simulés sont utilisés pour formuler un plan de forage et de complétion pour un puits de forage dans le réservoir. Par exemple, en combinant la caractérisation des fractures naturelles avec des techniques d’analyse géomécanique et d’estimation de la perméabilité d’un système, il est possible de sélectionner le meilleur azimut dans lequel forer des puits horizontaux productifs à des fins de fracturation hydraulique. Pour maximiser la productivité des puits horizontaux après fracturation hydraulique, dans une perméabilité de système très faible (par exemple, inférieure à environ 0,1 md), des puits horizontaux parallèles à la direction de contrainte horizontale minimale peuvent être forés, tandis que pour les puits à perméabilité de système supérieure à environ 0,1 md, des puits horizontaux peuvent être forés parallèlement à la direction de contrainte horizontale maximale. En pratique, le bloc 212 peut être appliqué en utilisant différents scénarios, dont certains sont décrits cidessous :
[0052] dans un premier scénario, un puits pilote vertical est disponible, sur lequel un minifrac est réalisé à des fins d’analyse DFIT. En suivant le procédé décrit dans les blocs 206 à 210, des plans de forage et de complétion peuvent être finalisés dans le bloc 212 sur la base des fractures naturelles caractérisées afin d’ajouter un latéral sur le puits pilote ou de forer et de compléter des puits horizontaux ou verticaux ultérieurs dans la zone.
[0053] Dans un deuxième scénario, un puits a été foré mais non complété, et un minifrac peut être réalisé à des fins d’analyse DFIT. En suivant le procédé décrit dans les blocs 206 à 210, des plans de complétion peuvent être finalisés dans le bloc 212 sur la base des fractures naturelles caractérisées afin de stimuler le puits en une ou plusieurs étapes et de forer et de compléter de manière similaire des puits horizontaux ou verticaux ultérieurs dans la zone.
[0054] Dans un troisième scénario, un puits a été foré et complété, y compris un minifrac à des fins d’analyse DFIT. En suivant le procédé décrit dans les blocs 206 à 210, des plans de forage et de complétion peuvent être finalisés sur la base des fractures naturelles caractérisées pour des puits horizontaux ou verticaux ultérieurs dans la zone.
[0055] Le plan de complétion et de fracturation hydraulique peut inclure un calendrier de fracturation conçu sur mesure. Par exemple, s’il est déterminé que les fractures naturelles dans un réservoir de carbonate étroit sont très denses et très conductrices, une conception d’opération de fracturation classique peut donner des fractures hydrauliques qui fuient si rapidement dans le réservoir qu’aucune longueur de fracture hydraulique appréciable n’est établie et la production du puits diminue rapidement.
Dans un tel cas, une conception appropriée d’opération de fracturation peut être conçue pour établir une fracture hydraulique dominante, par exemple en utilisant une combinaison d’un trou cimenté et tubé avec un nombre limité de perforations, d’un maillage fin d’agent de soutènement et de fluides visqueux pour réguler la fuite. Dans un autre cas, dans un réservoir de schiste fragile ayant des fractures naturelles, la complétion du puits avec des garnitures d’étanchéité gonflables dans un trou ouvert et l’utilisation d’une eau de nappe peuvent être appropriées pour une fracturation hydraulique réussie. Dans ces cas et d’autres, les détails de la conception de l’opération de fracturation peuvent être déterminés sur la base des résultats de certains aspects de la présente divulgation. Ainsi, la conception de l’opération de fracturation peut inclure l’identification d’une stratégie de tubage appropriée dans le puits de forage, une conception de perforation dans le puits de forage, des tailles des mailles de l’agent de soutènement, la viscosité du fluide de fracturation, n’importe quel autre paramètre utilisé pour commander une opération de fracturation hydraulique, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci.
[0056] La figure 5 est un schéma d’un exemple d’un procédé 500 pour ajuster un DLIT afin de minimiser le décalage dans une fonction objectif selon un aspect de la présente divulgation. La fonction objectif (représentée par « obj » sur la figure 5) peut être calculée à partir de la somme pondérée des carrés des termes d’erreur individuels à différents moments t.
[0057] Dans le bloc 502, un modèle de simulation DLIT de base est généré. Le modèle de simulation DLIT de base peut être généré en utilisant un système, tel que le système 100 de la figure 1. Le modèle de simulation DLIT de base peut représenter des attributs de fracture naturelle ou de porosité secondaire pour une zone d’intérêt pour un ou plusieurs puits. Le modèle de simulation DLIT de base peut être utilisé dans le bloc 504 pour identifier un attribut de fracture naturelle dans le modèle à modifier afin de fournir un ajustement pour le DLIT.
