RU2591857C1 - System and method for performing operations for stimulation of resources - Google Patents
System and method for performing operations for stimulation of resources Download PDFInfo
- Publication number
- RU2591857C1 RU2591857C1 RU2015109728/03A RU2015109728A RU2591857C1 RU 2591857 C1 RU2591857 C1 RU 2591857C1 RU 2015109728/03 A RU2015109728/03 A RU 2015109728/03A RU 2015109728 A RU2015109728 A RU 2015109728A RU 2591857 C1 RU2591857 C1 RU 2591857C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural
- fracture
- fluid
- properties
- fractures
- Prior art date
Links
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title claims abstract description 116
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 115
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 108
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 89
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 43
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 152
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 29
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 26
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 22
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 13
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 7
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 129
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 87
- 238000013439 planning Methods 0.000 description 29
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 23
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 14
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 14
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 13
- 230000007773 growth pattern Effects 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 8
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 8
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 8
- 230000006870 function Effects 0.000 description 7
- 230000012010 growth Effects 0.000 description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 230000004044 response Effects 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 4
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 3
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 3
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 208000003044 Closed Fractures Diseases 0.000 description 1
- 241001415846 Procellariidae Species 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 238000007630 basic procedure Methods 0.000 description 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000013523 data management Methods 0.000 description 1
- 238000002059 diagnostic imaging Methods 0.000 description 1
- 239000002355 dual-layer Substances 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 1
- 210000003127 knee Anatomy 0.000 description 1
- 238000002595 magnetic resonance imaging Methods 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000012384 transportation and delivery Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
- G06F30/28—Design optimisation, verification or simulation using fluid dynamics, e.g. using Navier-Stokes equations or computational fluid dynamics [CFD]
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/26—Storing data down-hole, e.g. in a memory or on a record carrier
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Algebra (AREA)
- Computing Systems (AREA)
- Mathematical Analysis (AREA)
- Mathematical Optimization (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Pure & Applied Mathematics (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Geometry (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND
[0001] Этот раздел предназначен для предоставления справочной информации, позволяющей лучше понять различные технологии, описанные ниже. Как это понятно из заголовка, здесь приводится описание области техники, к которой относится изобретение. Тот факт, что эта область техники имеет отношение к изобретению, ни в коей мере не означает, что она является известным уровнем техники. Эта имеющая отношение к изобретению область техники может быть или не быть известным уровнем техники. Таким образом, следует понимать, что положения данного раздела следует рассматривать в этом свете, и Заявитель никоим образом не признает такое положение, равно как и не соглашается с таким положением, при котором любая приведенная ссылка является известным уровнем техники или аналогичным уровнем техники.[0001] This section is intended to provide reference information to better understand the various technologies described below. As is clear from the title, a description is given of the technical field to which the invention relates. The fact that this technical field is related to the invention does not in any way mean that it is a prior art. This technical field may or may not be the state of the art. Therefore, it should be understood that the provisions of this section should be considered in this light, and the Applicant in no way acknowledges such a provision, nor does it agree with such a provision in which any reference cited is prior art or similar prior art.
[0002] Для облегчения извлечения углеводородов из нефтяных и газовых скважин, подземные формации, окружающие эти скважины, могут быть подвергнуты гидравлическому разрыву. Гидравлический разрыв стал ценным методом создания трещин в подземных формациях, которые позволяют углеводородам продвигаться по направлению к скважине. Гидроразрывы могут простираться от скважины на десятки метров в двух противоположных направлениях, в соответствии с природными напряжениями формации. В некоторых случаях они могут формировать сложную сеть трещин. Сложные сети трещин могут содержать искусственно созданные гидравлические разрывы и природные трещины, которые могут пересекаться или не пересекаться по множеству азимутов, по множеству горизонтов и направлений и по множеству областей.[0002] To facilitate the recovery of hydrocarbons from oil and gas wells, subterranean formations surrounding these wells may be subjected to hydraulic fracturing. Hydraulic fracturing has become a valuable method for creating fractures in subterranean formations that allow hydrocarbons to move toward the well. Hydraulic fractures can extend from the well tens of meters in two opposite directions, in accordance with the natural stresses of the formation. In some cases, they can form a complex network of cracks. Complex fracture networks may contain artificially created hydraulic fractures and natural fractures that may or may not intersect in a variety of azimuths, in a variety of horizons and directions, and in a variety of areas.
[0003] Формация разрывается при помощи введения в формацию специально разработанной текучей среды (называемой «текучей средой для гидроразрыва» или «пульпой для гидроразрыва») под высоким давлением и при высоком расходе текучей среды через один или более стволов скважины. Нефтедобывающие компании разработали множество разнообразных текучих сред и пропиток на масляной и водной основе для более эффективного создания и поддержания проницаемых и продуктивных разрывов. Составы этих текучих сред очень различны - от простой воды с песком до сложных полимерных веществ с множеством добавок. Каждый тип текучих сред для гидроразрыва имеет уникальные характеристики, и у каждого имеются свои положительные и отрицательные стороны. Для достижения необходимой сложности сети трещин необходимо выборочно изменять определенные качества текучей среды для гидроразрыва, а также характеристики ее нагнетания.[0003] The formation is fractured by introducing into the formation a specially designed fluid (called a “fracturing fluid” or “fracturing pulp”) under high pressure and at a high flow rate of fluid through one or more of the wellbores. Oil companies have developed a wide variety of oil and water based fluids and impregnations to more effectively create and maintain permeable and productive fractures. The composition of these fluids is very different - from plain water with sand to complex polymeric substances with many additives. Each type of fracturing fluid has unique characteristics, and each has its own positive and negative sides. To achieve the required complexity of the fracture network, it is necessary to selectively change certain qualities of the fracturing fluid, as well as its injection characteristics.
[0004] К примеру, высокосложная геометрия сети трещин может создать большую площадь поверхности по сравнению с относительно простыми и прямыми разрывами. Большая площадь поверхности разрыва может увеличить объемы добычи в очень низкопроницаемых формациях. С другой стороны, сложная сеть трещин может содержать извилистые трещины, многократно скручивающиеся и изменяющиеся по направлению разрыва, что может сделать трещины размещенными слишком тесно или создать точки сжатия, затрудняющие продвижение углеводородов или перенос частиц. Для достижения большее высокой производительности растресканных формаций может понадобиться оптимальная геометрия - с целью максимизации как площади поверхности трещин, так и характеристик транспортировки.[0004] For example, highly complex fracture network geometry can create a larger surface area compared to relatively simple and straight fractures. Large fracture surface areas can increase production in very low permeability formations. On the other hand, a complex network of cracks can contain tortuous cracks that twist many times and change in the direction of the gap, which can make the cracks placed too closely or create compression points that impede the movement of hydrocarbons or particle transport. In order to achieve greater high performance of cracked formations, an optimal geometry may be needed to maximize both the surface area of the cracks and the transport characteristics.
[0005] В некоторых случаях для оценки развития гидроразрыва во времени можно численно смоделировать возникновение трещин и их распространение в формации. Традиционные модели гидроразрыва обычно подразумевают двухсторонний тип искусственно создаваемых разрывов. Такие двухсторонние разрывы могут давать недостаточно полное представление о сложной природе искусственно создаваемых разрывов в некоторых нетипичных формациях с уже имеющимися неоднородностями, такими как природные трещины (ПТ). Более того, хотя некоторые из представленных на рынке моделей разрывов позволяют учитывать уже существующие природные разрывы формации, многие из опубликованных моделей слишком упрощены и упускают из виду необходимость строгого и гибкого решения проблемы взаимодействия между искусственно создаваемыми и природными разрывами. Кроме того, в подавляющем большинстве опубликованных моделей явно не принимаются во внимание нагнетательные свойства текучей среды, которые могут включать нагнетательный расход, вязкостные свойства текучей среды, а также концентрацию добавок.[0005] In some cases, to evaluate the development of hydraulic fracturing over time, the occurrence of cracks and their propagation in the formation can be numerically modeled. Traditional fracturing models usually involve a two-way type of artificially created fractures. Such double-sided fractures can provide an incomplete picture of the complex nature of artificially created fractures in some atypical formations with already existing heterogeneities, such as natural fractures (PT). Moreover, although some of the fracture models available on the market allow for taking into account the already existing natural fractures of the formation, many of the published models are too simplified and overlook the need for a rigorous and flexible solution to the problem of the interaction between artificially created and natural fractures. In addition, the vast majority of published models do not explicitly take into account the injection properties of the fluid, which may include the discharge flow rate, the viscosity properties of the fluid, and the concentration of additives.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
[0006] В настоящем документе описываются варианты реализации всевозможных технологий для способа выполнения работ по гидроразрыву возле ствола скважины, пронизывающего подземную формацию. Способ может включать сбор интегрированных данных об области скважины. Интегрированные данные об области скважины могут включать геомеханические, геологические и (или) геофизические свойства подземной формации, а также механические, геомеханические и (или) геометрические свойства природных разрывов этой подземной формации. Способ может включать выполнение моделирования механических свойств геологической среды с использованием интегрированных данных буровой. Способ может включать имитационное моделирование пересечения искусственного гидроразрыва с природной трещиной с использованием моделирования механических свойств геологической среды. Способ может включать определение свойств пересекаемой в этом случае природной трещины. Способ может также включать разработку имитационного плана с использованием моделирования механических свойств геологической среды и свойств соответствующих пересечений разрывов. Этот имитационный план может включать показатели вязкости текучей среды или нагнетательного расхода применяемой текучей среды для гидроразрыва.[0006] This document describes options for implementing all kinds of technologies for a method of performing fracturing operations near a wellbore penetrating an underground formation. The method may include collecting integrated well area data. Integrated data about a well’s area may include geomechanical, geological and (or) geophysical properties of an underground formation, as well as mechanical, geomechanical and (or) geometric properties of natural fractures in this underground formation. The method may include modeling the mechanical properties of the geological environment using integrated drilling data. The method may include simulation of the intersection of artificial fracturing with a natural fracture using the simulation of the mechanical properties of the geological environment. The method may include determining the properties of a natural fracture intersected in this case. The method may also include the development of a simulation plan using modeling the mechanical properties of the geological environment and the properties of the corresponding intersections of the gaps. This simulation plan may include indicators of fluid viscosity or flow rate of the fracturing fluid used.
[0007] В настоящем документе описываются варианты реализации всевозможных технологий для способа выполнения работ по гидроразрыву возле ствола скважины, пронизывающего подземную формацию. Способ может включать сбор интегрированных данных об области скважины. Интегрированные данные буровой могут включать геомеханические, геологические и (или) геофизические свойства подземной формации, а также механические, геомеханические и (или) геометрические свойства природных трещин в этой подземной формации. Способ может включать выполнение моделирования механических свойств геологической среды с использованием интегрированных данных буровой. Способ может включать имитационное моделирование пересечения искусственного гидроразрыва с природной трещиной с использованием моделирования механических свойств геологической среды. Способ может включать определение свойств пересекаемой в этом случае природной трещины. Способ может также включать прогнозирование углеводородной производительности подземной формации с использованием свойств пересечений разрывов.[0007] This document describes options for implementing all kinds of technologies for a method of performing hydraulic fracturing operations near a wellbore penetrating an underground formation. The method may include collecting integrated well area data. Integrated drilling data may include the geomechanical, geological and (or) geophysical properties of the underground formation, as well as the mechanical, geomechanical and (or) geometric properties of natural fractures in this underground formation. The method may include modeling the mechanical properties of the geological environment using integrated drilling data. The method may include simulation of the intersection of artificial fracturing with a natural fracture using the simulation of the mechanical properties of the geological environment. The method may include determining the properties of a natural fracture intersected in this case. The method may also include predicting the hydrocarbon productivity of the subterranean formation using fracture intersection properties.
[0008] В настоящем документе описываются варианты реализации всевозможных технологий для способа выполнения работ по гидроразрыву возле ствола скважины, пронизывающего подземную формацию. Способ может включать сбор интегрированных данных об области скважины. Интегрированные данные об области скважины могут включать геомеханические, геологические и (или) геофизические свойства подземной формации, а также механические, геомеханические и (или) геометрические свойства природных разрывов этой подземной формации. Способ может включать выполнение моделирования механических свойств геологической среды с использованием интегрированных данных буровой. Способ может включать имитационное моделирование пересечения искусственного гидроразрыва с природной трещиной с использованием моделирования механических свойств геологической среды. Способ может включать определение свойств пересекаемой в этом случае природной трещины. Способ может сравнивать свойства пересечений разрывов с микросейсмами в наблюдаемых данных, полученных в результате имитационного моделирования на основе модели механических свойств геологической среды.[0008] This document describes options for implementing all kinds of technologies for a method of performing fracturing operations near a wellbore penetrating an underground formation. The method may include collecting integrated well area data. Integrated data about a well’s area may include geomechanical, geological and (or) geophysical properties of an underground formation, as well as mechanical, geomechanical and (or) geometric properties of natural fractures in this underground formation. The method may include modeling the mechanical properties of the geological environment using integrated drilling data. The method may include simulation of the intersection of artificial fracturing with a natural fracture using the simulation of the mechanical properties of the geological environment. The method may include determining the properties of a natural fracture intersected in this case. The method can compare the properties of intersections of gaps with microseisms in the observed data obtained as a result of simulation based on the model of the mechanical properties of the geological environment.
[0009] В настоящем документе описываются варианты реализации всевозможных технологий для способа выполнения работ по гидроразрыву возле ствола скважины, пронизывающего подземную формацию. Способ может включать сбор интегрированных данных об области скважины. Интегрированные данные об области скважины могут включать геомеханические, геологические и (или) геофизические свойства подземной формации, а также механические, геомеханические и (или) геометрические свойства природных разрывов подземной формации. Способ может включать выполнение моделирования механических свойств геологической среды, с использованием интегрированных данных буровой. Способ может включать имитационное моделирование утечки текучей среды разрыва из создаваемого гидроразрыва в природную трещину с использованием моделирования механических свойств геологической среды. Способ может также включать разработку имитационного плана с использованием моделирования механических свойств геологической среды. Имитационный план может включать показатели вязкости текучей среды или нагнетательного расхода применяемой текучей среды для гидроразрыва. Способ может также включать настройку рабочих параметров имитационного плана, на основании имитационного моделирования оттока текучей среды в пласт с целью оптимизации оттока из искусственно вызванного гидроразрыва в природную трещину.[0009] This document describes options for implementing all kinds of technologies for a method of performing fracturing operations near a wellbore penetrating an underground formation. The method may include collecting integrated well area data. Integrated data about the well area may include geomechanical, geological and (or) geophysical properties of the underground formation, as well as mechanical, geomechanical and (or) geometric properties of natural fractures of the underground formation. The method may include performing modeling of the mechanical properties of the geological environment using integrated drilling data. The method may include simulating the leakage of a fracture fluid from a generated fracture into a natural fracture using simulations of the mechanical properties of the geological environment. The method may also include the development of a simulation plan using modeling the mechanical properties of the geological environment. The simulation plan may include indicators of fluid viscosity or injection flow rate of the fracturing fluid used. The method may also include adjusting the operating parameters of the simulation plan, based on simulation modeling of the outflow of fluid into the reservoir in order to optimize the outflow from artificially induced hydraulic fracturing into a natural fracture.
[0010] Вышеизложенный раздел сущности изобретения приводится для представления ряда понятий, которые описываются ниже в разделе подробного описания сущности изобретения. Настоящее описание сущности изобретения не предназначено ни для обозначения формулы объекта изобретения, ни для использования для ограничения объема заявленного предмета изобретения. Более того, формула объекта изобретения не ограничивается вариантами реализации, исправляющими любые или большую часть недостатков, описанных в любой части данного раскрытия. В самом деле, системы, способы, рабочие процедуры, техники и рабочие процессы, раскрытые в настоящем документе, могут дополнять или заменять собой традиционные способы для обозначения, отделения и (или) обработки различных аспектов данных скважины или других данных, собранных в области недр или другом многомерном пространстве.[0010] The foregoing section of the invention is presented to represent a number of concepts, which are described below in the section of a detailed description of the invention. The present description of the invention is intended neither to indicate the claims of the subject invention, nor to be used to limit the scope of the claimed subject matter. Moreover, the claims of the object of the invention are not limited to implementations that correct any or most of the disadvantages described in any part of this disclosure. In fact, the systems, methods, work procedures, techniques and work processes disclosed herein may supplement or replace traditional methods for designating, separating and / or processing various aspects of well data or other data collected in the subsoil area or another multidimensional space.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
[0011] Реализации всевозможных технологий будут описаны ниже со ссылкой на соответствующие чертежи. Следует понимать, однако, что соответствующие чертежи иллюстрируют различные варианты реализации изобретения, описанные в настоящем документе, и не предназначены для ограничения объема различных технологий, описанных в настоящем документе.[0011] Implementations of various technologies will be described below with reference to the relevant drawings. It should be understood, however, that the respective drawings illustrate various embodiments of the invention described herein and are not intended to limit the scope of the various technologies described herein.
[0012] Фигуры 1A-1D иллюстрируют схематические виды нефтепромысловых работ в области скважины в соответствии с различными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе.[0012] Figures 1A-1D illustrate schematic views of oilfield work in a well region in accordance with various embodiments of the invention described herein.
[0013] Фигуры 2A-2D иллюстрируют схематические виды сборов данных в соответствии с различными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе.[0013] Figures 2A-2D illustrate schematic views of data collections in accordance with various embodiments of the invention described herein.
[0014] Фигура 3A иллюстрирует схематический вид области скважины с разнообразными работами по скважинной стимуляции недр в соответствии с разнообразными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе.[0014] Figure 3A illustrates a schematic view of a well area with various downhole stimulation activities in accordance with the various embodiments of the invention described herein.
[0015] Фигуры 3B-3D иллюстрируют разнообразные трещины области скважины в соответствии с разнообразными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе.[0015] Figures 3B-3D illustrate a variety of fractures in a well region in accordance with the various embodiments described herein.
[0016] Фигура 4A представляет собой блок-схему рабочего процесса в соответствии с различными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе.[0016] Figure 4A is a flowchart of a workflow in accordance with various embodiments of the invention described herein.
[0017] Фигура 4B иллюстрирует схематический вид работ по скважинной стимуляции недр в соответствии с разнообразными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе.[0017] Figure 4B illustrates a schematic view of a borehole stimulation of a subsoil in accordance with various embodiments of the invention described herein.
[0018] Фигуры 5.1-5.4 иллюстрируют увеличение трещиноватости возле ствола скважины во время работ по гидроразрыву в соответствии с разнообразными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе.[0018] Figures 5.1-5.4 illustrate an increase in fracture near a wellbore during hydraulic fracturing in accordance with various embodiments of the invention described herein.
[0019] Фигура 6 иллюстрирует сеть гидроразрыва в соответствии с разнообразными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе.[0019] Figure 6 illustrates a fracturing network in accordance with various embodiments of the invention described herein.
[0020] Фигура 7 иллюстрирует пересечение между искусственно созданными гидроразрывами и природными трещинами в соответствии с разнообразными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе.[0020] Figure 7 illustrates the intersection between artificially generated fractures and natural fractures in accordance with various embodiments of the invention described herein.