[0058] Dans le bloc 506, le modèle de simulation DLIT peut être optimisé avec un optimiseur donné à partir de la fonction de décalage dans le bloc 508. La fonction de décalage, qui peut représenter la fonction objectif (obj), peut être déterminée en utilisant le modèle de simulation DLIT de base du bloc 502 et les données DLIT de terrain du bloc 510. Les données DLIT de terrain dans le bloc 510 peuvent être des données DLIT observées provenant de formations souterraines. La fonction objectif peut être déterminée en élevant au carré le résultat de la soustraction des données DLIT de terrain par rapport au temps des résultats DLIT simulés par rapport au temps.
[0059] Dans le bloc 512, le système peut déterminer des modèles correspondants au modèle de simulation optimisé dans une tolérance prédéfinie. Par exemple, de multiples entrées d’ensembles de fractures naturelles peuvent produire à peu près la même quantité de décalage minimal (c’est-à-dire, une correspondance dans une tolérance prédéfinie), et plus d’un ensemble de fractures naturelles peut être la solution du problème d’optimisation. Le système peut ensuite sortir un ou plusieurs modèles ajustés dans le bloc 514 en fonction des ensembles de fractures naturelles qui produisent la correspondance dans la tolérance prédéfinie.
[0060] Dans une autre approche, un modèle de simulation de réservoir est utilisé pour développer des profils représentatifs de DLIT pour une gamme de combinaisons de caractéristiques de fracture naturelle et de matrice. Ces profils représentatifs de DLIT peuvent être appelés courbes types. La figure 6 représente des graphiques montrant deux exemples de courbes types 602 et 604 selon certains aspects de la présente divulgation. La courbe type 602 peut représenter une dérivée de la fonction G sur la durée de la fonction G, et la courbe type 604 peut représenter une dérivée de pression constante sur la durée de la fonction G. Le DLIT provenant d’un puits d’intérêt peut être adapté à la courbe type DLIT appropriée pour indiquer la nature des caractéristiques des fractures naturelles et de la matrice. Par exemple, sur la figure 6, les courbes 606 et 608 représentent un cas avec deux ensembles de fractures naturelles, et les courbes 610 et 612 représentent un cas d’un seul ensemble de fractures naturelles. En plus d’une gamme de courbes types DLIT, les entrées de cette approche peuvent inclure des données de travail de fracturation et des pressions d’écoulement de fond de trou par rapport au débit d’injection pour produire des tracés de fonction G, ainsi que des informations de puits telles que la profondeur du DLIT. Les résultats incluent des plages de caractéristiques de fracture naturelle censées produire la réponse DLIT observée. Cette approche peut fournir une technique rapide pour améliorer les conceptions de fracture hydraulique et déterminer s’il faut placer des puits supplémentaires dans la zone du puits.
[0061] Comme exemple d’amélioration d’une conception de fracture hydraulique, l’utilisation de dérivées de courbes types peut permettre de concevoir un travail de fracturation pour obtenir un rapport approprié de conditionnement de fracture naturel sur fracture hydraulique, tel que représenté sur la figure 7. Par exemple, la figure 7 inclut un graphique 700 représentant un dérivé de fonction G par rapport à la fonction G. Les courbes 702 et 704 du graphique 700 représentent un cas où le rapport de conditionnement des fractures naturelles sur les fractures hydrauliques est bas. En outre, les courbes 706 et 708 décrivent un cas où un rapport de conditionnement plus élevé des fractures naturelles sur les fractures hydrauliques est présent. L’impact des rapports de conditionnement sur la production attendue d’un puits aide à la conception de traitements de fractures hydrauliques appropriés.
[0062] La figure 8 est un premier schéma de procédé pour utiliser un DLIT synthétique afin de concevoir des fractures hydrauliques dans les cas où des données limitées de forage et pétrophysiques sont disponibles selon un aspect de la présente divulgation. Dans le bloc 802, un réseau de fractures naturelles est estimé. Le réseau de fractures naturelles peut être estimé à partir d’échantillons extraits d’un site de puits potentiel. Sur la base des fractures naturelles présentes dans l’échantillon, le réseau de fractures naturelles peut être estimé sur la base de la taille de la formation associée au site de puits potentiel.