[0021] Фигура 8 представляет собой блок-схему имитационного моделирования и выполнения гидроразрыва в соответствии с разнообразными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе.[0021] Figure 8 is a flowchart of simulation and fracturing in accordance with various embodiments of the invention described herein.
[0022] Фигура 9 иллюстрирует компьютерную систему, в которой могут быть реализованы разнообразные технологии и техники, описанные в настоящем документе.[0022] Figure 9 illustrates a computer system in which the various technologies and techniques described herein can be implemented.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
[0023] Описанное ниже относится к конкретным реализациям изобретения. Следует понимать, что изложенное ниже приведено с целью дать возможность специалисту с навыками, обычными для данной области техники, создания и использования любого объекта изобретения, определенного здесь или ниже «формулой изобретения», которую можно найти в любом выданном патенте.[0023] The following describes specific implementations of the invention. It should be understood that the following is intended to enable a person skilled in the art to create and use any aspect of the invention defined here or below by the “claims” found in any patent granted.
[0024] Ниже будут даны детальные описания разных вариантов реализации изобретения, примеры которых проиллюстрированы соответствующими чертежами и фигурами. В последующем подробном описании сущности изобретения изложены многочисленные конкретные детали для обеспечения полного понимания заявляемого изобретения. Однако специалисту в данной области техники с обычными навыками будет очевидно, что заявляемое изобретение может быть реализовано без этих конкретных деталей. В других случаях хорошо известные способы, процедуры, компоненты, схемы и сети детально не описаны, чтобы излишне не загромождать основные аспекты заявляемого изобретения.[0024] Detailed descriptions of various embodiments of the invention will be given below, examples of which are illustrated by the respective drawings and figures. In the following detailed description of the invention, numerous specific details are set forth in order to provide a thorough understanding of the claimed invention. However, it will be apparent to one of ordinary skill in the art that the claimed invention can be practiced without these specific details. In other cases, well-known methods, procedures, components, circuits and networks are not described in detail, so as not to unnecessarily clutter up the main aspects of the claimed invention.
[0025] Также очевидно, что хотя в настоящем документе могут быть использованы термины первый, второй и т.д. для описания разных элементов, эти элементы не должны ограничиваться этими терминами. Такие термины используются для отличия одного элемента от другого. К примеру, первый объект или блок может быть определен как второй объект или блок, и, аналогично, второй объект или блок может быть определен как первый объект или блок, без отступления от объема разных вариантов реализации изобретения, описанных в настоящем документе. Как первый объект или блок, так и второй объект или блок являются, соответственно, объектами или блоками, но не следует рассматривать их как один и тот же объект или блок.[0025] It is also apparent that although the terms first, second, etc. may be used herein. to describe different elements, these elements should not be limited to these terms. Such terms are used to distinguish one element from another. For example, a first object or block may be defined as a second object or block, and, likewise, a second object or block may be defined as a first object or block, without departing from the scope of various embodiments of the invention described herein. Both the first object or block, and the second object or block are, respectively, objects or blocks, but they should not be considered as the same object or block.
[0026] Терминология, используемая в обозначении в настоящем документе, приведена с целью описания конкретных вариантов реализации изобретения, и не предназначена для ограничения заявляемого изобретения. Формы слов единственного числа, используемые в настоящем документе, подразумевают включение также и форм множественного числа, если только контекст однозначно не указывает на иное. Следует также понимать, что термины «и/(или)» используются в настоящем документе для отнесения к любым сочетаниям и включают их в себя с одним или более связанных с ними элементов. Кроме того, следует понимать, что термины «включает», «включающий», «содержит» и/(или) «содержащий» при использовании в данном описании определяют наличие заявленных деталей, частей, блоков, действий, элементов и/(или) компонентов, но не препятствуют присутствию одной или более либо дополнению за счет одной или более других деталей, частей, блоков, действий, элементов, компонентов и/(или) их групп.[0026] The terminology used in the designation herein is provided for the purpose of describing specific embodiments of the invention, and is not intended to limit the claimed invention. The singular word forms used herein are intended to include the plural forms as well, unless the context clearly indicates otherwise. It should also be understood that the terms “and / (or)” are used herein to refer to any combinations and include them with one or more related elements. In addition, it should be understood that the terms "includes", "including", "contains" and / (or) "containing" when used in this description determine the presence of the claimed parts, parts, blocks, actions, elements and / (or) components but do not impede the presence of one or more or complement due to one or more other parts, parts, blocks, actions, elements, components and / (or) their groups.
[0027] В настоящем документе термин «если» следует истолковывать как означающий «когда» или «во время» или «в ответ на определение» или «в ответ на обнаружение», в зависимости от контекста. Аналогично, фразу «если это определено» или «если обнаруживается [определенное состояние или событие]» следует истолковывать как означающую «во время определения» или «в ответ на определение» или «во время обнаружения [определенного состояния или события]» или «в ответ на обнаружение [определенного состояния или события]», в зависимости от контекста.[0027] As used herein, the term “if” should be construed as meaning “when” or “during” or “in response to a determination” or “in response to a discovery”, as the context requires. Likewise, the phrase “if defined” or “if [a specific condition or event] is detected” should be interpreted as meaning “at the time of determination” or “in response to a determination” or “at the time of detection of [a specific condition or event]” or “in response to the detection of a [specific state or event], ”depending on context.
[0028] Различные варианты изобретения, описанные в настоящем документе, относятся к системам и способам выполнения и имитационного моделирования работ по гидроразрыву подземной формации. Такие варианты реализации изобретения будут описаны более детально со ссылкой на Фигуры 1-9.[0028] Various embodiments of the invention described herein relate to systems and methods for performing and simulating fracturing of an underground formation. Such embodiments of the invention will be described in more detail with reference to Figures 1-9.
НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЕ РАБОТЫPETROLEUM WORKS
[0029] Фигуры 1A-1D иллюстрируют различные нефтепромысловые работы, которые могут выполняться на буровой площадке, а Фигуры 2A-2D иллюстрируют разную информацию, которая может быть собрана на буровой площадке. Фигуры 1A-1D иллюстрируют упрощенный, схематический вид, представляющий нефтепромысел или буровую площадку 100, содержащие подземную формацию 102, содержащие, к примеру, пласт-коллектор 104, и иллюстрируют разнообразные нефтепромысловые работы, выполняемые на буровой площадке 100. Фигура 1A иллюстрирует работы по разведке, выполняемые разведывательным инструментом, таким как сейсмостанция 106.1, для измерения свойств подземной формации. Разведывательные работы могут быть операциями по сейсморазведке для создания акустических колебаний. На Фигуре 1A такие акустические колебания, 112 создаваемые источником 110, отражаются от множества неоднородностей 114 в подземной формации 116. Эти акустические колебания 112 могут приниматься датчиками, такими как геофоны-приемники 118, размещенными на земной поверхности, и создающими электрические исходящие сигналы, обозначаемые как получаемые данные 120 на Фигуре 1A.[0029] Figures 1A-1D illustrate various oilfield operations that may be performed at a drilling site, and Figures 2A-2D illustrate various information that may be collected at a drilling site. Figures 1A-1D illustrate a simplified, schematic view representing an oilfield or
[0030] В ответ на принимаемые акустические колебания 112, представленные разными параметрами (такими как амплитуда и/(или) частота) этих акустических колебаний 112, геофоны 118 могут создавать электрические выходные сигналы, содержащие данные о подземной формации. Получаемые данные 120 могут быть поданы как поступающие данные в компьютер 112.1 сейсмостанции 106.1 и, отвечая на входные данные, компьютер 122.1 может создавать выход 124 сейсмических и микросейсмических данных. Выход 124 сейсмических данных может быть записан, передан или, при необходимости, отправлен на дальнейшую обработку, к примеру, для предварительной обработки данных.[0030] In response to the received
[0031] Фигура 1B иллюстрирует работы по бурению, выполняемые буровым инструментом 106.2, подвешенным на буровой вышке 128 и перемещения в подземную формацию 102 для создания ствола скважины 136 или другого канала. Для подачи бурового раствора в буровые инструменты через трубопровод 132 для циркуляции бурового раствора через буровые инструменты вверх по стволу 136 и назад на поверхность может быть использован пласт-коллектор 130 бурового раствора. Буровой раствор может быть отфильтрован и возвращен в пласт-коллектор бурового раствора. Для хранения, управления или фильтрации протекающего бурового раствора может использоваться циркуляционная система. На этой иллюстрации буровой инструмент выдвинут в подземную формацию для достижения пласт-коллектора 104. Каждая скважина может иметь целью один или более пласт-коллекторов. Буровой инструмент может быть приспособлен для измерения свойств скважины с использованием каротажа при бурении. Каротаж при бурении может также быть приспособлен для получения образца 133 керна, как показано на Фигурах 1B и 2B, или быть удаленным так, чтобы керн 133 мог бы быть получен с помощью другого инструмента.[0031] Figure 1B illustrates drilling operations performed by a drilling tool 106.2 suspended on a
[0032] Для сообщения между буровым инструментом 106.2 и наземной станцией может быть использован поверхностный блок 134. Поверхностный блок 134 может сообщаться с буровым инструментом 106.2 для отправки команд буровому инструменту 106.2, и получения от него данных. Поверхностный блок 134 может быть выполнен с компьютерным оборудованием для получения, хранения, обработки и (или) анализа данных по проведению работ. Поверхностный блок 134 может собирать данные, создаваемые во время буровых работ, и создавать выход 135 данных, который может быть сохранен или передан. Компьютерное оборудование, такое как поверхностный блок 134, может размещаться в разных местах возле буровой площадки и (или) удаленного местоположения.[0032] For communication between the drilling tool 106.2 and the ground station, a
[0033] Датчики (S) могут размещаться вблизи месторождения для сбора данных, относящихся к разным работам, описанным выше. Как показано, датчик (S) может быть размещен в одном или нескольких местах в буровом инструменте 106.2, и (или) на тросе для измерения буровых параметров, таких как вес долота, крутящий момент долота, давление, температура, расходы потоков, составы, скорость вращения и (или) другие рабочие параметры. Датчики (S) могут также быть размещены в одном или нескольких местах в системе циркуляции.[0033] Sensors (S) may be located near the field to collect data related to the various activities described above. As shown, the sensor (S) can be placed in one or more places in the drilling tool 106.2, and / or on the cable to measure drilling parameters, such as bit weight, bit torque, pressure, temperature, flow rates, compositions, speed rotation and / or other operating parameters. Sensors (S) can also be located in one or more places in the circulation system.
[0034] Данные, собранные с помощью датчиков, могут быть собраны при помощи поверхностного блока 134 и (или) других источников сбора данных для анализа или другой обработки. Данные, собранные при помощи датчиков, могут быть использованы сами по себе или в сочетании с другими данными. Данные могут быть собраны в одну или более баз данных и (или) переданы удаленно. Все или отдельные части данных могут быть выборочно использованы для анализа и (или) работ по прогнозированию текущего и (или) других стволов скважины. Данные могут быть архивными данными, данными реального времени или их сочетанием. Данные реального времени могут быть использованы в реальном времени или сохранены для использования позднее. Данные также могут сочетаться со архивными данными или другими вводными для дальнейшего анализа. Данные могут быть сохранены в отдельных базах данных или объединены в единую базу данных.[0034] Data collected by sensors can be collected using
[0035] Собранные данные могут быть использованы для проведения исследований, таких как моделирование. К примеру, выход сейсмических данных может быть использован для выполнения геологических, геофизических исследований и (или) инженерного анализа формации. Данные по пласт-коллектору, стволу, поверхности и (или) обработанные данные могут использоваться для выполнения пласт-коллекторных, скважинных, геологических и геофизических или других видов имитационного моделирования. Вывод данных по работам может создаваться датчиками напрямую или после некоторой предварительной обработки или моделирования. Такие выходные данные могут использоваться в качестве входных данных для дальнейших исследований.[0035] The collected data can be used for research, such as modeling. For example, the output of seismic data can be used to perform geological, geophysical surveys and (or) engineering analysis of the formation. Data on the reservoir, borehole, surface and (or) processed data can be used to perform reservoir-reservoir, borehole, geological and geophysical or other types of simulation. The output of work data can be created by sensors directly or after some preliminary processing or modeling. Such output can be used as input for further research.
[0036] Данные могут быть собраны и сохранены в поверхностном блоке 134. Один или более поверхностных блоков 134 могут размещаться на буровой площадке или сообщаться с ней удаленно. Поверхностный блок 134 может быть единичным блоком или сложной сетью блоков, используемых для выполнения функций управления необходимыми данными во время нефтепромысловых работ. Поверхностный блок 134 может быть ручной или автоматической системой. Поверхностный блок 134 может управляться и (или) настраиваться пользователем.[0036] Data may be collected and stored in the
[0037] Поверхностный блок 134 может быть выполнен с передатчиком 137 для создания возможности сообщения между поверхностным блоком 134 и разными частями района текущего месторождения или другим местоположением. Поверхностный блок 134 может также быть выполнен с одним или более контроллеров или функционально с ними соединен для привода механизмов на буровой станции 100. Поверхностный блок 134 может затем посылать управляющие сигналы в область месторождения в ответ на получаемые данные. Поверхностный блок 134 может получать команды через приемо-передатчик или подавать команды на контроллер самостоятельно. Для анализа данных (локально или удаленно), принятия решений и приведения в действие контроллера может быть предусмотрен процессор. Таким образом, работы могут быть выборочно скорректированы на основании собранных данных. На основании этой информации может быть оптимизирована часть работ, такая как управление бурением, нагрузкой на долоте, темпом нагнетания или другими параметрами. Такие корректировки могут быть выполнены автоматически на основании компьютерного протокола и (или) вручную оператором. В некоторых случаях планы бурения могут быть скорректированы для выбора оптимальных рабочих условий, или во избежание проблем.[0037] The
[0038] Фигура 1C иллюстрирует канатные работы, выполняемые при помощи канатного инструмента 106.3, подвешенного к буровой установке 128 и погруженного в ствол 136 на Фигуре 1B. Канатный инструмент 106.3 может быть выполнен с возможностью размещения в стволе 136 для выполнения каротажных работ, выполняемых в скважине тестов и (или) отборе образцов. Канатный инструмент 106.3 может использоваться для реализации другого способа и оборудования для выполнения сейсморазведывательных работ. Канатный инструмент 106.3 с Фигуры 1C может, к примеру, иметь взрывчатый, радиоактивный, электрический или акустический источник 144 энергии, посылающий и (или) принимающий электрические сигналы в окружающей формации 102 и содержащейся в ней текучей среды.[0038] Figure 1C illustrates the cable work performed using a cable tool 106.3 suspended from a
[0039] Канатный инструмент 106.3 может быть оперативно присоединен к, например, геофонам 118 и компьютеру 122.1 сейсмической станции 106.1 с Фигуры 1A. Канатный инструмент 106.3 может также посылать данные в поверхностный блок 134. Поверхностный блок 134 может собирать данные, создаваемые во время канатных работ и создавать вывод данных 135, которые могут быть сохранены или переданы. Канатный инструмент 106.3 может быть размещен на разных глубинах в стволе 136 для проведения разведки или получения другой информации, относящейся к подземной формации.[0039] The cable tool 106.3 can be operatively connected to, for example, geophones 118 and computer 122.1 of the seismic station 106.1 of Figure 1A. The cable tool 106.3 may also send data to the
[0040] Датчики (S) могут размещаться вблизи месторождения 100 для сбора данных, относящихся к разным работам, описанным выше. Как показано, датчик (S), размещается в канатном инструменте 106.3 для измерения скважинных параметров, к которым относится, к примеру, пористость, проницаемость, состав текучей среды и (или) другие рабочие параметры.[0040] Sensors (S) may be located close to
[0041] Фигура 1D иллюстрирует промысловые разведывательные работы, выполняемые при помощи эксплуатационного инструмента 106.4, помещенного из эксплуатационного блока или устьевой арматуры 129 в завершенный скважинный ствол 136 с Фигуры 1C для извлечения текучей среды из скважинных пласт-коллекторов в оборудование 142 на поверхности. Текучая среда течет из пласт-коллектора 104 через перфорацию в обсадке (не показана) в эксплуатационный инструмент 106.4 в стволе 136, а затем в поверхностное оборудование 142 через собирательную сеть 146.[0041] Figure 1D illustrates field exploration performed using production tool 106.4, placed from a production unit or
[0042] Датчики (S) могут размещаться вблизи месторождения для сбора данных, относящихся к разным работам, описанным выше. Как показано, датчик (S) может размещаться в эксплуатационном инструменте 106.4 или в сопутствующем оборудовании, таком как устьевая арматура 129, собирательная сеть, поверхностное оборудование и (или) эксплуатационное оборудование для измерения жидкостных параметров, таких как состав текучей среды, ее расход, давление, температура и (или) другие рабочие параметры.[0042] Sensors (S) may be located near the field to collect data related to the various activities described above. As shown, the sensor (S) can be located in an operational tool 106.4 or in related equipment, such as
[0043] Хотя показаны только упрощенные конфигурации буровой площадки, очевидно, что месторождение или буровая площадка 100 может занимать часть суши, моря и (или) участков на воде, содержащих одну или несколько буровых площадок. Эксплуатация может также включать нагнетательные скважины (не показаны) для дополнительного извлечения или для хранения, к примеру, углеводородов, двуокиси углерода или воды. Один или несколько единиц оборудования для сбора может быть оперативно присоединено к одной или нескольким буровым площадкам для выборочного сбора скважинных текучих сред с буровой(ых) площадки(ок).[0043] Although only simplified configurations of the well site are shown, it is obvious that the field or well 100 may occupy part of the land, sea, and / or water sections containing one or more well sites. Production may also include injection wells (not shown) for additional recovery or for storage, for example, of hydrocarbons, carbon dioxide or water. One or more pieces of collection equipment can be operatively connected to one or more drilling sites for selectively collecting downhole fluids from the drilling site (s).
[0044] Очевидно, что Фигуры 1B-1D иллюстрирует инструменты, которые могут использоваться для измерения свойств не только месторождения, но и не относящихся к нефтепромысловым работам объектов, таких как шахты, законтурные части, хранилища и другое подземное оборудование. Кроме того, хотя проиллюстрированы конкретные инструменты для сбора данных, очевидно, что могут использоваться различные измерительные инструменты (к примеру, канатные, измерения при бурении (ИПБ), каротаж при бурении (КПБ), отбор кернов и т.д.), способные вести регистрацию параметров, таких как сейсмическое полное время двойного пробега, плотность, удельное сопротивление, производительность и т.д., подземной формации и (или) геологических формаций. Вдоль ствола и (или) инструмента наблюдения могут быть размещены различные датчики (S) для сбора и (или) мониторинга необходимых данных. Также могут применяться другие источники данных из удаленных местоположений.[0044] It is obvious that Figures 1B-1D illustrate instruments that can be used to measure the properties of not only the field, but also non-oilfield objects, such as mines, margins, storage facilities, and other underground equipment. In addition, although specific tools for data collection are illustrated, it is obvious that various measuring tools (e.g. wireline, drilling measurements (IPB), logging while drilling (CPB), coring, etc.) can be used that can lead registration of parameters, such as seismic total double run time, density, resistivity, productivity, etc., of the underground formation and (or) geological formations. Various sensors (S) can be placed along the barrel and (or) the monitoring tool to collect and (or) monitor the necessary data. Other data sources from remote locations may also be used.