[0063] Dans le bloc 804, une conception pour un puits peut être sélectionnée en utilisant l’estimation de fractures naturelles. Par exemple, des outils et des paramètres de complétion, et le placement de différents outils et les traitements de puits, peuvent être sélectionnés pour fonctionner au mieux avec une estimation de fractures naturelles particulière. Sur la base de la conception ou des conceptions sélectionnées pour le puits, une conception de fracturation recommandée peut être formulée dans le bloc 806. La conception de la fracturation peut prendre en compte les fractures naturelles susceptibles d’être présentes dans le puits et tirer parti de la présence de ces fractures pour maximiser la production d’hydrocarbure et la vie du puits. En utilisant la conception de fracturation recommandée, une prévision de production peut être générée pour le site de puits potentiel dans le bloc 808. La prévision de production peut représenter une estimation de la production d’hydrocarbure à partir du puits après l’implémentation de la conception de puits sélectionnée dans le bloc 804 et l’achèvement de la conception de fracturation recommandée dans le bloc 806.
[0064] La sélection d’une conception peut être utilisée pour contrôler un trépan intelligent 820 afin de forer un puits de forage au niveau d’un site de puits conformément au plan de forage. Le trépan intelligent 820 peut également mesurer l’intensité de la fracture naturelle, ou NE, le long du puits de forage 822 lors du forage du puits. Les mesures peuvent être utilisées pour déterminer si les fractures naturelles sont importantes pour la production dans le puits d’intérêt dans le bloc 824. Si les fractures naturelles ne sont pas importantes, un simulateur de fracture (tel que Gohfer®, Eracpro® et StimPlan®) peut être exécuté sur la conception de fracturation dans 826 afin de déterminer s’il faut modifier le plan de fracturation ou conserver le plan dans le bloc 830. Si les fractures naturelles sont importantes, un modèle de fracture complexe peut être exécuté dans 828 en utilisant à la fois l’intensité de fracture naturelle le long du puits de forage et la conception de fracturation afin de déterminer s’il faut modifier le plan de fracturation ou conserver le plan de fracturation dans le bloc 830.
[0065] La figure 9 est un second schéma de procédé pour utiliser des DEIT synthétiques afin de concevoir des fractures hydrauliques dans les cas où des données de forage et pétrophysiques de contrainte existent selon un aspect de la présente divulgation. Les données de forage et pétrophysiques de contrainte peuvent indiquer la présence de fractures naturelles, telles que des journaux d’images, des trépans intelligents ou des carottes.
[0066] Dans le bloc 902, des données de fracture naturelle, ou NF, de contrainte sont reçues. Les données de fracture naturelle peuvent être détectées le long du puits de forage et associées à une grille indiquant la probabilité de propagation des fractures naturelles. Les données de fracture naturelle de contrainte peuvent être utilisées dans un générateur de réseau de fractures naturelles pour générer une réalisation de fracture naturelle en champ lointain dans le bloc 904. Dans la réalisation de fracture naturelle en champ lointain, les fractures naturelles peuvent être contraintes à des données statiques.
[0067] Dans le bloc 906, la réalisation de fracture naturelle en champ lointain peut être ajustée via un procédé d’ajustement de DFIT synthétique, tel que le procédé d’ajustement de la figure 5. Le procédé d’ajustement peut utiliser les données DFIT de terrain provenant du bloc 908 et un modèle simplifié de simulation de réservoir provenant du bloc 910. Le procédé d’ajustement peut être utilisé pour étalonner les paramètres associés aux fractures naturelles dans le modèle de simulation en fonction des résultats du DFIT de terrain. Le procédé d’ajustement peut minimiser les décalages entre les données DFIT de terrain et la réponse DFIT d’un modèle en modifiant les attributs de fracture naturelle.
[0068] La sortie du procédé d’ajustement peut être des informations de terrain de fracture naturelle contraintes aux données statiques et dynamiques dans le bloc 912. Ces données peuvent être utilisées pour générer une conception de fracturation prenant en compte le réseau de fractures naturelles dans la formation dans le bloc 914. La conception de fracturation peut être utilisée pour générer une prévision de production pour le puits dans le bloc 916.
[0069] La figure 10 représente schématiquement une section transversale d’un puits de forage foré dans un puits de forage selon un plan généré en utilisant un modèle de DFIT synthétique selon un exemple de la présente divulgation. Un puits de forage peut être créé par forage dans la terre 1002 en utilisant le système de forage 1000. Le système de forage 1000 peut être configuré pour entraîner un ensemble de fond de trou (BHA) 1004 positionné ou disposé autrement au fond d’un train de forage 1006 se prolongeant dans la terre 1002 à partir d’un derrick 1008 disposé à la surface 1010. Le derrick 1008 inclut une moufle mobile et une ligne de forage 1012 utilisée pour abaisser et remonter le train de forage 1006. Le BHA 1004 peut inclure un trépan de forage 1014 couplé de manière fonctionnelle à un train d’outils 1016, qui peut être déplacé axialement à l’intérieur d’un puits foré 1018 en tant que train de forage attaché 1006. Le train d’outils 1016 peut inclure un ou plusieurs capteurs 1009 pour déterminer les conditions du trépan de forage et du puits de forage, et renvoyer des valeurs pour divers paramètres à la surface par un câblage (non représenté) ou par un signal sans fil. La combinaison de n’importe quelle structure de support (dans cet exemple, le derrick 1008), de n’importe quel moteur, de n’importe quelles connexions électriques, et de n’importe quel support pour le train de forage et le train d’outils peut être appelée ici agencement de forage.