[0045] Конфигурация месторождения с Фигур 1A-1D иллюстрирует примеры буровой площадки 100 и разных работ, используемых с техниками, описанными в настоящем документе. Месторождение может располагаться частью или целиком на суше, воде и (или) море. Также, хотя проиллюстрировано единичное месторождение, измеренное в единственном месте, разработка месторождений может использоваться в любом сочетании одного или более месторождений, одной или более единиц обрабатывающего оборудования и одной или более буровых площадок.[0045] The field configuration of Figures 1A-1D illustrates examples of a
[0046] Фигуры 2A-2D представляют собой графические иллюстрации данных, собранных при помощи инструментов с Фигур 1A-1D соответственно. Фигура 2A иллюстрирует сейсмо-трассу 202 подземной формации с Фигуры 1A, полученную при помощи сейсмостанции 106.1. Сейсмо-трасса 202 может быть использована для обеспечения данных, таких как период времени отраженного сигнала. Фигура 2B иллюстрирует образец 133 керна, полученный при помощи буровых инструментов 106.2. Образец керна может быть использован для обеспечения данных, таких как график плотности, пористости, проницаемости или других физических свойств образца керна по длине керна. Тесты плотности и вязкости могут быть выполнены на текучей среде в керне при разных давлениях и температурах. Фигура 2A иллюстрирует каротажную диаграмму 204 подземной формации с Фигуры 1C, полученную при помощи канатного инструмента 106.3. Каротажная диаграмма 204 может обеспечить измерения удельного сопротивления или других параметров формации на разных глубинах. Фигура 2D иллюстрирует кривую или график 206 падения производительности текучей среды, поступающей через подземную формацию с Фигуры 1D, измеренной на поверхностном оборудовании 142. Кривая падения производительности может отражать текущий дебит Q как функцию времени t.[0046] Figures 2A-2D are graphical illustrations of data collected using the tools of Figures 1A-1D, respectively. Figure 2A illustrates the
[0047] Соответствующие графики с Фигур 2A, 2C и 2D иллюстрируют примеры статических измерений, которые могут отражать или приводить информацию о физических характеристиках формации и содержащегося в ней пласт-коллектора. Эти измерения могут быть проанализированы для определения свойств формации(ий), для определения точности измерений и (или) проверки на наличие ошибок. Диаграммы каждого из соответствующих измерений могут быть выровнены и отмасштабированы для сравнения и верификации свойств.[0047] The corresponding graphs of Figures 2A, 2C and 2D illustrate examples of static measurements that can reflect or provide information about the physical characteristics of the formation and the reservoir therein. These measurements can be analyzed to determine the properties of the formation (s), to determine the accuracy of measurements and (or) check for errors. The diagrams of each of the corresponding measurements can be aligned and scaled for comparison and verification of properties.
[0048] Фигура 2D иллюстрирует пример динамических измерений свойств текучей среды по стволу. По мере того, как текучая среда течет через ствол, производят измерения свойств текучей среды, такие как ее расход, давления, состав и т.д. Как это описано ниже, статические и динамические измерения могут быть проанализированы и использованы для создания моделей подземной формации для определения ее характеристик. Аналогичные измерения могут быть также использованы для измерения изменения аспектов в формации во времени.[0048] Figure 2D illustrates an example of dynamic measurements of fluid properties along a bore. As the fluid flows through the barrel, measurements are made of the properties of the fluid, such as its flow rate, pressure, composition, etc. As described below, static and dynamic measurements can be analyzed and used to create models of the underground formation to determine its characteristics. Similar measurements can also be used to measure changes in aspects in a formation over time.
РАБОТЫ ПО СТИМУЛЯЦИИSTIMULATION WORKS
[0049] Фигура 3A иллюстрирует работы по стимуляции, выполняемые на буровой площадке 300.1 и 300.2. Буровая площадка 300.1 содержит буровую установку 308.1, содержащую вертикальный ствол 336.1, проходящий сквозь формацию 302.1 Буровая площадка 300.2 содержит буровую установку 308.2, содержащую вертикальный ствол 336.2 и буровую установку 308.3, содержащую ствол 336.3, проходящий под ней в подземную формацию 302.2. Хотя буровая площадка 300.1 и 300.2 проиллюстрированы как имеющие конкретные конфигурации буровых установок со стволами, очевидно, что одна или несколько установок с одним или более стволов могут размещаться на одной или нескольких буровых площадках.[0049] Figure 3A illustrates the stimulation work performed at well site 300.1 and 300.2. The drilling platform 300.1 comprises a drilling rig 308.1 containing a vertical shaft 336.1 extending through the formation 302.1. The drilling platform 300.2 contains a drilling rig 308.2 containing a vertical trunk 336.2 and a drilling rig 308.3 containing a trunk 336.3 extending beneath it into the underground formation 302.2. Although the drilling site 300.1 and 300.2 are illustrated as having specific configurations of drilling rigs with trunks, it is obvious that one or more rigs with one or more trunks can be located on one or more drilling sites.
[0050] Ствол 336.1 выходит из буровой установки 308.1, проходя через нетипичные пласт-коллекторы 304.1-304.3. Стволы 336.2 и 336.3 выходят из буровой установки 308.2 и 308.3 соответственно в нетипичный пласт-коллектор 304.4. Как проиллюстрировано, нетипичные пласт-коллекторы 304.1-304.3 являются газонасыщенным коллектором, а нетипичный пласт-коллектор 304.4 является сланцевым пласт-коллектором. В данной формации могут быть представлены один или более нетипичных пласт-коллекторов (к примеру, такие как газонасыщенные, сланцевые, карбонатные, угольные, тяжелонефтяные и др.) и (или) типичные пласт-коллекторы.[0050] The trunk 336.1 exits drilling rig 308.1, passing through atypical reservoir reservoirs 304.1-304.3. Trunks 336.2 and 336.3 exit drilling rig 308.2 and 308.3, respectively, into an atypical reservoir reservoir 304.4. As illustrated, atypical reservoirs 304.1-304.3 are gas saturated reservoirs and atypical reservoirs 304.4 are shale reservoirs. One or more atypical reservoir reservoirs (for example, gas saturated, shale, carbonate, coal, heavy oil, etc.) and (or) typical reservoir reservoirs can be represented in this formation.
[0051] Работы по стимуляции на Фигуре 3A могут быть выполнены по отдельности или в сочетании с другими нефтепромысловыми работами, такими как нефтепромысловые работы на Фигурах 1A и 1D. К примеру, скважины 336.1-336.3 могут быть измерены, пробурены, проверены и выполнены, как проиллюстрировано на Фигурах 1A-1D. Работы по стимуляции, выполняемые на буровых площадках 300.1 и 300.2, могут предполагать, например, перфорацию, разрыв, нагнетание и т.п. Работы по стимуляции могут выполняться в сочетании с другими нефтепромысловыми работами, такими как заканчивающие и эксплуатационные работы (см. к примеру, Фигуру 1D). Как проиллюстрировано на Фигуре 3A, стволы 336.1 и 336.2 завершены и созданы с перфорацией 338.1-338.5 для облегчения эксплуатации.[0051] The stimulation work in Figure 3A can be performed individually or in combination with other oilfield work, such as the oilfield work in Figures 1A and 1D. For example, wells 336.1-336.3 can be measured, drilled, tested, and performed as illustrated in Figures 1A-1D. Stimulation work carried out at drilling sites 300.1 and 300.2 may involve, for example, perforation, rupture, injection, etc. Stimulation work can be performed in combination with other oilfield work, such as completion and production work (see, for example, Figure 1D). As illustrated in Figure 3A, the shafts 336.1 and 336.2 are completed and constructed with perforations 338.1-338.5 to facilitate operation.
[0052] Скважинный инструмент 306.1 размещают в вертикальном стволе 336.1 поблизости от газонасыщенного песчаного пласт-коллектора 304.1 для выполнения скважинных измерений. Пакеры 307 размещают в стволе 336.1 для изоляции его части, непосредственно приближенной к перфорации 338.2. Как только возле скважины будут созданы перфорации, текучая среда может нагнетаться через перфорацию в формации для создания и (или) расширения в ней разрывов для стимулирования продуктивности пласт-коллектора.[0052] The downhole tool 306.1 is placed in a vertical wellbore 336.1 in the vicinity of the gas-saturated sand reservoir 304.1 to perform downhole measurements.
[0053] Пласт-коллектор 304.4 формации 302.2, был перфорирован, а пакеры 307 были размещены так, чтобы изолировать ствол 336.2 возле перфорации 338.3-338.5. Как показано в горизонтальном стволе 336.2, пакеры 307 были размещены на этапе St1 и St2 в стволе. Как было также проиллюстрировано, ствол 304.3 может быть периферийной (опытной) скважиной, проходящей через формацию 302.2 для достижения пласт-коллектора 304.4. Один или более стволов могут быть размещены на одной или нескольких буровых площадках. При необходимости может быть размещено множество стволов.[0053] The reservoir 304.4 of formation 302.2 was perforated, and the
[0054] Разрывы могут быть продолжены в различные пласт-коллекторы 304.1-304.4 для облегчения добычи из них текучих сред. Примеры разрывов, которые могут быть сформированы, схематически проиллюстрированы на Фигурах 3B-3D возле ствола 304. Как проиллюстрировано на Фигурах 3B-3C, механические неоднородности 340, такие как природные трещины, поверхности напластования, разломы и плоскости ослабления, распространяются далее в слои формации. Природные трещины, как описано в настоящем документе, относятся к плоским неоднородностям формации, имеющей свойства, отличающиеся от тех, что окружают формацию. Вокруг ствола 304 может быть сформирована перфорация (или перфорационные кластеры) 342, а через эту перфорацию 342 могут нагнетаться текучие среды 344 и (или) текучие среды, смешанные с пропантом 346. Как показано на Фигурах 3B-3C, гидроразрыв может выполняться при помощи нагнетания через перфорацию 342, создавая тем самым трещины вдоль плоскости наибольшего напряжения σhmax и открывая и продолжая природные трещины.[0054] The fractures may be extended to various reservoir reservoirs 304.1-304.4 to facilitate the production of fluids from them. Examples of fractures that can be formed are schematically illustrated in Figures 3B-3D near the
[0055] На поверхности рабочей площадки, проиллюстрированной на Фигуре 3B, около устья 308.4 скважины размещается нагнетательная система 329 для пропускания внутрь текучих сред 344 и (или) текучих сред, смешанных с пропантом 346 через трубопровод 315.[0055] On the surface of the working platform illustrated in Figure 3B, near the wellhead 308.4, an
[0056] Нагнетательная система 329 проиллюстрирована как управляемая оператором 327 для записи системных и операционных данных и (или) выполнения обслуживания в соответствии с предписанным планом обслуживания. Нагнетательная система 329 нагнетает текучую среду 344 с поверхности в ствол скважины 304 во время нефтепромысловых работ.[0056] The
[0057] Один пример исполнения: нагнетательная система 329 может содержать несколько цистерн с водой 331, питающих водой блок гидратации геля 333. Блок гидратации геля 333 смешивает воду из цистерн 331 с гелевым агентом для создания геля. Затем гель подается в смеситель 335, где смешивается с пропантом из блока передачи пропанта 337 для создания текучей среды для гидроразрыва 344. Гелевый агент может быть использован для увеличения вязкости текучей среды для гидроразрыва и создания возможности суспензирования пропанта в текучей среде для гидроразрыва. Он также может работать в качестве уменьшающего трение агента для создания возможности высоких нагнетательных расходов с меньшими потерями на трении. Блок гидратации геля 333 может смешивать дополнительные жидкостные добавки с водой для создания текучей среды разрыва 344 с конкретными свойствами.[0057] One embodiment:
[0058] Затем текучую среду разрыва 344 прокачивают из смесителя 135 в станции обработки 320 с помощью поршневых насосов, как показано сплошными линиями 343. Каждая станция обработки 320 получает текучую среду разрыва при низком давлении и выпускает ее в общий коллектор 339 (иногда называемый снарядным прицепом или снарядом) при высоком давлении, как показано пунктирными линиями 341. Снаряд 339 затем направляет текучую среду разрыва из станций обработки 320 в скважину 304, как показано сплошной линией 315. Для поддержки подачи текучей среды разрыва с необходимым расходом могут использоваться одна или несколько станций обработки 320.[0058] Then, the
[0059] Каждая станция 320 обработки может нормально работать при любом расходе, таком как максимальный скважинный дебит. Управление станциями 320 обработки при их эксплуатационной мощности может допустить сбой одной из них и продолжение работы при более высокой скорости для работы в отсутствие вышедшего из строя насоса. Как показано, для направления всей нагнетательной системы 329 во время гидроразрывных работ может быть использована компьютеризированная управляющая система 345.[0059] Each
[0060] Фигура 3D иллюстрирует другой вид работ по гидроразрыву возле скважины 304. Здесь видно созданные разрывы 348, радиально расходящиеся от ствола 304. Созданные разрывы могут быть использованы для достижения группы 351 микросейсмических событий (показанных схематически в виде точек) возле ствола скважины 304. Работы по гидроразрыву могут быть использованы в качестве части работ по стимуляции для обеспечения возможности облегчения движения углеводородов в скважине 304 для ее эксплуатации.[0060] Figure 3D illustrates another type of fracturing activity near well 304. Here you can see the created
[0061] Возвращаясь к Фигуре 3A, датчики (S) могут быть размещены возле месторождения для сбора данных, относящихся к различным работам, как описано выше. Некоторые датчики, такие как геофоны, могут быть размещены возле формации во время гидроразрыва для измерения микросейсмических волн и выполнения микросейсмического картирования. Данные, собранные датчиками, могут быть собраны при помощи поверхностного блока 334 и (или) других источников собранных данных для анализа и другой обработки, как описано выше (см. к примеру, поверхностный блок 134). Как показано, поверхностный блок 334 присоединен к сети 352 и другим компьютерам 354.[0061] Returning to Figure 3A, sensors (S) can be placed near the field to collect data related to various activities, as described above. Some sensors, such as geophones, can be placed near the formation during fracturing to measure microseismic waves and perform microseismic mapping. Data collected by sensors can be collected using
[0062] Стимуляционный инструмент 350 может быть выполнен как часть поверхностного блока 334 или другой части буровой площадки для выполнения работ по стимуляции. К примеру, информация, создаваемая во время одной или более работ по стимуляции, может быть использована в планировании бурения для одной или нескольких скважин, одной или нескольких буровых площадок и (или) для одного или нескольких месторождений. Стимуляционный инструмент 350 может быть оперативно присоединен к одной или нескольким буровым вышкам и (или) буровым площадкам, и использоваться для получения данных, обработки данных, посылания управляющих сигналов и т.д., как будет описано ниже. Стимуляционный инструмент 350 может содержать блок 363 описания пласт-коллектора для создания модели механических свойств геологической среды (ММСГС), блок 365 планирования стимуляции для создания планов стимуляции, оптимизатор 367 для оптимизации планов стимуляции, блок 369 реального времени для оптимизации в реальном времени оптимизированного плана стимуляции, управляющий блок 368 для избирательной корректировки работ по стимуляции, основанных на оптимизированном в реальном времени плане стимуляции, обновитель 370 для обновления модели геолого-физических характеристик пласт-коллектора, основанной на оптимизированном в реальном времени плане стимуляции и данных ретроспективной оценки, и калибратор 372 для калибровки оптимизированного плана стимуляции, как будет описано ниже. Блок 365 планирования стимуляции может содержать инструмент 381 изменения стадий для выполнения изменения стадий, инструмент 383 изменения процедуры стимуляции для выполнения изменений в процедуре стимуляции, инструмент 385 прогнозирования производительности для прогнозирования производительности, и инструмент 387 планирования бурения для создания планов бурения.[0062] The
[0063] Данные буровой площадки, используемые в работах по стимуляции, могут разниться: от, к примеру, образцов кернов для петрофизической интерпретации, основанной на каротажных диаграммах, до трехмерных сейсмических данных (см. к примеру, Фигуры 2A-2D). Изменения в процедуре стимуляции могут потребовать привлечения, к примеру, нефтепромышленных петротехнических специалистов для объединения ручных процессов по сопоставлению разных частей информации. Интеграция информации может предполагать ручные манипуляции разъединенных рабочих процессов и выходов, таких как определение границ зон пласт-коллекторов, идентификация требуемых зон заканчивания, оценки ожидаемого роста гидроразрыва для заданной конфигурации оборудования заканчивания, решения о том, где и когда разместить следующую скважину или множественные скважины для лучшей стимуляции формации, и другие. Эти изменения процедуры стимуляции могут также предполагать полуавтоматическую или автоматическую интеграцию, обратную связь и управление для облегчения работ по стимуляции.[0063] The data of the well site used in stimulation works can vary: from, for example, core samples for a petrophysical interpretation based on logs to three-dimensional seismic data (see, for example, Figures 2A-2D). Changes in the stimulation procedure may require the involvement, for example, of petroleum petro-technical specialists to combine manual processes for comparing different pieces of information. Integration of information may involve manual manipulation of disconnected work processes and outputs, such as determining the boundaries of reservoir zones, identifying the required completion zones, assessing the expected fracture growth for a given configuration of completion equipment, deciding where and when to place the next well or multiple wells for better stimulation of the formation, and others. These changes to the stimulation procedure may also include semi-automatic or automatic integration, feedback, and control to facilitate stimulation work.
[0064] Работы по стимуляции для традиционных и нетрадиционных пласт-коллекторов могут быть выполнены на основании знания пласт-коллектора. Определение характеристик пласт-коллектора может быть использовано, например, в планировании бурения, определении оптимальных целевых зон для перфорации и стратиграфии, изменении множества скважин (к примеру, интервала между ними и ориентации) и геомеханических моделей. Изменения в процедуре стимуляции могут быть оптимизированы на основании итогового прогнозирования продуктивности. Эти изменения в процедуре стимуляции могут привлекать к использованию интегрированный резервуароцентричный рабочий процесс, включающий изменение, в реальном времени (РВ) и после обработки, компонентов оценки. Заканчивание скважин и изменение процедуры стимуляции могут быть выполнены при использовании многопрофильной скважины и данных пласт-коллектора.[0064] Stimulation work for traditional and unconventional reservoirs may be performed based on knowledge of the reservoir. Determining the characteristics of the reservoir can be used, for example, in drilling planning, determining the optimal target zones for perforation and stratigraphy, changing many wells (for example, the interval between them and orientation) and geomechanical models. Changes in the stimulation procedure can be optimized based on the final prediction of productivity. These changes in the stimulation procedure may involve the use of an integrated reservoir-centric workflow, including the change, in real time (RV) and after processing, of the evaluation components. Well completions and changes in stimulation procedures can be performed using a multidisciplinary well and reservoir data.
[0065] Фигура 4A представляет собой схематическую блок-схему 400, иллюстрирующую работы по стимуляции, такие как иллюстрированные на Фигуре 3A. Блок-схема 400 представляет собой итерационный процесс, использующий интегрированную информацию и анализ для изменения, применения и обновления процедуры работ по стимуляции. Способ использует оценку предварительной обработки/предварительной стимуляции 445, планирование стимуляции 447, оптимизацию обработки в реальном времени 451 и обновление исполнения/модели 453. Часть или вся блок-схема 400 может быть итерирована для подстройки операций по стимуляции и (или) выполнения дополнительных операций стимуляции в имеющихся или дополнительных скважинах.[0065] Figure 4A is a
[0066] Оценка 445 предварительной стимуляции включает в себя определение 460 характеристик пласт-коллектора и создание 462 трехмерной модели механических свойств геологической среды (ММСГС). Определение 460 характеристик пласт-коллектора может быть создано при помощи интегрирования информации, такой как информация, собранная на Фигурах 1A-1D, для создания модели с использованием объединенного сочетания информации архивно-независимых технологических режимов или направлений работ (к примеру, петрофизики, геологии, геомеханики и геофизики, а также результатов предыдущей гидроразрывной обработки формации). Такое определение 460 характеристик пласт-коллектора может быть создано с использованием техник интегрированного статического моделирования для создания ММСГС 462, как описано, например, в заявке на патент US 2009/0187391 и 2011/060572, которые включены в данный документ в полном объеме посредством ссылки. В качестве примера, для выполнения оценки 445 предварительной обработки может быть использовано программное обеспечение, такое как представленные на рынке пакеты PETREL™, VISAGE™, TECHLOG™ и GEOFRAME™ от фирмы SCHLUMBERGER™.[0066]
[0067] При описании 460 характеристик пласт-коллектора может использоваться сбор информации разного рода, такой как данные, связанные с подземной формацией, а также разработка одной или более моделей пласт-коллектора. Собранная информация может содержать, например, зону пласт-коллектора (продуктивную), геомеханические (напряжения, эластичности и подобные) зоны, геометрическое (ориентацию разломов и их размер) распределение механических неоднородностей (природных разломов) в формации, и собственно механические (проницаемость, связанность, напряженность, плотность трещин, предел прочности и подобные) неоднородности. Описание 460 характеристик пласт-коллектора может быть выполнено так, что информация, касающаяся работ по стимуляции, включена в оценку предварительной стимуляции. Создание 462 ММСГС может стимулировать подземную формацию, находящуюся в разработке (к примеру, создавая цифровое представление состояния напряжений и механических свойств формации для заданного стратиграфического разреза месторождения или залежи).[0067] In describing the 460 characteristics of the reservoir, various types of information can be used, such as data associated with the underground formation, as well as the development of one or more reservoir models. The information collected may contain, for example, a reservoir zone (productive), geomechanical (stresses, elasticities and the like) zones, geometric (orientation of faults and their size) distribution of mechanical heterogeneities (natural faults) in the formation, and mechanical proper (permeability, cohesion , tension, crack density, tensile strength and the like) heterogeneity. A description of the 460 characteristics of the reservoir can be made so that information regarding stimulation activities is included in the preliminary stimulation assessment. Creation of a 462 MSMSS can stimulate an underground formation under development (for example, creating a digital representation of the state of stresses and mechanical properties of a formation for a given stratigraphic section of a field or reservoir).
[0068] Для создания 462 ММСГС может быть применено традиционное геомеханическое моделирование. Примеры техник ММСГС описаны в заявке на патент US No. 2009/0187391, которая включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки. ММСГС 462 может быть создана при помощи информации, собранной с использованием, например, нефтепромысловых работ на Фигурах 1A-1D, 2A-2D и 3A-3D. Например, трехмерная ММСГС может учитывать разнообразные данные о пласт-коллекторе, собранные ранее, включая сейсмические данные, собранные во время ранней разведки формации, и данные каротажа, собранные при бурении одной или более разведывательных скважин перед эксплуатацией (см. к примеру, Фигуры 1A-1D). ММСГС 462 может быть использована для обеспечения, например, геомеханической информации для разнообразных нефтепромысловых работ, такие как выбор точки обсадки, оптимизация количества обсадочных колонн, бурение стабильных стволов, изменение заканчивания, выполнение работ по гидроразрывной стимуляции и т.д.[0068] To create 462 MSMSS can be applied to the traditional geomechanical modeling. Examples of MSMSS techniques are described in US Patent Application No. 2009/0187391, which is incorporated herein in full by reference.
[0069] Созданная ММСГС 462 может использоваться в качестве ввода при выполнении планирования 447 стимуляции. Для определения потенциально выгодных для разбуривания участков может быть построена трехмерная ММСГС. В одном варианте реализации изобретения в случае, если формация практически однородна и практически не содержит больших природных разломов и (или) высоконапряженных экранов, можно предположить, что заданный объем текучей среды разрыва, нагнетаемой с заданным расходом в заданный период времени, будет создавать практически одинаковую сеть трещин в формации. В другом варианте реализации изобретения в случае, если формация содержит сложную сеть механических неоднородностей и (или) высоконапряженных экранов, необходимая стимулированная область, объем и (или) форма объема может быть достигнута при помощи настройки по меньшей мере одного из таких параметров, как вязкость текучей среды, нагнетательный расход и добавки для снижения водоотдачи с целью оптимизации поведения перехода между создаваемыми разрывами и неоднородностями, уже имеющимися в формации. Сейсмические данные 202, такие как показанные на Фигурах 1A и 2A, могут предоставить полезную информацию при анализе свойств трещин формации.[0069] Created by the
[0070] Планирование 447 работ по стимуляции могут использовать планирование 465 бурения, изменение стадий 466, изменения в процедуре 468 стимуляции и прогнозирование 470 производительности. В частности, ММСГС 462 может быть вводом для планирования 465 бурения и (или) изменения 466 стадий и изменения в процедуре 468 стимуляции. Некоторые варианты реализации изобретения могут включать полуавтоматические способы распознания, например, интервалов между скважинами и их ориентацию, изменение многоэтапной перфорации и изменение процедуры гидроразрыва. Что касается широкого изменения характеристик углеводородных пласт-коллекторов, некоторые варианты реализации изобретения могут использовать способы для целевых сред пласт-коллекторов, таких как, не ограничиваясь ими, газонасыщенные пласты-коллекторы, песчаниковые пласт-коллекторы, природно-растресканные сланцевые пласт-коллекторы или другие нетипичные пласт-коллекторы.[0070]
[0071] Планирование 447 работ по стимуляции может использовать полуавтоматический способ, используемый для опознания потенциально выгодных для разбуривания участков разделением подземной формации на множество дискретных интервалов, описанием характеристик каждого интервала на основании информации, такой как геофизические свойства формации и ее близость к природным трещинам, затем перегруппировкой множества интервалов в одно или множество разбуриваемых участков с получением каждым участком скважины или ветви скважины. Могут быть определены промежуток и ориентация множества скважин, и использоваться для оптимизации продуктивности пласт-коллектора. Характеристики каждой скважины могут быть проанализированы для планирования стадий и планирования процедуры стимуляции. В некоторых случаях может привлекаться консультант по заканчиванию, к примеру, для анализа вертикальных или субвертикальных скважин в газонасыщенных песчаниках, с последующим обратным уточнением рабочего процесса.[0071]
[0072] Планирование 465 бурения может быть выполнено для изменения нефтепромысловых работ перед выполнением собственно самих работ на буровой площадке. Планирование 465 бурения может быть использовано для определения, например, оборудования и рабочих параметров для выполнения нефтепромысловых работ. Некоторые такие рабочие параметры могут включать, например, места перфорации, нагнетательный расход, рабочее давление, стимуляционные текучие среды и другие параметры, используемые в стимуляции. В изменении плана бурения может быть использована информация, собранная из различных источников, таких как архивные данные, известные данные и нефтепромысловые измерения (к примеру, такие как полученные на Фигурах 1A-1D). В некоторых случаях для анализа данных, используемых в создании плана бурения, может быть использовано моделирование. План бурения, созданный при планировании стимуляции, может принимать на вход данные изменений 466 стадий, изменений в процедуре 468 стимуляции и прогнозирования 470 продуктивности так, что в плане бурения оценивается информация, относящаяся к стимуляции и (или) влияющая на нее.[0072]
[0073] В качестве ввода в изменение стадий 466 может также быть использовано планирование 465 бурения и (или) ММСГС 462. Данные пласт-коллектора и другие данные могут быть использованы для изменения 466 стадий для определения некоторых рабочих параметров для стимуляции. Например, изменение 466 стадий может использовать определение границ в скважине для выполнения работ по стимуляции, как будет описано ниже. Примеры изменения стадий описаны в заявке на патент US No. 2011/0247824, которая включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки. Изменение стадий может быть вводом для выполнения изменения процедуры 468 стимуляции.[0073] As an input to the change of
[0074] Изменение процедуры стимуляции определяет многочисленные параметры стимуляции (к примеру, размещение области перфорации) для выполнения работ по стимуляции. Изменение процедуры 468 стимуляции может быть использовано, например, для моделирования гидроразрыва. Примеры моделирования гидроразрыва описаны в заявках на патент US No. 2008/0183451, 2006/0015310 и заявке PCT No. WO2011/077227, которые включены в данный документ в полном объеме посредством ссылки. Порядок проведения процедуры стимуляции может предполагать использование разных моделей для определения плана стимуляции и (или) стимуляционной части плана бурения. Дополнительные примеры моделирования сложных разрывов приведены в документе SPE Paper 140185, который включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки. Это моделирование сложных разрывов иллюстрирует применение двух техник моделирования сложных разрывов в сочетании с микросейсмическим картированием для описания сложности трещин и оценки выполнения заканчивания. Первая техника моделирования сложных разрывов является аналитической моделью для оценки сложности разрывов и расстояний между ортогональными трещинами. Вторая техника использует цифровую модель с координатной привязкой, дающую возможность сложного геологического описания и оценки сложности распространения трещин. Эти примеры иллюстрируют то, как варианты реализации изобретения могут быть использованы для оценки того, как изменения в выполнении гидроразрывной обработки влияют на сложность разрывов для каждой геологической среды. Для количественной оценки влияния изменений в процедуре гидроразрыва с использованием моделей сложных разрывов, несмотря на присущие ММСГС неопределенности и «настоящий» рост трещин, микросейсмическое картирование и моделирование сложных разрывов могут объединяться для интерпретации микросейсмических измерений при одновременной калибровке модели сложной стимуляции. Такие примеры показывают, что доля сложных разрывов может меняться в зависимости от геологических условий.[0074] A change in the stimulation procedure determines numerous stimulation parameters (for example, the location of the perforation area) to perform stimulation work. Modification of the
[0075] Схема процедуры стимуляции может интегрировать трехмерные модели пласт-коллекторов (модели формаций), которые могут представлять собой результат сейсмической интерполяции, интерпретации буровой геонавигации, модели геологической или геомеханической среды в качестве исходной точки (зонной модели) для схемы заканчивания скважины. Для некоторых схем стимуляции может быть использован алгоритм моделирования разрывов для чтения трехмерных ММСГС и дальнейшего моделирования для прогнозирования роста трещин. Этот процесс может использоваться для того, чтобы принять во внимание пространственную неоднородность сложных пласт-коллекторов при проведении работ по стимуляции.[0075] The stimulation procedure diagram may integrate three-dimensional reservoir models (formation models), which may be the result of seismic interpolation, interpretation of geosteering, a model of a geological or geomechanical medium as a starting point (zone model) for a well completion scheme. For some stimulation schemes, a fracture modeling algorithm can be used to read three-dimensional MMSSs and further modeling to predict crack growth. This process can be used to take into account the spatial heterogeneity of complex reservoirs during stimulation work.
[0076] В схеме имитационного моделирования 468 для понимания процесса роста сложных трещин также может быть использовано микросейсмическое картирование. Некоторые рабочие процессы могут интегрировать эти модели прогнозирования разрывов в единую трехмерную картину, куда накладываются микросейсмические события (см. к примеру, Фигуру 3D), что может быть использовано в схеме гидроразрыва и (или) его калибровках. Природные трещины и часть сложных разрывов могут быть оценены с использованием микросейсмического картирования, а затем оптимизированы, как описано в настоящем документе.[0076] In
[0077] Природные трещины и часть сложных разрывов могут быть проанализированы для выбора оптимальной схемы стимуляции и стратегии заканчивания скважины. Моделирование разрывов может быть использовано для прогнозирования геометрии трещин, которое может быть откалибровано, а схема оптимизирована на основании микросейсмического картирования и оценки реального времени. Рост разрывов может быть интерпретирован на основании существующих моделей гидравлического разрыва формации. Некоторая часть моделирования распространения сложных гидроразрывов и (или) интерпретация также могут быть выполнены для нетрадиционных пласт-коллекторов (к примеру, газонасыщенные песчаники и сланцы), как будет описано ниже. Свойства пласт-коллектора и начальные допущения моделирования могут быть исправлены, а схема разрыва оптимизирована на основании микросейсмических оценок.[0077] Natural fractures and part of complex fractures can be analyzed to select the optimal stimulation scheme and completion strategy. Fracture modeling can be used to predict the geometry of cracks that can be calibrated, and the circuit is optimized based on microseismic mapping and real-time estimation. Fracture growth can be interpreted based on existing models of formation hydraulic fracturing. Some of the modeling of the propagation of complex fractures and / or interpretation can also be performed for unconventional reservoirs (for example, gas saturated sandstones and shales), as will be described below. The reservoir properties and initial modeling assumptions can be corrected, and the fracture pattern is optimized based on microseismic estimates.
[0078] При прогнозировании 470 продуктивности может использоваться оценка продуктивности, основанная на планировании 465 бурения, изменении 466 стадий и процедуре 468 стимуляции. Результат схемы 468 стимуляции (т.е., моделей имитационного моделирования разрывов и вводимых моделей пласт-коллекторов) может быть вынесен в рабочий процесс прогнозирования продуктивности, где традиционный аналитический или численный имитатор пласт-коллектора может оперировать моделями и прогнозами углеводородной продуктивности, основанной на динамических данных. Первоначальное прогнозирование 470 может быть полезно, например, для количественной проверки процесса 447 планирования стимуляции.[0078] In predicting 470 productivity, a productivity estimate based on
[0079] Часть или все планирование 447 стимуляции может быть выполнено многократно, как показано волнистыми стрелками на Фигуре 4A. Как показано, оптимизации могут быть выполнены после изменения 466 стадий, изменения схемы 468 стимуляции и прогнозирования 470 продуктивности, и могут быть использованы в качестве обратной связи 472 для оптимизации планирования бурения 465, схемы 466 стадий и (или) схемы 468 стимуляции. Оптимизации, которые могут быть выборочно выполнены для обратной связи, являются результатом части или всего планирования 447 стимуляции, и повторяются многократно при необходимости в разных частях процесса планирования стимуляции, достигая оптимизированного результата. Планирование 447 стимуляции может быть проведено вручную или интегрировано с использованием автоматического процесса оптимизации, как схематически показано оптимизацией 472 в петле 473 обратной связи.[0079] Part or all of the stimulation planning 447 may be performed multiple times, as shown by the wavy arrows in Figure 4A. As shown, optimizations can be performed after changing 466 stages, changing
[0080] Фигура 4B схематически иллюстрирует часть работ по планированию 447 стимуляции. Как проиллюстрировано на фигуре, схема 446 стадий, схема 468 стимуляции и прогнозирование 473 продуктивности могут повторяться многократно в петле 470 обратной связи и оптимизироваться 472 для достижения оптимального результата 480, такого как оптимизированный план стимуляции с оптимизированным поведением перехода. При таком итерационном способе допускаются исходные данные и результаты, создаваемые с помощью схемы 466 стадий и схемы 468 стимуляции для «обучения друг у друга» и повторения с прогнозированием продуктивности для оптимизации между ними.[0080] Figure 4B schematically illustrates part of the
[0081] Разные части работ по стимуляции могут быть изменены и (или) оптимизированы. Примеры оптимизированных гидроразрывов описаны, к примеру, в патенте US No. 6508307, который включен в данный документ в полном объеме посредством ссылки. В другом примере может также быть обеспечен ввод в планирование 447 стимуляции финансовых показателей, таких как расходы на проведение работ по гидроразрыву (постоянных и переменных), фьючерсов на нефть и природный газ и показателей валовой прибыли, каждый из которых может влиять на работы. Оптимизация может быть выполнена при помощи оптимизации схемы 466 стимуляции по отношению к прогнозируемой производительности, принимая во внимание размеры финансовых вложений. Такие финансовые вложения могут предполагать затраты на проведение работ по стимуляции в скважине на различных этапах.[0081] The different parts of the stimulation work may be changed and / or optimized. Examples of optimized fractures are described, for example, in US Pat. 6508307, which is incorporated herein in full by reference. In another example, an input to planning 447 of stimulation of financial indicators, such as the costs of hydraulic fracturing (constant and variable), oil and natural gas futures, and gross profit indicators, each of which can affect the work, can also be provided. Optimization can be done by optimizing the
[0082] Возвращаясь к Фигуре 4A, в планирование 447 стимуляции могут быть включены различные необязательные детали. Например, для определения необходимости разбуривания формации множеством скважин может быть привлечен консультант по планированию множественных скважин. Если следует разрабатывать множественные скважины, консультант по планированию множественных скважин может выявить интервал между ними и их ориентацию, а также наилучшее размещение в каждой формации, подлежащей перфорации и обработке. Используемый здесь термин «множественные скважины» может относиться ко множеству скважин, каждая из которых независимо пробурена с поверхности земли к подземной формации; этот термин может также относиться ко множеству ветвей, выпускаемых из единичной скважины, пробуриваемой с поверхности земли (см. к примеру, Фигуру 3A). Ориентация скважины и ветвей может быть вертикальной, горизонтальной или любой промежуточной.[0082] Returning to Figure 4A, various optional details may be included in
[0083] После того, как множество скважин запланированы или пробурены, имитационное моделирование может повторяться для каждой скважины так, чтобы каждая из них имела план стадий, план перфорации и (или) план стимуляции. После этого множество скважин может быть при необходимости скорректировано. Например, если стимуляция гидроразрыва в одной скважине показывает, что результат стимуляции будет перекрываться ближайшей скважиной с запланированной зоной перфорации, ближайшая скважина и (или) ее запланированная зона перфорации может быть исключена или переработана. И наоборот, если имитационно смоделированная обработка гидроразрывом не может проникнуть в конкретную область формации, потому что продуктивная зона попросту находится слишком далеко от первой скважины разрыва для эффективной стимуляции продуктивной зоны, или потому что существование природных трещин или высоконапряженных экранов препятствует первой скважине разрыва эффективно стимулировать продуктивную зону, может быть включена вторая скважина/ветвь или новая зона перфорации для обеспечения доступа к необработанной области. Трехмерная модель пласт-коллектора может учитывать имитационные модели, и показывать потенциальное место для разбуривания второй скважиной/ветвью или для добавления дополнительной зоны перфорации. Для удобства управлением нефтепромыслового оператора обработки может быть использовано пространственное расположение «X′-Y′-Z′».[0083] After many wells are planned or drilled, simulation can be repeated for each well so that each of them has a stage plan, perforation plan and / or stimulation plan. After that, many wells can be adjusted if necessary. For example, if fracturing stimulation in one well shows that the stimulation result will be blocked by the nearest well with the planned perforation zone, the nearest well and (or) its planned perforation zone may be excluded or processed. Conversely, if a simulated hydraulic fracturing treatment cannot penetrate a specific area of the formation, because the productive zone is simply too far from the first fracture well to stimulate the productive zone effectively, or because the existence of natural cracks or highly stressed screens prevents the first fracture well from effectively stimulating the productive zone, a second well / branch or a new perforation zone may be included to provide access to the untreated area. A three-dimensional reservoir model can take into account simulation models, and show the potential location for drilling a second well / branch or to add an additional perforation zone. For convenience, the control of the oilfield processing operator may use the spatial arrangement “X′-Y′-Z”.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЕРЕСЕЧЕНИЙ МЕЖДУ ГИДРОРАЗРЫВАМИ И ПРИРОДНЫМИ ТРЕЩИНАМИMODELING OF CROSSING BETWEEN HYDRAULIC FRACTURES AND NATURAL CRACKS
[0084] Принимая во внимание просачивание текучей среды разрыва в формацию, учитывается также просачивание в природные трещины (ПТ), особенно в условиях низкой первичной проницаемости. Природные трещины влияют на распространение гидроразрыва (ГР) в разных направлениях. Главным аспектом, ведущим к созданию сложной сети гидроразрывов во время гидроразрывной стимуляции, является возможность разветвления гидроразрыва при соответствующих пересечениях гидроразрывов с природными трещинами. Другим аспектом, в котором природные трещины влияют на геометрию гидроразрыва, является их влияние на отток текучей среды из гидроразрыва в проницаемые природные трещины, ведущие к уменьшению длины гидроразрыва.[0084] Considering leakage of the fracture fluid into the formation, leakage into natural fractures (PTs) is also considered, especially in conditions of low primary permeability. Natural cracks affect the spread of hydraulic fracturing (GR) in different directions. The main aspect leading to the creation of a complex network of hydraulic fractures during hydraulic fracturing stimulation is the possibility of branching hydraulic fractures at the corresponding intersections of hydraulic fractures with natural fractures. Another aspect in which natural fractures affect the fracture geometry is their effect on the flow of fluid from the fracture into permeable natural fractures, leading to a reduction in fracture length.