[0070] Lors de l’opération, le trépan de forage 1014 pénètre dans la terre 1002 et crée ainsi le puits de forage 1018. Le BHA 1004 permet de commander le trépan de forage 1014 lorsqu’il avance dans la terre 1002. Un fluide ou une « boue » provenant d’un réservoir à boue 1020 peut être pompé en fond de puits en utilisant une pompe à boue 1022 alimentée par une source d’énergie adjacente, telle qu’une force motrice ou un moteur 1024. La boue peut être pompée à partir du réservoir à boue 1020, à travers une colonne 1026, qui alimente en boue le train de forage 1006 et transporte celle-ci vers le trépan de forage 1014. La boue sort à travers une ou plusieurs buses (non représentées) placées dans le trépan de forage 1014 et dans le procédé refroidit le trépan de forage 1014. Après la sortie du trépan de forage 1014, la boue retourne à la surface 1010 vie l’espace annulaire défini entre le puits 1018 et le train de forage 1006, et dans le procédé renvoie les déblais de forage et les débris vers la surface. Les déblais et le mélange de boue sont passés à travers une ligne de flux 1028 et sont traités de sorte qu’une boue nettoyée soit retournée au fond du puits à travers la colonne 1026 une fois de plus.
[0071] En se référant encore à la figure 10, l’agencement de forage et tous les capteurs 1009 (à travers l’agencement de forage ou directement) sont connectés à un dispositif de calcul 1040a. Sur la figure 9, le dispositif de calcul 1040a est illustré comme étant déployé dans un véhicule de travail 1042, cependant, un dispositif de calcul destiné à recevoir des données provenant des capteurs 1009 et à commander le trépan de forage 1014 de l’outil de forage peut être installé de manière permanente avec l’agencement de forage, tenu à la main ou être situé à distance. Dans certains exemples, le dispositif de calcul 1040a peut traiter au moins une partie des données reçues et peut transmettre les données traitées ou non traitées à un autre dispositif de calcul 1040b via un réseau câblé ou sans fil 1046. Dans certains exemples, la connexion entre les deux dispositifs de calcul se fait via un bus de message en temps réel (RTMB). L’autre dispositif de calcul 1040b peut être hors site, par exemple dans un centre de traitement de données, ou être situé à proximité du dispositif de calcul 1040a. L’un ou les deux dispositifs de calcul peuvent exécuter des instructions de code de programme informatique qui permettent à un processeur de mettre en œuvre un plan de forage. Les dispositifs de calcul 1040a-b peuvent inclure un processeur interfacé avec un autre matériel via un bus et une mémoire, laquelle peut comprendre n’importe quel support tangible (et non transitoire) lisible par ordinateur, tel qu’une RAM, ROM, EEPROM ou équivalents, peut comporter des composants de programme qui configurent le fonctionnement des dispositifs de calcul 1040a-b. Dans certains aspects, les dispositifs de calcul 1040a-b peuvent inclure des composants d’interface d’entrée/sortie (par exemple, un écran, une imprimante, un clavier, une surface tactile et une souris) et un stockage supplémentaire.
[0072] Les dispositifs de calcul 1040a-b peuvent inclure des dispositifs de communication 1044a-b. Les dispositifs de communication 1044a-b peuvent représenter un ou plusieurs composants quelconques facilitant une connexion réseau. Dans l’exemple présenté sur la figure 10, les dispositifs de communication 1044a-b sont sans fil et peuvent inclure des interfaces sans fil telles que IEEE 802.11, Bluetooth, ou des interfaces radio pour un accès à des réseaux téléphoniques cellulaires (par exemple, un émetteur-récepteur/une antenne pour un accès à un réseau AMRC, GSM, UMTS, ou un autre réseau de communication mobile). Dans certains exemples, les dispositifs de communication 1044a-b peuvent utiliser des ondes acoustiques, des ondes de surface, des vibrations, des ondes optiques, ou une induction (par exemple, une induction magnétique) pour engager des communications sans fil. Dans d’autres exemples, les dispositifs de communication 1044a-b peuvent être câblés et peuvent inclure des interfaces telles qu’un Ethernet, USB, IEEE 1394 ou une interface à fibre optique. Les dispositifs de calcul 1040a-b peuvent recevoir des communications câblées ou sans fil les uns des autres et effectuer une ou plusieurs tâches en fonction des communications. Ces communications peuvent inclure des communications sur le RTMB, qui peuvent être implémentées pratiquement sur tout type de couche de communication physique.
[0073] Après le forage, le puits de forage 1018 peut être complété conformément au plan développé en utilisant la simulation DFIT synthétique, comme indiqué ci-dessus par rapport aux blocs 212, 804, 806 et 914. Par exemple, le procédé et la technique de fracturation peuvent être sélectionnés et mis en œuvre dans le puits de forage 1018 conformément au plan.
[0074] Ce qui suit est un exemple de simulation d’un réservoir utilisant le procédé DFIT synthétique selon un aspect. Il peut être exécuté une simulation dans laquelle une opération de fracture hydraulique peut injecter un fluide de fracturation à un débit constant, telle que 250 b/j pendant 0,5 jour. Cela peut être suivi d’un arrêt de 3,5 jours. Au bout de quatre jours de simulation (c’est-à-dire 3,5 jours de fuite), une grande partie du réservoir peut encore être sous pression.
[0075] En utilisant les lectures provenant de l’opération de fracture hydraulique, le processus de fuite du fluide de fracture hydraulique dans un réservoir naturellement fracturé peut être simulé. Par exemple, les lectures provenant du puits de forage peuvent montrer un comportement de type PDL dans un tracé de fonction G. Le lien entre les caractéristiques de fracture naturelle et la réponse de fonction G peut être défini avec une plus grande précision à l’aide du procédé DFIT synthétique. En outre, le procédé DFIT synthétique peut être utilisé pour analyser la manière avec laquelle l’opération de fracture hydraulique et les propriétés du réservoir affectent la réponse de fuite.
[0076] De nombreux détails spécifiques sont donnés dans le présent document afin de permettre une compréhension approfondie de l’objet revendiqué. Cependant, l’homme du métier comprendra que l’objet revendiqué peut être mis en pratique sans ces détails spécifiques. Dans d’autres cas, des procédés, des appareils ou des systèmes susceptibles d’être connus de l’homme du métier n’ont pas été décrits en détail afin de ne pas obscurcir l’objet revendiqué.
[0077] Dans certains aspects, des systèmes, des dispositifs et des procédés développant un domaine pour des opérations de puits pour la récupération d’un fluide hydrocarboné en caractérisant des fractures naturelles sont fournis selon un ou plusieurs des exemples suivants.
[0078] Telle qu’utilisée ci-dessous, toute référence à une série d’exemples doit être comprise comme une référence à chacun de ces exemples de manière disjonctive (par exemple, « Exemples 1-4 » signifie « Exemples 1, 2, 3, ou 4 »).
[0079] L’exemple 1 est un système comprenant : un dispositif de traitement ; et un support non transitoire lisible par ordinateur sur lequel sont stockées des instructions qui sont exécutables par le dispositif de traitement pour amener le système à effectuer des opérations, les opérations comprenant : la génération et l’exécution d’un modèle de simulation de réservoir, incluant des attributs représentatifs de fracture naturelle ou de porosité secondaire pour une zone d’intérêt pour un ou plusieurs puits ; la génération d’une réponse de fonction G synthétique en utilisant les résultats du modèle de simulation de réservoir ; l’étalonnage de la réponse de fonction G synthétique provenant du modèle de simulation de réservoir par rapport à une réponse de fonction G de terrain générée en utilisant les résultats d’un test de diagnostic de fracture par injection de terrain en modifiant les caractéristiques de fracture naturelle du modèle de simulation de réservoir ; et la formulation d’un plan de forage, d’un plan de complétion, ou des deux pour un puits de forage dans la zone d’intérêt en utilisant la réponse de fonction G synthétique.
[0080] L’exemple 2 est le système de l’exemple 1, dans lequel les instructions sont en outre exécutables par le dispositif de traitement pour amener le système à effectuer des opérations comprenant : la commande d’un trépan de forage ou d’une opération de fracturation en utilisant le plan de forage, le plan de complétion, ou les deux pour le puits de forage dans la zone d’intérêt.