[0085] Фигуры 5.1-5.4 иллюстрируют пример паттерна роста гидравлического разрыва. Как проиллюстрировано на Фигуре 5.1, в своей начальной стадии сеть 506.1 разрывов с природными трещинами 523 располагается возле подземной формации 502 со стволом 504, проходящим сквозь нее. По мере того, как пропант нагнетают в подземную формацию 502 из ствола 504, давление из пропанта создает искусственно созданные гидравлические разрывы 591 возле ствола 504. Искусственно созданные гидроразрывы 591 продолжаются в подземную формацию 502 вдоль длины L1 и длины L2 (Фигура 5.2), и сталкиваются с другими трещинами в сети 506.1 трещин с течением времени, как показано на Фигурах 5.2-5.3. Точки контакта с другими разрывами являются пересечениями 525.[0085] Figures 5.1-5.4 illustrate an example of a fracture growth pattern. As illustrated in Figure 5.1, in its initial stage, a network of gaps 506.1 with
[0086] Гидравлические разрывы могут продолжаться из ствола 504 в сеть природных трещин подземной формации 502 с созданием сети 506.4 гидроразрыва, содержащей природные трещины 523 и искусственно созданные гидроразрывы 591, как показано на Фигуре 5.4. Паттерн роста разрыва основан на параметрах природных трещин, минимальном и максимальном напряжениях подземной формации 502.[0086] Hydraulic fracturing can continue from the
[0087] Как показано на Фигурах 5.1-5.4, пересечения 525 между искусственно созданными гидроразрывами 591 и природными трещинами 523 может вызывать определенное поведение перехода по нескольким сценариям: (i) искусственно созданный разрыв может продолжать распространение после столкновения с природной трещиной в точке пересечения; (ii) искусственно созданный гидравлический разрыв может остановиться при столкновении с природной трещиной или распространиться вдоль части этой трещины после остановки; или (iii) искусственно созданный гидроразрыв может распространиться вдоль столкнувшейся с ним природной трещиной на расстоянии, и затем ответвится от нее на некоторое расстояние отступа от точки пересечения. Поведение пересечения или пересечений между природными трещинами и искусственно созданными гидроразрывами, зависит от разных факторов, таких как, например, геометрические свойства пласт-коллектора, ограничивающие напряжения, эффективное давление, коэффициент трения, свойства связности уже существующих природных трещин, вязкость текучей среды разрыва, нагнетательный расход текучей среды и наличие и содержание добавок для снижения водоотдачи в текучей среде разрыва.[0087] As shown in Figures 5.1-5.4,
[0088] В зависимости от скважинных условий паттерн роста разрыва может быть неизменным или измененным при столкновении гидроразрыва с природной трещиной (т.е., «столкнувшиеся трещины») Если давление разрыва больше, чем напряжение, действующее на встречающуюся трещину, паттерн роста разрыва может распространяться вдоль встречающейся трещины. Паттерн роста разрыва может продолжать распространение вдоль встретившейся трещины до ее конца. Паттерн роста разрыва может изменить направление от конца природной трещины, с паттерном роста разрыва, продолжающимся в направлении нормали к минимуму напряжения у конца природной трещины. Как проиллюстрировано на Фигуре 5.4, искусственно созданный гидроразрыв продолжается в новом направлении 527 в соответствии с местным напряжением σ1 и σ2.[0088] Depending on the borehole conditions, the fracture growth pattern may be unchanged or changed when a fracture collides with a natural fracture (ie, “colliding fractures”). If the fracture pressure is greater than the stress acting on the encountered fracture, the fracture growth pattern may propagate along a encountered crack. The fracture growth pattern may continue to propagate along the encountered crack to its end. The fracture growth pattern can change direction from the end of the natural fracture, with the fracture growth pattern continuing in the normal direction to minimize stress at the end of the natural fracture. As illustrated in Figure 5.4, artificially created fracturing continues in a
[0089] При пересечении природной трещины искусственно созданным гидроразрывом (ГР) давление текучей среды в гидроразрыве может передаваться в природную трещину. Если давление текучей среды меньше нормального напряжения в природной трещине, природная трещина может остаться закрытой. Даже закрытая природная трещина может иметь гидравлическую сообщаемость большую, чем окружающий скелет породы, и в этом случае текучая среда разрыва может прорваться в природные трещины в количестве большем, чем отток в окружающий скелет породы. Из-за потерь текучей среды разрыва в закрытых природных трещинах, основной гидроразрыв может иметь меньший объем текучей среды разрыва, доступный для дальнейшего роста разрыва.[0089] When an artificial fracture (GR) intersects a natural fracture, the pressure of the fluid in the fracture can be transferred to the natural fracture. If the fluid pressure is less than the normal stress in a natural crack, the natural crack may remain closed. Even a closed natural fracture can have hydraulic connectivity greater than the surrounding rock skeleton, in which case the fracture fluid can burst into natural cracks in an amount greater than the outflow into the surrounding rock skeleton. Due to the loss of fracture fluid in closed natural fractures, the main fracture may have a smaller volume of fracture fluid available for further growth of the fracture.
[0090] Для закрытых трещин, изменения с давлением текучей среды можно ожидать эквивалентной жидкостной проницаемости, поскольку контактная деформация является функцией от эффективного нормального напряжения. Эта дилатансия, вызванная давлением, и связанное с нею увеличение сообщаемости могут увеличить поток через некоторые участки путей природных трещин, которые могут быть подвергнуты сжатию контактного напряжения. Также любое уменьшение эффективного контактного напряжения может привести к скольжению трещин, которые могут вести к локальным изменениям напряжения и вызванного проскальзыванием расширения разрывов, которые могут, в свою очередь, изменить общую сообщаемость сетей трещин. Эта сообщаемость, вызванная сдвиговым проскальзыванием, может повысить передачу давления в природных трещинах, и может позволить микросейсмическим событиям быть запущенными на некотором расстоянии от фактических гидроразрывов к природным трещинам, которые имеют относительно низкую исходную проницаемость.[0090] For closed fractures, changes with fluid pressure can be expected to be equivalent to liquid permeability, since contact deformation is a function of effective normal stress. This dilatancy caused by pressure and the associated increase in connectivity can increase the flow through some sections of the natural crack paths that can be subjected to compression of the contact stress. Also, any decrease in the effective contact stress can lead to the sliding of cracks, which can lead to local changes in stress and caused by slippage expansion of gaps, which can, in turn, change the overall connectivity of the networks of cracks. This connectivity caused by shear slippage can increase pressure transmission in natural fractures, and can allow microseismic events to be triggered at a distance from actual fractures to natural fractures, which have a relatively low initial permeability.
[0091] Вдоль природных трещин, захваченных искусственно созданными гидроразрывами, могут сосуществовать различные области или зоны. Например, области вдоль природных трещин могут содержать гидравлически открытые области, заполненные текучей средой разрыва, по-прежнему закрытые области природной трещины, но с прорвавшейся текучей средой разрыва и (или) давлением, вызванными проницаемостью природной трещины, и области природной трещины, заполненной изначальной текучей средой пласт-коллектора. Фигура 7 иллюстрирует больше информации о разных областях или зонах.[0091] Various regions or zones may coexist along natural fractures trapped by artificially created fractures. For example, areas along natural fractures may contain hydraulically open areas filled with fracture fluid, still closed regions of the natural fracture, but with bursting fracture fluid and / or pressure caused by the permeability of the natural fracture, and the area of the natural fracture filled with the original fluid reservoir medium. Figure 7 illustrates more information about different areas or zones.
[0092] Фигура 6 иллюстрирует сложную сеть 600 гидроразрывов с микросейсмическими событиями 630, вызванными оттоком 640 текучей среды разрыва в природные трещины 650. Похожим на Фигуры 5.1-5.4 образом текучая среда разрыва может вытекать в природные трещины на пересечениях 605 с гидроразрывами 620, и для случая пересечения природной трещины гидроразрывом, и для случая распространения гидроразрыва вдоль природной трещины. Отток 640 текучей среды разрыва может вызвать давление текучей среды в природных трещинах 650, поднимая его выше изначального порового давления. Поднятое поровое давление может уменьшить ограничивающие напряжения в природных трещинах 650 и вызвать сдвиговое проскальзывание вдоль соответствующей природной трещины. Данное сдвиговое проскальзывание может быть основным механизмом запуска микросейсмических событий 630.[0092] Figure 6 illustrates a
[0093] Более точное и надежное прогнозирование геометрии сложных трещин может быть получено внедрением имитационного моделирования потерь текучей среды в природных трещинах. Моделированием потерь текучей среды в природных трещинах, например, может быть вычислено проникновение текучей среды разрыва в природные трещины и скелет породы, окружающей трещины. Это жидкостное проникновение может быть использовано в возвратном токе и очистке текучей среды разрыва, когда скважина закончена, и может быть выполнено для крайне малопроницаемых пласт-коллекторов, где нагнетаемая текучая среда может блокировать газ во время эксплуатации скважины. Учитывая начальную насыщенность текучей среды разрыва в модели имитационного моделирования пласт-коллектора, может быть получена оценка продуктивности. При помощи моделирования давления текучей среды в природных трещинах могут быть оценены условия возможного сдвигового проскальзывания вдоль природных трещин, и может быть оценена и спрогнозирована вероятность микросейсмических событий, что может обеспечить прямое соединение между спрогнозированной геометрией разрыва и механизмами микросейсмического спуска.[0093] A more accurate and reliable prediction of the geometry of complex cracks can be obtained by implementing a simulation of fluid loss in natural cracks. By simulating fluid losses in natural fractures, for example, the penetration of a fracture fluid into natural fractures and the rock skeleton surrounding the fractures can be calculated. This fluid penetration can be used in the return flow and cleaning of the fracturing fluid when the well is completed, and can be performed for extremely tight permeable reservoirs where the injected fluid can block gas during well operation. Given the initial saturation of the fracture fluid in the reservoir simulation model, an estimate of productivity can be obtained. Using fluid pressure modeling in natural cracks, the conditions for possible shear slippage along natural cracks can be estimated, and the probability of microseismic events can be estimated and predicted, which can provide a direct connection between the predicted fracture geometry and microseismic descent mechanisms.
[0094] Фигура 7 иллюстрирует пересечение 700 между искусственно созданным гидроразрывом 720 и встретившейся природной трещиной 705, и области/зоны вдоль пересеченной природной трещины 705. Четыре зоны пересечения, в частности, представлены как следующее:[0094] Figure 7 illustrates the
[0095] (1) Открытая зона 715 (также называемая открытая часть) пересеченной природной трещины 705 заполнена прорвавшейся текучей средой разрыва. В открытой зоне 715 давление текучей среды может превысить нормальное напряжение пересеченной природной трещины 705. Начальная длина 760 (также называемая Lopened) открытой зоны 715 может быть оценена от объема компенсации, учитываемого для пересеченной природной трещины 705, и свойств текучей среды, которые могут содержать соответствующий конец асимптоты. Ширина, давление, высота, объем оттока, объем пульпы и другие параметры отдельных областей в открытой зоне 715 могут быть вычислены из сочетания уравнения потока (к примеру, ламинарного, турбулентного, Дарси и т.д.), уравнения неразрывности и уравнения эластичности. Эти вычисления могут также учитывать рост высоты, транспортировку пропанта и его отток.[0095] (1) The open zone 715 (also called the open part) of the crossed
[0096] (2) Закрытая зона проникновения 725 (также называемая «обводненная закрытая часть ПТ» или «зона фильтрации») пересеченной природной трещины 705 заполнена текучей средой разрыва. В неизмененной закрытой области 725 давление текучей среды может быть выше порового давления, но ниже напряжения закрытия пересеченной природной трещины 705. Начальная длина 770 закрытой области проникновения 725 может быть оценена на основании Уравнения (5) см. ниже, которое может объяснить отток текучей среды разрыва в пласт-коллектор. Скорость фронта фильтрации закрытой области проникновения 725 может быть оценена для отслеживания раздела между зонами фильтрации (к примеру, закрытой области проникновения 725) и герметичными зонами (к примеру, неизмененной закрытой областью 735). Для оценки длины, давления, ширины, высоты и объема внутри закрытой области проникновения 725 могут быть приняты во внимание рассуждения о независимой от давления проницаемости, непрерывности, коэффициенте Дарси, оттока в скелет породы и сжимаемости.[0096] (2) The closed penetration zone 725 (also called the “flooded closed portion of the PT” or “filtration zone”) of the crossed
[0097] (3) Неизмененная закрытая область 735 (также называемая «закрытой частью под давлением» или «область под давлением») пересеченной природной трещины 705 заполнена исходной текучей средой пласт-коллектора под давлением и не содержит просочившейся текучей среды разрыва. В неизмененной закрытой области 735 давление текучей среды может быть выше порового давления. Начальная длина 780 (также называемая Lpressurized) неизмененной закрытой области 735 может быть оценена на основании давления и расхода на разделе между закрытой области 725 проникновения и неизмененной закрытой области 735. Отток в скелет породы из неизмененной закрытой области 735 может контролироваться при помощи сжимаемости. Определяющие уравнения для неизмененной закрытой области 735 могут содержать уравнения для непрерывности, сжимаемости, коэффициента Дарси, проницаемости, зависящей от давления и сообщаемости.[0097] (3) The unchanged closed region 735 (also called the “closed part under pressure” or “region under pressure”) of the crossed
[0098] (4) Закрытая ненарушенная зона 745 (также называемая «зона пласт-коллектора») встретившейся природной трещины 705 заполнена текучей средой пласт-коллектора в условиях исходного порового давления.[0098] (4) The closed undisturbed zone 745 (also called the “reservoir zone”) of the encountered
[0099] В моделировании при проведении имитационного моделирования могут быть обновлены зоны природных трещин, различных поверхностей разделов и межповерхностных свойств, относящиеся к разным зонам пересечения. Например, фронт закрытой области 725 проникновения и фронт неизмененной закрытой области 735 можно перемещать в разные точки соответствующей природной трещины на разных временных этапах. Фронты разделов могут быть обновлены на основании непрерывности (баланса массы), соображений о сжимаемости и других параметрах пересечения. Если отток из закрытой области 725 проникновения в скелет породы незначителен, например, тогда там может быть несжатая область, соответствующая неизмененной закрытой области 735.[0099] In the simulation, simulations can update the zones of natural cracks, various section surfaces, and inter-surface properties related to different intersection zones. For example, the front of the
[00100] В формациях с сетью сложных отдельных трещин может быть проведена отдельная оценка пересечений между закрытой областью проникновения 725/ неизмененной закрытой областью 735, открытой зоной 715/ закрытой областью проникновения 725, и закрытой зоной 715 и открытой зоной 715 гидроразрывом 720. Баланс масс и условия непрерывности текучей среды могут быть удовлетворены, и могут быть предварительно описаны соответствующие правила для распространения границ зон через пересечения 700.[00100] In formations with a network of complex individual fractures, a separate assessment of intersections can be made between the
[00101] Явное моделирование гидроразрывов, взаимодействующих с проницаемыми природными трещинами, может усложниться когда моделирование может включать определенные свойства пересечений, такие как непрерывность массы текучей среды в природной трещине, скачки давления вдоль природных трещин, отток в формацию через стенки природных трещин, проницаемость природных трещин вследствие изменений давления, свойства и содержание природных трещин и жидкостная реология природных трещин. Это моделирование может быть выполнено при помощи отслеживания границ зон вдоль заполненных природных трещин.[00101] Explicit modeling of hydraulic fractures interacting with permeable natural fractures can be complicated when modeling can include certain intersection properties, such as continuity of fluid mass in a natural fracture, pressure surges along natural fractures, outflow into a formation through walls of natural fractures, and permeability of natural fractures due to changes in pressure, properties and content of natural cracks and fluid rheology of natural cracks. This simulation can be done by tracking zone boundaries along filled natural fractures.
[00102] В зависимости от пород и свойств пласт-коллектора моделирование зон (1), (2) и (3) может быть выполнено с использованием различных уравнений.[00102] Depending on the rocks and properties of the reservoir, modeling of zones (1), (2) and (3) can be performed using various equations.
[00103] Непрерывность массы текучей среды в природной трещине может быть определена с использованием следующего уравнения:[00103] The continuity of the mass of fluid in a natural fracture can be determined using the following equation:
Уравнение (1) Equation (1)
где qm(t) - массовый поток (скорость изменения массы текучей среды) в природной трещине; s - приращение длины вдоль природной трещины; qL - объемный расход оттока на единицу длины; m - масса текучей среды в природной трещине; h - высота природной трещины; - общий коэффициент оттока из закрытой зоны проникновения и зоны пласт-коллектора; и ρf - плотность фильтрующейся текучей среды в природной трещине.where qm(t) is the mass flow (rate of change of fluid mass) in a natural crack; s is the increment of length along a natural crack; qL - volumetric flow rate of the outflow per unit length; m is the mass of the fluid in the natural fracture; h is the height of the natural crack; - the total coefficient of outflow from the closed zone of penetration and the zone of the reservoir; and ρf - density of the filtered fluid in a natural crack.