[0081] L’exemple 3 est le système des exemples 1 et 2, dans lequel la réponse de fonction G synthétique comprend une direction de contrainte horizontale maximale et une direction de contrainte horizontale minimale pour la zone d’intérêt, et dans lequel les instructions sont en outre exécutables par le dispositif de traitement pour amener le système à effectuer des opérations comprenant : la commande d’un trépan de forage le long d’un premier azimut de forage qui est parallèle à une direction de contrainte horizontale minimale pour la zone d’intérêt avec une perméabilité de système inférieure à 0,1 millidarcy, ou la commande du trépan de forage le long d’un second azimut de forage qui est parallèle à une direction de contrainte horizontale maximale pour la zone d’intérêt avec une perméabilité de système supérieure à 0,1 millidarcy.
[0082] L’exemple 4 est le système des exemples 1 à 3, dans lequel la formulation du plan de forage ou de complétion comprend l’identification d’un azimut de forage pour forer le puits de forage.
[0083] L’exemple 5 est le système des exemples 1 à 4, dans lequel la formulation du plan de forage ou du plan de complétion comprend l’identification d’un statut de tubage approprié du puits de forage, d’une conception de perforation appropriée à l’intérieur du puits de forage, d’ouvertures de maille appropriées d’agent de soutènement, d’une viscosité appropriée du fluide de fracturation, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci.
[0084] L’exemple 6 est le système des exemples 1 à 5, dans lequel la réponse de fonction G synthétique identifie une pression de fermeture de fracture, une pression instantanée de fermeture (ISIP), un gradient ISIP, une pression nette de fracture, un temps de fonction G à la fermeture de fracture, une efficacité de fluide à l’intérieur d’une fracture naturelle, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci.
[0085] L’exemple 7 est le système des exemples 1 à 6, dans lequel la réponse de fonction G synthétique comprend une indication d’une dérivée de fonction G semilog à l’intérieur de la zone d’intérêt, une indication de pression à l’intérieur de la zone d’intérêt, et une indication d’une dérivée de pression constante à l’intérieur de la zone d’intérêt.
[0086] L’exemple 8 est le système des exemples 1 à 7, dans lequel les attributs de porosité secondaire comprennent une pression de fluide, un volume de fluide, une température de fluide, des perméabilités relatives de formation, des relations de pression capillaire de formation, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci.
[0087] L’exemple 9 est un procédé comprenant : le développement d’un ensemble de courbes types représentatives de tests de diagnostic de fracture par injection pour une gamme de combinaisons de caractéristiques de fracture naturelle et de caractéristiques de matrice d’un réservoir en utilisant un modèle de simulation de réservoir ; la mise en correspondance d’un profil représentatif d’un puits d’intérêt généré en utilisant un test de diagnostic de fracture par injection de terrain avec une courbe type appropriée de l’ensemble de courbes types représentatives pour indiquer une nature des caractéristiques de fracture naturelle et des caractéristiques de matrice ; et la formulation d’un plan de forage, d’un plan de complétion, ou des deux pour un puits de forage dans le réservoir en utilisant le profil représentatif du puits d’intérêt.
[0088] L’exemple 10 est le procédé de l’exemple 9, comprenant en outre : la commande d’un trépan de forage ou d’une opération de fracturation en utilisant le plan de forage, le plan de complétion, ou les deux pour le puits de forage dans le réservoir.
[0089] L’exemple 11 est le procédé des exemples 9 et 10, dans lequel la courbe type appropriée comprend une direction de contrainte horizontale maximale et une direction de contrainte horizontale minimale pour une zone d’intérêt du réservoir, et dans lequel le procédé comprend en outre : la commande d’un trépan de forage le long d’un premier azimut de forage qui est parallèle à une direction de contrainte horizontale minimale pour la zone d’intérêt avec une perméabilité de système inférieure à 0,1 millidarcy, ou la commande du trépan de forage le long d’un second azimut de forage qui est parallèle à une direction de contrainte horizontale maximale pour la zone d’intérêt avec une perméabilité de système supérieure à 0,1 millidarcy.
[0090] L’exemple 12 est le procédé des exemples 9 à 11, dans lequel la courbe type appropriée comprend une courbe type provenant de l’ensemble de courbes types représentatives qui s’ajustent le mieux à une courbe type de terrain du profil représentatif du puits d’intérêt.
[0091] L’exemple 13 est le procédé des exemples 9 à 12, dans lequel la formulation du plan de forage, du plan de complétion, ou des deux comprend Γidentification d’un statut de tubage approprié du puits de forage, d’une conception de perforation appropriée à l’intérieur du puits de forage, d’ouvertures de maille appropriées d’agent de soutènement, d’une viscosité appropriée du fluide de fracturation, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci.