[00104] Скачок давления вдоль закрытой природной трещины может быть определен с использованием следующего уравнения: [00104] A pressure surge along a closed natural fracture can be determined using the following equation:
где kNF - проницаемость закрытой природной трещины; µf - вязкость фильтрующейся текучей среды в закрытой природной трещине; pf - плотность фильтрующейся текучей среды в закрытой природной трещине; A - площадь поперечного сечения закрытой природной трещины, где A=wh, и где w - эффективная (или средняя) ширина природной трещины, а h - эффективная высота природной трещины; pin - давление на входе; и q - массовый поток в природной трещине.where k NF is the permeability of a closed natural crack; µ f is the viscosity of the filtered fluid in a closed natural crack; p f is the density of the filtered fluid in a closed natural crack; A is the cross-sectional area of a closed natural crack, where A = wh, and where w is the effective (or average) width of the natural crack, and h is the effective height of the natural crack; p in - inlet pressure; and q is the mass flow in a natural fracture.
[00105] Проницаемость природной трещины, вызванная напряжением и изменением давления, может быть определена следующим уравнением:[00105] The permeability of a natural crack caused by stress and a change in pressure can be determined by the following equation:
Уравнение (3) Equation (3)
где константы C и σ* (соответствующее состояние напряжения) определяют по полевым данным; k0 - проницаемость природной трещины (проницаемость пласт-коллектора в условиях естественного залегания); σn - нормальное напряжение в природной трещины (т.е., где n означает нормальное напряжение); и p - давление в природной трещине.where the constants C and σ * (the corresponding state of stress) are determined from field data; k 0 - permeability of the natural fracture (permeability of the reservoir in the conditions of natural occurrence); σ n is the normal stress in a natural crack (i.e., where n means normal stress); and p is the pressure in the natural fracture.
[00106] Ширина закрытой обводненной природной трещины, w(s), как функция от расстояния вдоль природной трещины, s, может быть определена с использованием следующего уравнения:[00106] The width of a closed waterlogged natural crack, w (s), as a function of distance along a natural crack, s, can be determined using the following equation:
Уравнение (4) Equation (4)
где σeff - нормальное напряжение в природной трещине; σref n - эффективное опорное напряжение в природной трещине; w0 - начальная апертура трещины; и pf(s)- функция от расстояния вдоль природной трещины.where σ eff is the normal stress in a natural crack; σ ref n is the effective reference stress in a natural crack; w0 is the initial crack aperture; and p f (s) is a function of distance along a natural crack.
[00107] Трение скольжения может иметь место при напряжении сдвига, достигающем предела прочности при сдвиге в природных трещинах. Скольжение может привести к росту разрыва в режиме сдвига и может возрасти до открытия других трещин, которые пересечет разрыв. Для закрытой обводненной трещины эффективное напряжение может быть уменьшено при возрастании давления, что может привести при уменьшенном пределе прочности при сдвиге и скольжению разрыва. Для расчета напряжения трения и условий для проскальзывания сдвига может быть применен закон трения Колумба. Сдвиговое проскальзывание может быть определено для усиления оттока и может привести к смещению в росте разрыва, а также как индикатор выравнивания для наличия микросейсмических событий. Сдвиговое проскальзывание может также вызвать расширение природной трещины в увеличение эффективной ширины w(s), что может привести к усилению проницаемости и сообщаемости природной трещины и помочь в усилении продуктивности на углеводороды.[00107] Sliding friction can occur when shear stress reaches the ultimate tensile strength in natural cracks. Sliding can lead to an increase in the fracture in the shear regime and can increase until other cracks open that the fracture crosses. For a closed waterlogged crack, the effective stress can be reduced with increasing pressure, which can lead to a reduced tensile strength and shear slip. To calculate the friction stress and the conditions for shear slip, the Columbian law of friction can be applied. Shear slippage can be determined to enhance outflow and can lead to a displacement in the growth of the gap, as well as an alignment indicator for microseismic events. Shear slippage can also cause the expansion of the natural crack to increase the effective width w (s), which can lead to increased permeability and connectivity of the natural crack and help increase hydrocarbon productivity.
[00108] При учете оттока текучей среды разрыва в пласт-коллектор через стенки природной скважины длина 770 закрытой зоны 725 проникновения может быть оценена при помощи следующего уравнения:[00108] When taking into account the outflow of fracturing fluid into the reservoir through the walls of a natural well, the
[00109] Уравнение (5)[00109] Equation (5)
где Qin - начальный расход текучей среды разрыва в закрытую зону 725 проникновения из открытой зоны 715; wlitr - средняя ширина закрытой зоны 725 проникновения; h - высота природной трещины; t - время проникновения; и CL=Ctot rock - общий коэффициент оттока для закрытой зоны 725 проникновения и зоны 745 пласт-коллектора.where Q in is the initial flow rate of the fracture into the
[00110] Изменение плотности текучей среды как функция давления и температуры может быть определена по следующему уравнению:[00110] A change in fluid density as a function of pressure and temperature can be determined by the following equation:
Уравнение (6) Equation (6)
где B - объемный модуль эластичности текучей среды в Pa, β - коэффициент объемного расширения, T0 - температура, а ρ0 - плотность текучей среды при давлении p0, T1 - температура, а ρ1 - плотность текучей среды при давлении p1.where B is the bulk modulus of elasticity of the fluid in Pa, β is the coefficient of volume expansion, T 0 is the temperature, and ρ 0 is the density of the fluid at pressure p 0 , T 1 is the temperature, and ρ 1 is the density of the fluid at pressure p 1 .
[00111] Изложенные выше уравнения могут быть решены аналитически на заданном временном этапе (т.е., ориентир во времени, при котором моделируется сеть гидроразрывов) для длин и скачков давлений в конкретных зонах пересечений. Изложенные выше уравнения также могут быть решены с использованием средних свойств для заданной зоны. Проницаемость природных трещин может также быть обновлена на основании изменений давления и сдвигового проскальзывания для заданного временного отрезка (т.е., с со следующего временного этапа). Решения также могут быть получены решением этих уравнений численно при помощи дискретизации природной трещины на более мелкие элементы. Например, массовый баланс, потери текучей среды в скелете породы, скачок давления в природной трещине, улучшение проницаемости природной трещины, ведущее к расширению и сдвиговому проскальзыванию, могут быть решены и локально отслежены на конкретных элементах для получения распределений давления и фронтов текучей среды в природной трещине.[00111] The above equations can be solved analytically at a given time stage (ie, a reference point in time at which a fracturing network is simulated) for lengths and pressure surges in specific intersection zones. The above equations can also be solved using average properties for a given zone. The permeability of natural cracks can also be updated based on changes in pressure and shear slip for a given time interval (i.e., from the next time step). Solutions can also be obtained by solving these equations numerically by discretizing a natural crack into smaller elements. For example, mass balance, fluid loss in the rock skeleton, pressure jump in a natural fracture, improved permeability of a natural fracture leading to expansion and shear slip can be resolved and locally tracked on specific elements to obtain pressure distributions and fluid fronts in a natural fracture .
РАБОТЫ ПО ГИДРОРАЗРЫВУ, ОСНОВАННЫЕ НА СВОЙСТВАХ ПЕРЕСЕЧЕНИЙ МЕЖДУ ГИДРОРАЗРЫВАМИ И ПРИРОДНЫМИ ТРЕЩИНАМИHYDRAULIC FRACTURING WORKS, BASED ON THE INTERSECTION PROPERTIES BETWEEN HYDRAULIC FRACTURES AND NATURAL CRACKS
[00112] Фигура 8 иллюстрирует блок-схему способа 800 для имитационного моделирования и выполнения гидравлического разрыва формации в соответствии с различными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе. Очевидно, что хотя рабочая блок-схема показывает конкретный порядок выполнения операций, в других вариантах реализации изобретения операции могут выполняться в другом порядке. Далее, в некоторых вариантах реализации изобретения к способу могут быть добавлены дополнительные операции. Аналогично, некоторые операции или блоки могут быть опущены.[00112] Figure 8 illustrates a flowchart of a method 800 for simulating and performing hydraulic fracturing of a formation in accordance with various embodiments of the invention described herein. Obviously, although the working flowchart shows a specific order of operations, in other embodiments of the invention, operations may be performed in a different order. Further, in some embodiments of the invention, additional operations may be added to the method. Similarly, some operations or blocks may be omitted.
[00113] На блоке 810 получают интегрированные данные скважины для подземной формации. Интегрированные данные скважины могут включать геомеханические, геологические и (или) геофизические свойства подземной формации. Интегрированные данные буровой могут также включать механические, геомеханические и (или) геометрические свойства природных разрывов формации.[00113] At block 810, integrated well data for the subterranean formation is obtained. Integrated well data may include geomechanical, geological, and / or geophysical properties of the subterranean formation. Integrated drilling data may also include the mechanical, geomechanical, and / or geometric properties of natural fractures in the formation.
[00114] На блоке 820 создается модель механических свойств геологической среды с использованием интегрированных данных скважины. Модель механических свойств геологической среды содержит модель, такую как ММСГС 462, описанную на Фигуре 4A.[00114] At block 820, a model of the mechanical properties of the geological environment is created using integrated well data. The model of the mechanical properties of the geological environment contains a model, such as
[00115] На блоке 830 имитационно моделируют пересечение одним или более гидравлических разрывов одной или более природных трещин. Например, имитационное моделирование может включать моделирование оттока текучей среды разрыва из одного или более искусственно созданных гидравлических разрывов в одну или более природных трещин. Также в смоделированном пересечении может быть смоделировано разрушение при сдвиге или сдвиговое проскальзывание природной трещины.[00115] At block 830, an intersection of one or more hydraulic fractures of one or more natural fractures is simulated. For example, simulation may include modeling the outflow of a fracture fluid from one or more artificially generated hydraulic fractures into one or more natural fractures. Also, in a simulated intersection, shear failure or shear slip of a natural crack can be modeled.
[00116] В одном варианте реализации изобретения имитационное моделирование пересечения может включать моделирование одной или более зон пересечения так, как это проиллюстрировано со ссылкой на Фигуру 7. Зоны пересечения может содержать открытую зону 715, закрытую область проникновения 725, неизмененную закрытую зону 735 или закрытую ненарушенную зону 745.[00116] In one embodiment, the intersection simulation may include modeling one or more intersection zones as illustrated with reference to Figure 7. The intersection zones may comprise an
[00117] В другом варианте реализации изобретения паттерн роста гидроразрыва может быть имитационно смоделирован на блоке 830. Паттерн роста гидроразрыва может включать моделирование новых пересечений между природными трещинами и искусственно созданными гидроразрывами, а также существующих или ранее созданных пересечений. Смоделированные пересечения могут содержать обновление различных элементов (т.е., свойства пересечений или изменения межповерхностных свойств пересеченных природных трещин) в одной или более зон пересечения в соответствующие моменты времени. Например, может быть смоделировано постепенное расширение соответствующих зон пересечения в природной трещине для показа перемещения из закрытой ненарушенной зоны в открытую зону природной трещины. Этот процесс может включать моделирование паттерна роста трещины в соответствии с описанием на Фигуре 5 и 6.[00117] In another embodiment, the fracture growth pattern may be simulated at block 830. The fracture growth pattern may include modeling new intersections between natural fractures and artificially created fractures, as well as existing or previously created fractures. The simulated intersections may include updating various elements (i.e., intersection properties or changes in the inter-surface properties of intersected natural cracks) in one or more intersection zones at appropriate times. For example, a gradual expansion of the respective intersection zones in a natural crack can be simulated to show movement from a closed undisturbed zone to an open zone of a natural crack. This process may include modeling a crack growth pattern as described in FIGS. 5 and 6.
[00118] На блоке 840 определено одно или более свойств пересечений у смоделированного пересечения и (или) пересеченной природной трещины на блоке 830. Свойства пересечения могут относиться к измененным межповерхностным свойствам пересеченной природной трещины, и могут включать конкретные свойства, относящиеся к моделированию зон пересечения или границ между зонами пересечения. Например, одно свойство пересечения может включать количество текучей среды разрыва, вытекающей из искусственно созданного гидроразрыва в одну или более природных трещин. Другие свойства пересечений могут представлять собой длину различных зон пересечения, непрерывностью масс текучей среды в природной трещине, отток текучей среды разрыва в подземную формацию через стенки природной трещины, проницаемость природной трещины вследствие изменений давления, жидкостную реологию природной трещины, изменение проницаемости природной трещины, изменение напряжения в области природной трещины или любые другие связанные свойства.[00118] At block 840, one or more intersection properties are determined for the simulated intersection and / or intersected natural fracture at block 830. The intersection properties may relate to the modified intersurface properties of the intersected natural fracture, and may include specific properties related to modeling intersection zones or boundaries between zones of intersection. For example, one intersection property may include the amount of fracture fluid flowing from an artificially generated fracture into one or more natural fractures. Other intersection properties may be the length of the various intersection zones, the continuity of the mass of the fluid in the natural fracture, the outflow of the fracture fluid into the underground formation through the walls of the natural fracture, the permeability of the natural fracture due to pressure changes, the liquid rheology of the natural fracture, the change in the permeability of the natural fracture, the change in stress in the area of a natural crack or any other related properties.
[00119] На блоке 850 создается план стимуляции с использованием модели механических свойств геологической среды и одного или более свойств пересечений. В создаваемом плане стимуляции свойства пересечения могут быть использованы в качестве ввода аналогичным образом, как при возможном использовании модели механических свойств геологической среды в качестве ввода для планирования стимуляции, как описано на Фигурах 4A-4B. Например, количество текучей среды, вытекающей из гидроразрыва в одну или более природных трещин, может быть использовано для определения плана стимуляции с нагнетательным расходом текучей среды разрыва, учитывающего количества оттока. Фигуры 4A-4B иллюстрируют больше информации о планировании и изменении стимуляции.[00119] At block 850, a stimulation plan is created using a model of the mechanical properties of the geological environment and one or more intersection properties. In the created stimulation plan, the intersection properties can be used as input in the same way as with the possible use of the model of mechanical properties of the geological environment as an input for stimulation planning, as described in Figures 4A-4B. For example, the amount of fluid flowing from a fracture into one or more natural fractures can be used to determine a stimulation plan with a discharge flow rate of a fracture taking into account the amount of outflow. Figures 4A-4B illustrate more information about planning and modifying stimulation.
[00120] На блоке 855 могут быть скорректированы один или более рабочих параметров для получения одного или более свойств пересечений. Рабочие параметры могут включать вязкость текучей среды разрыва, нагнетательный расход текучей среды разрыва, один или более компонент в текучей среды разрыва, одну или более добавок в текучую среду разрыва, которые могут влиять на свойства оттока, размер пропанта в текучей среде разрыва, содержание пропанта в текучей среде разрыва или любые другие рабочие параметры.[00120] At block 855, one or more operating parameters may be adjusted to obtain one or more intersection properties. Operating parameters may include fracture fluid viscosity, fracture fluid injection flow rate, one or more components in the fracture fluid, one or more additives in the fracture fluid, which may affect the outflow properties, the size of the proppant in the fracture fluid, and the content of the proppant in burst fluid or any other operating parameters.
[00121] Оптимизированные свойства пересечений могут быть теми же, что и на блоке 840, или отличными от них. Например, свойство пересечения может быть оптимизировано для достижения предварительно заданного значения для соответствующего свойства пересечения или другого свойства пересечения (к примеру, корректировка количества оттока в природной трещину может быть использовано для получения оптимизированной проницаемости природной трещины). Оптимизированные свойства пересечений могут также быть использованы для достижения конкретных результатов, таких как увеличение проницаемости пласт-коллектора.[00121] The optimized intersection properties may be the same as or different from block 840. For example, the intersection property can be optimized to achieve a predetermined value for the corresponding intersection property or other intersection property (for example, adjusting the amount of outflow into a natural crack can be used to obtain optimized permeability of a natural crack). Optimized intersection properties can also be used to achieve specific results, such as increasing reservoir permeability.
[00122] На блоке 860 выполняются работы по стимуляции, основанные на плане стимуляции с блока 850 или скорректированном плане стимуляции с блока 855. Работы по стимуляции могут быть выполнены с использованием способов, описанных на Фигурах 1-4B. Для точности, достоверности или любых других критериев смоделированные пересечения с блока 830 могут быть проверяемы с использованием наблюденных данных, полученных при работах по стимуляции. [00122] At block 860, stimulation works based on the stimulation plan from block 850 or the adjusted stimulation plan from block 855 are performed. The stimulation works can be performed using the methods described in Figures 1-4B. For accuracy, reliability, or any other criteria, simulated intersections from block 830 can be verified using the observed data obtained from stimulation work.
[00123] На блоке 870 одно или более свойств пересечений сравнивается с микросейсмическими событиями в наблюденных данных при работах по стимуляции из блока 860.[00123] At block 870, one or more intersection properties are compared with microseismic events in the observed data during stimulation operations from block 860.
[00124] На блоке 880 прогнозируется углеводородная продуктивность подземной формации с использованием одного или более свойств пересечений.[00124] At block 880, the hydrocarbon productivity of the subterranean formation is predicted using one or more intersection properties.
ВЫЧИСЛИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМАCOMPUTER SYSTEM
[00125] Реализации различных технологий, описанных в настоящем документе, может выполняться с многочисленными средами вычислительных систем или конфигураций общего или конкретного назначения. Примеры хорошо известных компьютерных систем, окружений и (или) конфигураций, могущих быть подходящими для использования с различными технологиями, описанными в настоящем документе, включают, не ограничиваясь, персональные компьютеры, серверные компьютеры, ручные или наколенные устройства, мультипроцессорные системы, системы на базе микропроцессоров, приставочные устройства, программируемую потребительскую электронику, сетевые ПК, миникомпьютеры, мейнфреймы, смартфоны, смартчасы, персональные носимые компьютерные системы, связанные по сети с другими вычислительными системами, планшетные компьютеры и распределенные вычислительные среды, включающие любые упомянутые системы или устройства и т.д.[00125] Implementations of the various technologies described herein may be performed with multiple computing system environments or general or specific purpose configurations. Examples of well-known computer systems, environments, and / or configurations that may be suitable for use with the various technologies described herein include, but are not limited to, personal computers, server computers, handheld or knee devices, multiprocessor systems, microprocessor based systems , attachments, programmable consumer electronics, network PCs, minicomputers, mainframes, smartphones, smart watches, personal portable computer systems related over a network with other computing systems, tablet computers and distributed computing environments including any of the systems or devices mentioned, etc.
[00126] Различные технологии, описанные в настоящем документе, могут быть реализованы в общем контексте компьютерно-исполнительных инструкций, таких как программные модули, исполняемые при помощи компьютера. Вообще, программные модули включают процедуры, программы, объекты, компоненты, структуры данных и т.д., которые выполняют конкретные задачи или реализовывают конкретные абстрактные типы данных. Хотя программные модули могут исполняться на одиночной вычислительной системе, очевидно, что, в некоторых вариантах реализации изобретения, программные модули могут быть реализованы на отдельных вычислительных системах или устройствах, приспособленных для сообщения друг с другом. Программный модуль может быть также некоторым сочетанием аппаратного и программного обеспечения, где конкретные задачи, выполняемые при помощи программного модуля, могут быть выполнены с помощью аппаратного программного обеспечения или и того, и другого.[00126] The various technologies described herein may be implemented in the general context of computer-executable instructions, such as program modules, being executed by a computer. In general, program modules include procedures, programs, objects, components, data structures, etc. that perform particular tasks or implement particular abstract data types. Although program modules can be executed on a single computer system, it is obvious that, in some embodiments of the invention, program modules can be implemented on separate computer systems or devices adapted to communicate with each other. A software module may also be some combination of hardware and software, where specific tasks performed by the software module can be performed using hardware software, or both.
[00127] Различные технологии, описанные в настоящем документе, могут также быть реализованы в распределенной вычислительной среде, где задачи выполняются при помощи удаленно обрабатывающих устройств, присоединенных через коммуникационную сеть, к примеру. при помощи кабельных связей, беспроводных связей или их сочетания. Распределенные вычислительные среды могут охватывать множество компонентов и множество носителей, судов или лодок. В распределенной вычислительной среде программные модули могут быть размещены и локально, и в носителе памяти удаленного компьютера, включающем устройства хранения.[00127] The various technologies described herein can also be implemented in a distributed computing environment where tasks are performed using remotely-processing devices connected via a communications network, for example. by cable, wireless, or a combination thereof. Distributed computing environments can span multiple components and multiple carriers, ships, or boats. In a distributed computing environment, program modules can be located both locally and in a storage medium of a remote computer, including storage devices.
[00128] Фигура 9 иллюстрирует схематическую диаграмму вычислительной системы 900, в которой могут быть реализованы и воплощены описанные в настоящем документе различные технологии. Хотя вычислительная система 900 может быть типичным настольным или серверными компьютером, как описано выше, также могут быть использованы другие конфигурации компьютерных систем.[00128] Figure 9 illustrates a schematic diagram of a
[00129] Компьютерная система 900 может содержать центральный процессор (ЦП) 930, системную память 926, графический процессор (ГП) 931 и системную шину 928, соединяющую различные системные компоненты, включая системную память 926 и ЦП 930. Хотя на Фигуре 9 проиллюстрирован один ЦП, очевидно, что некоторые варианты реализации вычислительной системы 900 могут содержать более чем один ЦП. ГП 931 может быть микропроцессором, специально выполненным для работы и реализации компьютерной графики. ЦП 930 может разгрузить работу ГП 931. ГП 931 может иметь свою собственную графическую память и (или) может иметь доступ к части системной памяти 926. Как и с ЦП 930, ГП 931 может содержать одну или более обрабатывающих единиц, а обрабатывающая единица может содержать одно или более ядер. Системная шина 928 может быть любой из нескольких типов шинных структур, включая шину памяти или контроллер памяти, периферийную шину и локальную шину, использующую любую из различных шинных архитектур. В качестве примера, но не ограничиваясь им, такие архитектуры включают шину промышленной стандартной архитектуры (ISA), шину микроканальной архитектуры (MCA), шину расширенную ISA (EISA), локальную шину ассоциации стандартов видео электронных устройств (VESA) и шину связи периферийных компонентов (PCI), также известную как шину Mezzanine. Системная память 926 может содержать память только для чтения (ROM) 912 и память с произвольным доступом (RAM) 916. Базовая система 914 ввода/вывода (BIOS), содержащая базовые процедуры, помогающие передаче информации между элементами в компьютерной системе 900, такие как во время запуска, могут быть записаны в ROM 912.[00129] The
[00130] Вычислительная система 900 может также содержать жесткий диск 950 для чтения с него и записи на жесткий диск, привод 952 магнитного диска для чтения и записи на извлекаемый магнитный диск 956, и оптический привод 954 для чтения с него и записи на извлекаемый оптический диск 958, такой как CD-ROM или другой оптический носитель. Жесткий диск 950, привод 952 магнитного диска и привод оптического диска 954 могут быть присоединены к системной шине 928 при помощи интерфейса жесткого диска 936, интерфейса 938 привода магнитного диска и интерфейса 940 привода оптического привода соответственно. Приводы и связанные с ними компьютерно-читаемые носители могут обеспечить энергонезависимое хранилище компьютерно-читаемых инструкций, структур данных, программных модулей и других данных для вычислительных систем 900.[00130]
[00131] Хотя вычислительная система 900, описанная в настоящем документе как содержащая жесткий диск, извлекаемый магнитный диск 956 и извлекаемый оптический диск 958, специалисту в области техники будет очевидно, что вычислительная система 900 может также содержать другие типы компьютерно-читаемых носителей, к которым может иметь доступ компьютер. Например, такой компьютерно-читаемый носитель может содержать компьютерный носитель хранения и средства коммуникации. Компьютерный носитель хранения может содержать энергозависимую и энергонезависимую, а также извлекаемые и неизвлекаемые носители, реализованные любым способом или технологией для хранения информации, такой как компьютерно-читаемые инструкции, структуры данных, программные модули и другие данные. Компьютерно-читаемые носители могут также включать RAM, ROM, очищаемая программируемая память только для чтения (EPROM), электрически очищаемая программируемая память только для чтения (EEPROM), флэш-память или другая технология твердотельной памяти, CD-ROM, DVD или другой оптический носитель, магнитные кассеты, магнитная лента, магнитодисковое хранилище или другое устройства магнитного хранения, или любой другой носитель, который может быть использован для хранения необходимой информации и к которому может быть доступ у вычислительной системы 900. Средства коммуникации могут предоставлять компьютерно-читаемые инструкции, структуры данных, программные модули и другие данные в модулированном сигнале данных, таком как несущая волна или другой механизм передачи, и может содержать любое средство доставки информации. Термин «модулированный сигнал данных» может означать сигнал, имеющий одну или более характеристик, заданных или измененных таким образом, что сигнал содержит закодированную информацию. В качестве примера, не ограничиваясь им, средства коммуникации могут включать кабельные средства, такие как кабельные сети или прямые кабельные соединения, и беспроводные средства, такие как акустические, радиочастотные, инфракрасные и другие беспроводные средства. Вычислительные системы 900 могут также содержать хост-адаптер 933, сообщающийся с устройством 935 хранения при помощи шины «скази» (SCSI), оптоволоконной шины, шины eSATA или используя любой другой пригодный интерфейс компьютерной шины. В объем компьютерно-читаемых носителей также включено сочетание любых вышеизложенных устройств.[00131] Although the
[00132] На жестком диске 950, магнитном диске 956, оптическом диске 958, ROM 912 или RAM 916 может быть записано множество программных модулей, включающих операционную систему 918, одну или более прикладных программ 920, программных данных 924 и систему 948 базы данных. Прикладные программы 920 могут содержать различные мобильные приложения («apps») и другие приложения, сконфигурированные для выполнения различных способов и техник, описанных в настоящем документе. Операционная система 918 может быть любой подходящей операционной системой, которая может управлять сетевым персональным или серверным компьютером, такой как Windows® XP, Mac OS® X, Unix-подобные (к примеру, Linux® и BSD®), и другие подобные.[00132] A plurality of program modules may be recorded on a
[00133] Пользователь может вводить команды и информацию в вычислительную систему 900 через устройства ввода, такие как клавиатура 962 и указывающее устройство 960. Другие устройства ввода могут включать микрофон, джойстик, геймпад, спутниковую антенну, сканер и другие подобные. Эти и другие устройства ввода могут быть присоединены к ЦП 930 через интерфейс последовательного порта 942, сообщающийся с системной шиной 928, но может быть присоединен при помощи других интерфейсов, таких как параллельный порт, игровой порт или универсальная последовательная шина (USB). К системной шине 928 может быть также присоединен монитор 934 или другой тип устройства отображения, такой как видеоадаптер 932. В дополнение к монитору 934 вычислительная система 900 может также содержать другие периферийные устройства, такие как колонки и принтеры.[00133] A user can enter commands and information into
[00134] Кроме того, вычислительная система 900 может работать в сетевом окружении и использованием логических соединений с одним или более удаленных компьютеров 974. Логические соединения могут быть любыми соединениями, имеющих общее место в офисах, компьютерные сети масштаба предприятия, внутренние сети, а также Интернет, такие как локальные сети (LAN) 976 и глобальная сеть (WAN) 966. Удаленные компьютеры 974 могут быть другим компьютером, серверным компьютером, маршрутизатором, сетевым ПК, точечным устройством или другим узлом общей сети, и могут содержать множество их элементов, описанных выше, касающихся вычислительной системы 900. Удаленные компьютеры 974 могут также каждый включать прикладные программы 970, похожие на компьютерные рабочие функции.[00134] In addition, the
[00135] При использовании сетевого окружения LAN вычислительная система 900 может быть присоединена к локальной сети 976 через сетевой интерфейс или адаптер 944. При использовании сетевого окружения WAN вычислительная система 900 может содержать маршрутизатор 964, беспроводной маршрутизатор или другие средства для установления сообщения по глобальной сети 966, такой как Интернет. Маршрутизатор 964, который может быть внутренним или внешним, может быть присоединен к системной шине 928 через интерфейс 942 последовательного порта. В сетевом окружении программные модули, проиллюстрированные относительно вычислительной системы 900 или ее части, могут быть записаны на удаленное устройство 972 хранения. Очевидно, что сетевые соединения показаны просто в качестве примеров, и могут быть использованы и другие средства установления коммуникационной связи между компьютерами.[00135] When using a LAN environment, a
[00136] Сетевой интерфейс 944 может также использовать технологии удаленного доступа (к примеру, служба удаленного доступа (RAS), виртуальная частная сеть (VPN), уровень защищенных сокетов (SSL), двухслойное туннелирование (L2T), или любой другой подходящий протокол). Эти технологии удаленного доступа могут быть реализованы в сочетании с удаленными компьютерами 974.[00136] The
[00137] Очевидно, что различные технологии, описанные в настоящем документе, могут быть реализованы в соединении с аппаратным, программным обеспечением или их сочетанием. Таким образом, различные технологии или конкретные их аспекты или их части могут принимать форму программного кода (т.е., инструкций), реализованных на материальных носителях, таких как гибкие дискеты, CD-ROM'ы, жесткие диски или любые другие машиночитаемые устройства хранения, причем когда программный код загружен машиной, такой как компьютер, и исполняется ею, машина становится устройством для реализации различных технологий. В случае исполнения программного кода на программируемых компьютерах, вычислительные устройства могут содержать процессор, устройство хранения, читаемое процессором (включая энергозависимую и энергонезависимую память и (или) элементы хранения), по меньшей мере одно устройство ввода и по меньшей мере одно устройство вывода. Одна или более программ, которые могут реализовывать или использовать различные технологии, описанные в настоящем документе, могут использовать программный интерфейс приложений (API), повторно используемые элементы управления и другие подобные. Такие программы могут быть реализованы на более высоком уровне процедурно- или объектно-ориентированного языка программирования для коммуницирования с компьютерной системой. Однако при необходимости программа(ы) может(гут) быть реализована(ы) на Ассемблере или машинном языке. В любом случае, язык может быть компилируемым или интерпретируемым языком, или комбинированным с аппаратной реализацией. Также программный код может выполняться полностью на пользовательских вычислительных устройствах, частично на пользовательских вычислительных устройствах, в качестве самостоятельного программного пакета, частично на пользовательском компьютере и частично на удаленном компьютере или полностью на удаленном компьютере или серверном компьютере.[00137] It is obvious that the various technologies described herein can be implemented in conjunction with hardware, software, or a combination thereof. Thus, various technologies or their specific aspects or parts thereof can take the form of program code (i.e., instructions) implemented on tangible media such as floppy disks, CD-ROMs, hard drives or any other computer-readable storage device moreover, when the program code is downloaded by a machine, such as a computer, and executed by it, the machine becomes a device for implementing various technologies. If the program code is executed on programmable computers, the computing devices may comprise a processor, a storage device readable by the processor (including volatile and non-volatile memory and / or storage elements), at least one input device and at least one output device. One or more programs that can implement or use the various technologies described herein can use the application programming interface (API), reusable controls, and the like. Such programs can be implemented at a higher level in a procedural or object-oriented programming language for communicating with a computer system. However, if necessary, the program (s) can (gut) be implemented (s) in Assembler or machine language. In any case, the language may be a compiled or interpreted language, or combined with a hardware implementation. Also, the program code can be executed completely on user computing devices, partially on user computing devices, as a standalone software package, partially on a user computer and partially on a remote computer or completely on a remote computer or server computer.
[00138] Специалистам в области техники будет очевидно, что любые описанные архитектуры, детали или стандарты, изложенные выше в отношении примера вычислительной системы 900 могут быть опущены для использования с вычислительной системой, используемой в соответствии с различными вариантами реализации изобретения, описанными в настоящем документе, поскольку технологии и стандарты продолжают непрерывно развиваться.[00138] It will be apparent to those skilled in the art that any of the architectures, details, or standards described above with respect to an
[00139] Разумеется, для собранных типов данных, отличных от данных буровой площадки, также полностью может быть использовано множество техник обработки для собранных данных, включая одну или более техник и способов, описанных в настоящем документе. Хотя конкретные варианты реализации изобретения были описаны в контексте сбора и обработки данных буровой площадки, специалистам в области техники будет очевидно, что один или более способов, техник и вычислительных систем, описанных в настоящем документе, могут быть применены во многих областях и контекстах, где могут быть собраны и обработаны структуры данных, упорядоченные в трехмерном пространстве и (или) интересующей области недр - к примеру, техники медицинской визуализации, такие как томография, ультразвук, МРТ и другие подобные, предназначенные для человеческих тканей; радар, сонар и техники визуализации LIDAR; и другие подходящие для решения вопросов трехмерной визуализации.[00139] Of course, for collected data types other than well site data, a variety of processing techniques for the collected data can also be fully used, including one or more of the techniques and methods described herein. Although specific embodiments of the invention have been described in the context of collecting and processing data from a well site, it will be apparent to those skilled in the art that one or more of the methods, techniques, and computing systems described herein can be applied in many areas and contexts where data structures arranged in three-dimensional space and (or) an interesting region of the subsoil should be collected and processed - for example, medical imaging techniques such as tomography, ultrasound, MRI and others like that, designed for human tissue; radar, sonar, and LIDAR imaging techniques; and others suitable for solving three-dimensional visualization issues.
[00140] Хотя предмет изобретения был описан на языке, конкретизирующем структурные детали и (или)методологические действия, очевидно, что предмет изобретения, определенный в приложенной формуле изобретения, не ограничивается изложенными выше конкретными деталями или действиями. Скорее, конкретные детали и действия, описанные выше, раскрыты в качестве примерных форм реализации формулы изобретения.[00140] Although the subject matter of the invention has been described in a language specifying structural details and (or) methodological actions, it is obvious that the subject matter defined in the attached claims is not limited to the above specific details or actions. Rather, the specific details and acts described above are disclosed as exemplary forms of implementing the claims.
[00141] Хотя вышеизложенное направлено на варианты реализации различных технологий, описанных в настоящем документе, могут быть разработаны и другие и дальнейшие варианты их реализации без отступления от его основного объема. Хотя объект изобретения был описан на языке, конкретизирующем структурные детали и (или)методологические действия, очевидно, что объект изобретения, определенный в приложенной формуле изобретения, ограничивается изложенными выше конкретными деталями или действиями. Скорее, конкретные детали и действия, описанные выше, раскрыты в качестве примерных форм реализации формулы изобретения.[00141] Although the foregoing is directed to options for implementing the various technologies described herein, other and further options for their implementation can be developed without departing from its main scope. Although the subject matter of the invention has been described in a language specifying structural details and (or) methodological actions, it is obvious that the subject matter defined in the attached claims is limited to the specific details or actions set forth above. Rather, the specific details and acts described above are disclosed as exemplary forms of implementing the claims.
Claims (23)
получение интегрированных данных буровой, при этом они могут включать геомеханические свойства подземной формации и геометрические свойства одной или более природных трещин в подземной формации;
создание модели механических свойств геологической среды, с использованием интегрированных данных буровой;
имитационное моделирование пересечения одного или более искусственно созданных гидроразрывов с одной или более природных трещин с использованием модели механических свойств геологической среды;
определение одного или более свойств пересечений пересеченных природных трещин; и
создание плана стимуляции с использованием модели механических свойств геологической среды и одного или более свойств пересечений.1. A method for carrying out hydraulic fracturing of a formation near a drill drilling an underground formation, including:
obtaining integrated drilling data, while they may include the geomechanical properties of the underground formation and the geometric properties of one or more natural fractures in the underground formation;
creating a model of the mechanical properties of the geological environment using integrated drilling data;
simulation modeling of the intersection of one or more artificially created hydraulic fractures from one or more natural fractures using a model of the mechanical properties of the geological environment;
determining one or more intersection properties of intersected natural fissures; and
creating a stimulation plan using a model of the mechanical properties of the geological environment and one or more intersection properties.
получение интегрированных данных буровой, при этом они могут включать геомеханические свойства подземной формации и геометрические свойства одной или более природных трещин в подземной формации;
создание модели механических свойств геологической среды с использованием интегрированных данных буровой;
имитационное моделирование пересечения одного или более искусственно созданных гидроразрывов с одной или более природных трещин с использованием модели механических свойств геологической среды;
определение одного или более свойств пересечений пересеченных природных трещин; и
прогнозирование углеводородной производительности подземной формации с использованием одного или более свойств пересечений.14. A method of carrying out hydraulic fracturing of a formation near a drill drilling an underground formation, comprising:
obtaining integrated drilling data, while they may include the geomechanical properties of the underground formation and the geometric properties of one or more natural fractures in the underground formation;
creating a model of the mechanical properties of the geological environment using integrated drilling data;
simulation modeling of the intersection of one or more artificially created hydraulic fractures from one or more natural fractures using a model of the mechanical properties of the geological environment;
determining one or more intersection properties of intersected natural fissures; and
predicting the hydrocarbon productivity of an underground formation using one or more intersection properties.
моделирование открытой зоны природной трещины, заполненной текучей средой разрыва из искусственно созданного гидравлического разрыва, при этом давление текучей среды в открытой зоне превышает нормальное напряжение природной трещины;
моделирование закрытой зоны проникновения природной трещины, в которую проникла текучая среда разрыва из искусственно созданного гидравлического разрыва, при этом давление текучей среды в закрытой зоне проникновения превышает поровое давление природной трещины и ниже, чем напряжение закрытия природной трещины; и
моделирование неизмененной закрытой зоны природной трещины, заполненной изначальной текучей средой пласт-коллектора и не содержащей просочившейся текучей среды разрыва, при этом давление текучей среды в неизмененной закрытой зоне превышает поровое давление природной трещины.17. The method according to 14, characterized in that the simulation of intersections includes at least the following:
modeling of the open zone of a natural crack filled with a fracture fluid from an artificially created hydraulic fracture, while the pressure of the fluid in the open zone exceeds the normal stress of a natural crack;
simulation of a closed zone of penetration of a natural crack into which a fracture fluid has penetrated from an artificially created hydraulic fracture, while the pressure of the fluid in the closed zone of penetration exceeds the pore pressure of a natural crack and lower than the closing stress of a natural crack; and
simulation of an unchanged closed zone of a natural fracture filled with the initial reservoir fluid and not containing leaking fracture fluid, while the pressure of the fluid in the unchanged closed zone exceeds the pore pressure of the natural crack.