[0092] L’exemple 14 est le procédé des exemples 9 à 13, dans lequel la courbe type appropriée identifie une pression de fermeture de fracture, une pression instantanée de fermeture (ISIP), un gradient ISIP, une pression nette de fracture, un temps de fonction G à la fermeture de fracture, une efficacité de fluide à l’intérieur d’une fracture naturelle, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci.
[0093] L’exemple 15 est le procédé des exemples 9 à 14, dans lequel la formulation du plan de complétion comprend la détermination d’un rapport de conditionnement approprié de fracture naturelle sur fracture hydraulique.
[0094] L’exemple 16 est un support non transitoire lisible par ordinateur qui inclut des instructions qui sont exécutées par un dispositif de traitement pour effectuer des opérations, les opérations comprenant : la génération et l’exécution d’un modèle de simulation de réservoir, incluant des attributs représentatifs de fracture naturelle ou de porosité secondaire pour une zone d’intérêt pour un ou plusieurs puits ; la génération d’une réponse de fonction G synthétique en utilisant les résultats du modèle de simulation de réservoir ; et l’étalonnage de la réponse de fonction G synthétique provenant du modèle de simulation de réservoir par rapport à une réponse de fonction G de terrain générée en utilisant les résultats d’un test de diagnostic de fracture par injection de terrain en modifiant les caractéristiques de fracture naturelle du modèle de simulation de réservoir.
[0095] L’exemple 17 est le support non transitoire lisible par ordinateur de l’exemple 16, les opérations comprenant en outre : la formulation d’un plan de forage, d’un plan de complétion, ou des deux pour un puits de forage dans la zone d’intérêt en utilisant la réponse de fonction G synthétique.
[0096] L’exemple 18 est le support non transitoire lisible par ordinateur des exemples 16 et 17, les opérations comprenant en outre : la commande d’un trépan de forage ou d’une opération de fracturation en utilisant la réponse de fonction G synthétique.
[0097] L’exemple 19 est le support non transitoire lisible par ordinateur de l’exemple 18, dans lequel la commande du trépan de forage comprend la commande du trépan de forage le long d’un azimut pour forer un puits de forage.
[0098] L’exemple 20 est le support non transitoire lisible par ordinateur de l’exemple 18, dans lequel la commande de l’opération de fracturation comprend la mise en œuvre d’une stratégie de tubage appropriée à l’intérieur d’un puits de forage, la commande d’une conception de perforation à l’intérieur du puits de forage, la commande d’une ouverture de maille d’agent de soutènement, la commande d’une viscosité du fluide de fracturation, ou la commande de n’importe quelle combinaison de ceux-ci.
[0099] La description précédente de certains mode de réalisation, incluant des modes de réalisation illustrés, a été présentée uniquement à des fins d’illustration et de description et n’est pas destinée à être exhaustive ou à limiter la divulgation aux formes précises divulguées. De nombreuses modifications, adaptations, combinaisons, et utilisations de ceux-ci sont possibles sans s’éloigner de la portée de la divulgation.
Claims (1)
-
Revendications [Revendication 1] Système comprenant : un dispositif de traitement ; et un support lisible par ordinateur sur lequel sont stockées des instructions qui sont exécutables par le dispositif de traitement pour amener le système à effectuer des opérations, les opérations comprenant : la génération et l’exécution d’un modèle de simulation de réservoir, incluant des attributs représentatifs de fracture naturelle ou de porosité secondaire pour une zone d’intérêt pour un ou plusieurs puits ; la génération d’une réponse de fonction G synthétique en utilisant les résultats du modèle de simulation de réservoir ; l’étalonnage de la réponse de fonction G synthétique provenant du modèle de simulation de réservoir par rapport à une réponse de fonction G de terrain générée en utilisant les résultats d’un test de diagnostic de fracture par injection de terrain en modifiant les caractéristiques de fracture naturelle du modèle de simulation de réservoir ; et la formulation d’un plan de forage, d’un plan de complétion, ou des deux pour un puits de forage dans la zone d’intérêt en utilisant la réponse de fonction G synthétique. [Revendication 2] Système selon la revendication 1, dans lequel les instructions sont en outre exécutables par le dispositif de traitement pour amener le système à effectuer des opérations comprenant : la commande d’un trépan de forage ou d’une opération de fracturation en utilisant le plan de forage, le plan de complétion, ou les deux pour le puits de forage dans la zone d’intérêt. [Revendication 3] Système selon la revendication 1, dans lequel la réponse de fonction G synthétique comprend une direction de contrainte horizontale maximale et une direction de contrainte horizontale minimale pour la zone d’intérêt, et dans lequel les instructions sont en outre exécutables par le dispositif de traitement pour amener le système à effectuer des opérations comprenant : la commande d’un trépan de forage le long d’un premier azimut de forage qui