дебит проникающей текучей среды разрыва;
длина зоны в природной трещине;
ширина зоны в природной трещине;
сдвиговое смещение;
апертура гидроразрыва;
проницаемость пласт-коллектора;
проницаемость природной трещины; и
поле давлений.18. The method according to 17, characterized in that the modeling of an open zone or one of the closed zones of natural cracks includes the use of one or more of the following parameters:
penetration rate of penetrating fracture fluid;
zone length in a natural crack;
zone width in a natural crack;
shear displacement;
fracturing aperture;
reservoir permeability;
permeability of a natural crack; and
pressure field.
получение интегрированных данных буровой, при этом они могут включать геомеханические свойства подземной формации и геометрические свойства одной или более природных трещин в подземной формации;
создание модели механических свойств геологической среды с использованием интегрированных данных буровой;
имитационное моделирование пересечения одного или более искусственно созданных гидроразрывов с одной или более природных трещин с использованием модели механических свойств геологической среды;
определение одного или более свойств пересечений пересеченных природных трещин; и
сравнение одного или более свойств пересечений разрывов с микросейсмами в данных наблюдений, полученных при работах по стимуляции, основанных на моделировании механических свойств геологической среды.19. A method of carrying out hydraulic fracturing of a formation near a drill drilling an underground formation, including:
obtaining integrated drilling data, while they may include the geomechanical properties of the underground formation and the geometric properties of one or more natural fractures in the underground formation;
creating a model of the mechanical properties of the geological environment using integrated drilling data;
simulation modeling of the intersection of one or more artificially created hydraulic fractures from one or more natural fractures using a model of the mechanical properties of the geological environment;
determining one or more intersection properties of intersected natural fissures; and
comparing one or more properties of intersections of gaps with microseisms in the observational data obtained during stimulation works based on modeling the mechanical properties of the geological environment.
моделирование открытой зоны природной трещины, заполненной текучей средой разрыва из искусственно созданного гидравлического разрыва, при этом давление текучей среды в открытой зоне превышает нормальное напряжение природной трещины;
моделирование закрытой зоны проникновения природной трещины, в которую проникла текучая среда разрыва из искусственно созданного гидравлического разрыва, при этом давление текучей среды в закрытой зоне проникновения превышает поровое давление природной трещины и ниже, чем напряжение закрытия природной трещины; и
моделирование неизмененной закрытой зоны природной трещины, заполненной изначальной текучей средой пласт-коллектора и не содержащей просочившейся текучей среды разрыва, при этом давление текучей среды в неизмененной закрытой зоне превышает поровое давление природной трещины.20. The method according to claim 19, characterized in that the simulation of intersections includes at least the following:
modeling of the open zone of a natural crack filled with a fracture fluid from an artificially created hydraulic fracture, while the pressure of the fluid in the open zone exceeds the normal stress of a natural crack;
simulation of a closed zone of penetration of a natural crack into which a fracture fluid has penetrated from an artificially created hydraulic fracture, while the pressure of the fluid in the closed zone of penetration exceeds the pore pressure of a natural crack and lower than the closing stress of a natural crack; and
simulation of an unchanged closed zone of a natural fracture filled with the initial reservoir fluid and not containing leaking fracture fluid, while the pressure of the fluid in the unchanged closed zone exceeds the pore pressure of the natural crack.
получение интегрированных данных буровой, при этом они могут включать геомеханические свойства подземной формации и геометрические свойства одной или более природных трещин в подземной формации;
создание модели механических свойств геологической среды, с использованием интегрированных данных буровой;
имитационное моделирование оттока текучей среды разрыва из одного или более искусственно созданных гидроразрывов в одну или более природных трещин, с использованием модели механических свойств геологической среды;
разработку плана стимуляции, основанного на модели механических свойств геологической среды; и
корректировку одного или более рабочих параметров плана стимуляции, основанного на смоделированном оттоке текучей среды для достижения оптимизированного оттока из одного или более искусственно созданных гидравлических разрывов в одну или более природных трещин.21. A method for carrying out hydraulic fracturing of a formation near a drill drilling an underground formation, comprising:
obtaining integrated drilling data, while they may include the geomechanical properties of the underground formation and the geometric properties of one or more natural fractures in the underground formation;
creating a model of the mechanical properties of the geological environment using integrated drilling data;
simulation of the outflow of a fracture fluid from one or more artificially created hydraulic fractures into one or more natural fractures using a model of the mechanical properties of the geological environment;
development of a stimulation plan based on a model of the mechanical properties of the geological environment; and
adjusting one or more operating parameters of the stimulation plan based on a simulated fluid outflow to achieve an optimized outflow from one or more artificially created hydraulic fractures into one or more natural fractures.
вязкость текучей среды разрыва;
нагнетательный расход текучей среды разрыва;
компоненты текучей среды разрыва;
добавки к текучей среде разрыва, влияющие на свойства оттока;
размер пропанта в текучей среде разрыва; и
содержание пропанта в текучей среде разрыва.22. The method according to item 21, wherein the one or more operating parameters of the stimulation plan includes at least one of such as:
fracture fluid viscosity;
discharge flow rate of the fracture fluid;
fracture fluid components;
fracture fluid additives affecting outflow properties;
proppant size in fracture fluid; and
propant content in the fracture fluid.
моделирование открытой зоны природной трещины, заполненной текучей средой разрыва из искусственно созданного гидравлического разрыва, при этом давление текучей среды в открытой зоне превышает нормальное напряжение природной трещины;
моделирование закрытой зоны проникновения природной трещины, в которую проникла текучая среда разрыва из искусственно созданного гидравлического разрыва, при этом давление текучей среды в закрытой зоне проникновения превышает поровое давление природной трещины и ниже, чем напряжение закрытия природной трещины; и
моделирование неизмененной закрытой зоны природной трещины, заполненной изначальной текучей средой пласт-коллектора и не содержащей просочившейся текучей среды разрыва, при этом давление текучей среды в неизмененной закрытой зоне превышает поровое давление природной трещины. 23. The method according to item 21, wherein the simulation of the outflow of the fracture fluid includes at least the following:
modeling of the open zone of a natural crack filled with a fracture fluid from an artificially created hydraulic fracture, while the pressure of the fluid in the open zone exceeds the normal stress of a natural crack;
simulation of a closed zone of penetration of a natural crack into which a fracture fluid has penetrated from an artificially created hydraulic fracture, while the pressure of the fluid in the closed zone of penetration exceeds the pore pressure of a natural crack and lower than the closing stress of a natural crack; and
simulation of an unchanged closed zone of a natural fracture filled with the initial reservoir fluid and not containing leaking fracture fluid, while the pressure of the fluid in the unchanged closed zone exceeds the pore pressure of the natural crack.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201261692867P | 2012-08-24 | 2012-08-24 | |
US61/692,867 | 2012-08-24 | ||
PCT/US2013/056461 WO2014032003A1 (en) | 2012-08-24 | 2013-08-23 | System and method for performing stimulation operations |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2591857C1 true RU2591857C1 (en) | 2016-07-20 |
Family
ID=50150415
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015109728/03A RU2591857C1 (en) | 2012-08-24 | 2013-08-23 | System and method for performing operations for stimulation of resources |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20150204174A1 (en) |
EP (1) | EP2888441A4 (en) |
CN (1) | CN104685153A (en) |
CA (1) | CA2881718A1 (en) |
MX (1) | MX2015002141A (en) |
RU (1) | RU2591857C1 (en) |
WO (1) | WO2014032003A1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2714456C2 (en) * | 2018-04-26 | 2020-02-17 | Федеральное государственное казенное военное образовательное учреждение высшего образования "ВОЕННАЯ АКАДЕМИЯ МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ имени генерала армии А.В. Хрулева" Министерства обороны Российской Федерации | Field storage |
RU2717019C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-03-17 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of bringing the well on to production mode drilled in naturally fractured formation |
RU2752074C2 (en) * | 2017-06-20 | 2021-07-22 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Computer method and computing system for predicting the discharge characteristics of the flow in the well bore penetrating into the underground hydrocarbon reservoir |
Families Citing this family (50)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2915625C (en) * | 2011-03-11 | 2021-08-03 | Schlumberger Canada Limited | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
US9618652B2 (en) * | 2011-11-04 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
US10422208B2 (en) | 2011-11-04 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Stacked height growth fracture modeling |
AU2012332270A1 (en) | 2011-11-04 | 2014-05-29 | Schlumberger Technology B.V. | Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks |
WO2015030837A1 (en) | 2013-08-27 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Simulating fluid leak-off and flow-back in a fractured subterranean |
WO2015057242A1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Managing a wellsite operation with a proxy model |
CN103775077B (en) * | 2014-02-07 | 2016-03-30 | 河南理工大学 | A kind of multi-functional with brill sniffer and Forecasting Methodology |
HUE064862T2 (en) | 2014-06-05 | 2024-04-28 | Geoquest Systems Bv | Method for improved design of hydraulic fracture height in a subterranean laminated rock formation |
US20150370934A1 (en) * | 2014-06-24 | 2015-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Completion design based on logging while drilling (lwd) data |
EP3175080B1 (en) * | 2014-08-01 | 2019-08-21 | Landmark Graphics Corporation | Estimating well production performance in fractured reservoir systems |
US10184320B2 (en) * | 2014-09-02 | 2019-01-22 | Saudi Arabian Oil Company | Systems, methods, and computer medium to enhance hydrocarbon reservoir simulation |
WO2016108872A1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic fracturing apparatus, methods, and systems |
US20180010433A1 (en) * | 2015-02-05 | 2018-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow engineering simulator of multi-phase, multi-fluid in integrated wellbore-reservoir systems |
US9933535B2 (en) | 2015-03-11 | 2018-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | Determining a fracture type using stress analysis |
US10450825B2 (en) * | 2015-04-30 | 2019-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Time of arrival-based well partitioning and flow control |
WO2016198894A2 (en) * | 2015-06-10 | 2016-12-15 | Ikon Science Innovation Limited | Method and apparatus for reservoir analysis and fracture design in a rock layer |
US11578568B2 (en) | 2015-08-07 | 2023-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Well management on cloud computing system |
WO2017027342A1 (en) | 2015-08-07 | 2017-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method of performing complex fracture operations at a wellsite having ledged fractures |
WO2017027340A1 (en) | 2015-08-07 | 2017-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method integrating fracture and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite |
WO2017027433A1 (en) * | 2015-08-07 | 2017-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method of performing integrated fracture and reservoir operations for multiple wellbores at a wellsite |
US10810331B2 (en) * | 2015-08-20 | 2020-10-20 | FracGeo, LLC | System for predicting induced seismicity potential resulting from injection of fluids in naturally fractured reservoirs |
US10302814B2 (en) * | 2015-08-20 | 2019-05-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Mechanisms-based fracture model for geomaterials |
WO2017041074A1 (en) | 2015-09-03 | 2017-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method of integrating fracture, production, and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite |
WO2017052580A1 (en) * | 2015-09-25 | 2017-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-oriented hydraulic fracturing models and methods |
WO2017074869A1 (en) * | 2015-10-28 | 2017-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Near real-time return-on-fracturing-investment optimization for fracturing shale and tight reservoirs |
US10883346B2 (en) | 2015-12-18 | 2021-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method of performing a perforation using selective stress logging |
CN105672973B (en) * | 2016-01-26 | 2017-12-05 | 西南石油大学 | A kind of bed gas reservoir overall volume Optimized fracturing design method |
US10546072B2 (en) | 2016-03-28 | 2020-01-28 | Baker Huges, A Ge Company, Llc | Obtaining micro- and macro-rock properties with a calibrated rock deformation simulation |
US11789170B2 (en) | 2016-06-15 | 2023-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Induced seismicity |
WO2018117890A1 (en) * | 2016-12-21 | 2018-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | A method and a cognitive system for predicting a hydraulic fracture performance |
WO2018140908A1 (en) * | 2017-01-30 | 2018-08-02 | Schlumberger Technology Corporation | Evaluation of pressure-transient behavior of wells |
US10914139B2 (en) * | 2017-02-22 | 2021-02-09 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimization of the number of diverter injections and the timing of the diverter injections relative to stimulant injection |
US10947841B2 (en) * | 2018-01-30 | 2021-03-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method to compute density of fractures from image logs |
FR3077841B1 (en) * | 2018-02-12 | 2020-12-11 | Brgm | PROCESS FOR PUMPING A FRACTURED UNDERGROUND TANK |
CN110872943B (en) * | 2018-08-30 | 2021-07-13 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for determining formation perforation direction |
WO2020117248A1 (en) * | 2018-12-06 | 2020-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interpretation of pumping pressure behavior and diagnostic for well perforation efficiency during pumping operations |
CA3138942A1 (en) | 2019-05-17 | 2020-11-26 | Fmc Technologies, Inc. | System and method for an automated and intelligent frac pad |
US11306572B2 (en) * | 2019-07-12 | 2022-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic fracturing modelling and control |
US11149532B2 (en) | 2019-07-12 | 2021-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple wellbore hydraulic fracturing through a single pumping system |
CN110929413B (en) * | 2019-12-04 | 2020-11-10 | 西南石油大学 | Method for simulating hydraulic fracture wall discontinuity behavior in fractured reservoir |
US12078060B2 (en) | 2020-01-24 | 2024-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing control |
US11066915B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-07-20 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods for detection and mitigation of well screen out |
US11933153B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to operate hydraulic fracturing units using automatic flow rate and/or pressure control |
US11028677B1 (en) | 2020-06-22 | 2021-06-08 | Bj Energy Solutions, Llc | Stage profiles for operations of hydraulic systems and associated methods |
US11939853B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-26 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods providing a configurable staged rate increase function to operate hydraulic fracturing units |
US11473413B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-18 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to autonomously operate hydraulic fracturing units |
US11466680B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods of utilization of a hydraulic fracturing unit profile to operate hydraulic fracturing units |
CN113513297A (en) * | 2021-08-04 | 2021-10-19 | 广州海洋地质调查局 | Hot dry rock geothermal exploitation method and exploitation device |
CN115370341B (en) * | 2022-04-15 | 2023-11-28 | 中国石油大学(北京) | Microcosmic visual rock plate hydraulic fracturing indoor simulation method and device |
CN114961685B (en) * | 2022-06-23 | 2023-02-21 | 同济大学 | Method for mining underground resources by adopting negative thixotropic fluid |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2324813C2 (en) * | 2003-07-25 | 2008-05-20 | Институт проблем механики Российской Академии наук | Method and device for determining shape of cracks in rocks |
EA200870303A1 (en) * | 2006-02-27 | 2009-02-27 | Лоджинд Б.В. | SYSTEM AND METHOD FOR PLANNING WELLS |
RU2404359C2 (en) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic fracturing of subsurface (versions) |
RU2010116783A (en) * | 2007-09-28 | 2011-11-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани (Us) | APPLICATION OF TREATMENT OF OIL LAYER |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8126689B2 (en) * | 2003-12-04 | 2012-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for geomechanical fracture modeling |
US20070272407A1 (en) | 2006-05-25 | 2007-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for development of naturally fractured formations |
US7953587B2 (en) * | 2006-06-15 | 2011-05-31 | Schlumberger Technology Corp | Method for designing and optimizing drilling and completion operations in hydrocarbon reservoirs |
CA2663525C (en) * | 2006-09-20 | 2013-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid injection management method for hydrocarbon recovery |
US8412500B2 (en) * | 2007-01-29 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation |
US8347959B2 (en) * | 2007-09-04 | 2013-01-08 | Terratek, Inc. | Method and system for increasing production of a reservoir |
US20100256964A1 (en) * | 2009-04-07 | 2010-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and technique to quantify a fracture system |
US8392165B2 (en) * | 2009-11-25 | 2013-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Probabilistic earth model for subterranean fracture simulation |
US8731889B2 (en) * | 2010-03-05 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling hydraulic fracturing induced fracture networks as a dual porosity system |
US8798977B2 (en) * | 2010-12-16 | 2014-08-05 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for simulating fluid flow in a fractured reservoir |
CN102606126A (en) * | 2012-03-27 | 2012-07-25 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | Non-planar network fracturing control method for fractured reservoir |
-
2013
- 2013-08-23 MX MX2015002141A patent/MX2015002141A/en unknown
- 2013-08-23 US US14/423,235 patent/US20150204174A1/en not_active Abandoned
- 2013-08-23 WO PCT/US2013/056461 patent/WO2014032003A1/en active Application Filing
- 2013-08-23 CA CA2881718A patent/CA2881718A1/en not_active Abandoned
- 2013-08-23 CN CN201380051746.9A patent/CN104685153A/en active Pending
- 2013-08-23 EP EP13831027.1A patent/EP2888441A4/en not_active Withdrawn
- 2013-08-23 RU RU2015109728/03A patent/RU2591857C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2324813C2 (en) * | 2003-07-25 | 2008-05-20 | Институт проблем механики Российской Академии наук | Method and device for determining shape of cracks in rocks |
RU2404359C2 (en) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic fracturing of subsurface (versions) |
EA200870303A1 (en) * | 2006-02-27 | 2009-02-27 | Лоджинд Б.В. | SYSTEM AND METHOD FOR PLANNING WELLS |
RU2010116783A (en) * | 2007-09-28 | 2011-11-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани (Us) | APPLICATION OF TREATMENT OF OIL LAYER |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2752074C2 (en) * | 2017-06-20 | 2021-07-22 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Computer method and computing system for predicting the discharge characteristics of the flow in the well bore penetrating into the underground hydrocarbon reservoir |
RU2714456C2 (en) * | 2018-04-26 | 2020-02-17 | Федеральное государственное казенное военное образовательное учреждение высшего образования "ВОЕННАЯ АКАДЕМИЯ МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ имени генерала армии А.В. Хрулева" Министерства обороны Российской Федерации | Field storage |
RU2717019C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-03-17 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of bringing the well on to production mode drilled in naturally fractured formation |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2014032003A1 (en) | 2014-02-27 |
EP2888441A4 (en) | 2016-09-14 |
US20150204174A1 (en) | 2015-07-23 |
CN104685153A (en) | 2015-06-03 |
EP2888441A1 (en) | 2015-07-01 |
CA2881718A1 (en) | 2014-02-27 |
MX2015002141A (en) | 2015-05-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2591857C1 (en) | System and method for performing operations for stimulation of resources | |
US10605060B2 (en) | System and method for performing stimulation operations | |
US10920538B2 (en) | Method integrating fracture and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite | |
US10920552B2 (en) | Method of integrating fracture, production, and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite | |
US10787887B2 (en) | Method of performing integrated fracture and reservoir operations for multiple wellbores at a wellsite | |
US10087722B2 (en) | System and method for performing downhole stimulation operations | |
US9835746B2 (en) | Formation stability modeling | |
CA2698335C (en) | Method and system for increasing production of a reservoir | |
WO2015003028A1 (en) | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events | |
WO2023245051A1 (en) | Hydraulic fracturing system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180824 |