est parallèle à une direction de contrainte horizontale minimale pour la zone d’intérêt avec une perméabilité de système inférieure à 0,1 millidarcy, ou la commande du trépan de forage le long d’un second azimut de forage qui est parallèle à une direction de contrainte horizontale maximale pour la zone d’intérêt avec une per- méabilité de système supérieure à 0,1 millidarcy. [Revendication 4] Système selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel la formulation du plan de forage ou de complétion comprend l’identification d’un azimut de forage pour forer le puits de forage. [Revendication 5] Système selon la revendication 4, comprenant en outre : la commande d’un trépan de forage le long de l’azimut de forage pour forer le puits de forage. [Revendication 6] Système selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel la réponse de fonction G synthétique identifie une pression de fermeture de fracture, une pression instantanée de fermeture (ISIP), un gradient ISIP, une pression nette de fracture, un temps de fonction G à la fermeture de fracture, une efficacité de fluide à l’intérieur d’une fracture naturelle, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci. [Revendication 7] Système selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel la réponse de fonction G synthétique comprend une indication d’une dérivée de fonction G semilog à l’intérieur de la zone d’intérêt, une indication de pression à l’intérieur de la zone d’intérêt, et une indication d’une dérivée de pression constante à l’intérieur de la zone d’intérêt. [Revendication 8] Système selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel les attributs de porosité secondaire comprennent une pression de fluide, un volume de fluide, une température de fluide, des perméabilités relatives de formation, des relations de pression capillaire de formation, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci. [Revendication 9] Procédé comprenant : le développement d’un ensemble de courbes types représentatives de tests de diagnostic de fracture par injection pour une gamme de combinaisons de caractéristiques de fracture naturelle et de caractéristiques de matrice d’un réservoir en utilisant un modèle de simulation de réservoir ; la mise en correspondance d’un profil représentatif d’un puits d’intérêt généré en utilisant un test de diagnostic de fracture par injection de terrain avec une courbe type appropriée de l’ensemble de courbes types représentatives pour indiquer une nature des caractéristiques de fracture naturelle et des caractéristiques de matrice ; et la formulation d’un plan de forage, d’un plan de complétion, ou des deux pour un puits de forage dans le réservoir en utilisant le profil représentatif du puits d’intérêt. [Revendication 10] Procédé selon la revendication 9, comprenant en outre : [Revendication 11] [Revendication 12] [Revendication 13] [Revendication 14] [Revendication 15] la commande d’un trépan de forage ou d’une opération de fracturation en utilisant le plan de forage, le plan de complétion, ou les deux pour le puits de forage dans le réservoir.Procédé selon la revendication 9, dans lequel la courbe type appropriée comprend une direction de contrainte horizontale maximale et une direction de contrainte horizontale minimale pour une zone d’intérêt du réservoir, et dans lequel le procédé comprend en outre : la commande d’un trépan de forage le long d’un premier azimut de forage qui est parallèle à une direction de contrainte horizontale minimale pour la zone d’intérêt avec une perméabilité de système inférieure à 0,1 millidarcy, ou la commande du trépan de forage le long d’un second azimut de forage qui est parallèle à une direction de contrainte horizontale maximale pour la zone d’intérêt avec une perméabilité de système supérieure à 0,1 millidarcy.Procédé selon la revendication 9, dans lequel la courbe type appropriée comprend une courbe type provenant de l’ensemble de courbes types représentatives qui s’ajustent le mieux à une courbe type de terrain du profil représentatif du puits d’intérêt.Procédé selon l’une quelconque des revendications 9 à 12, dans lequel la formulation du plan de forage, du plan de complétion, ou des deux comprend l’identification d’un statut de tubage approprié du puits de forage, d’une conception de perforation appropriée à l’intérieur du puits de forage, d’ouvertures de maille appropriées d’agent de soutènement, d’une viscosité appropriée du fluide de fracturation, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci.Procédé selon l’une quelconque des revendications 9 à 11, dans lequel la courbe type appropriée identifie une pression de fermeture de fracture, une pression instantanée de fermeture (ISIP), un gradient ISIP, une pression nette de fracture, un temps de fonction G à la fermeture de fracture, une efficacité de fluide à l’intérieur d’une fracture naturelle, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci.Procédé selon l’une quelconque des revendications 9 à 12, dans lequel la formulation du plan de complétion comprend la détermination d’un rapport de conditionnement approprié de fracture naturelle sur fracture hydraulique.
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