RU2634677C2 - System and method for performing well operations with hydraulic fracture - Google Patents
System and method for performing well operations with hydraulic fracture Download PDFInfo
- Publication number
- RU2634677C2 RU2634677C2 RU2014107732A RU2014107732A RU2634677C2 RU 2634677 C2 RU2634677 C2 RU 2634677C2 RU 2014107732 A RU2014107732 A RU 2014107732A RU 2014107732 A RU2014107732 A RU 2014107732A RU 2634677 C2 RU2634677 C2 RU 2634677C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- production
- cracks
- formation
- fracture
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 95
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 161
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 86
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 83
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 76
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 16
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 9
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 230000001934 delay Effects 0.000 claims description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 3
- 241000255925 Diptera Species 0.000 claims description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 2
- 238000010200 validation analysis Methods 0.000 claims 3
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 48
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 34
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 25
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 21
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 19
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 14
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 14
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 11
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 11
- 230000006870 function Effects 0.000 description 10
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- HJUFTIJOISQSKQ-UHFFFAOYSA-N fenoxycarb Chemical compound C1=CC(OCCNC(=O)OCC)=CC=C1OC1=CC=CC=C1 HJUFTIJOISQSKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 2
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 101001016186 Homo sapiens Dystonin Proteins 0.000 description 1
- 101000832669 Rattus norvegicus Probable alcohol sulfotransferase Proteins 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000013523 data management Methods 0.000 description 1
- 210000005045 desmin Anatomy 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 230000008774 maternal effect Effects 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000010845 search algorithm Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000012384 transportation and delivery Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- 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
-
- G—PHYSICS
- G16—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
- G16Z—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G16Z99/00—Subject matter not provided for in other main groups of this subclass
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Saccharide Compounds (AREA)
Abstract
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИCROSS REFERENCE TO RELATED APPLICATIONS
[0001] В данной заявке заявляется приоритет по предварительной заявке на выдачу патента США No. 61/574521, поданной 4 августа 2011 года, и предварительной заявке на выдачу патента США No. 61/574131, поданной 28 июля 2011 года, которые включены в этот документ виде ссылки в полном объеме.[0001] This application claims priority to provisional application for the grant of US patent No. 61/574521, filed August 4, 2011, and provisional application for the grant of US patent No. 61/574131, filed July 28, 2011, which are incorporated herein by reference in full.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND
[0002] Настоящее изобретение относится, в общем, к системам и способам выполнения операций на скважинной площадке. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам и системам выполнения операций разрыва, таких как исследование подземных пластов и описание гидравлических систем трещин в подземном пласте.[0002] The present invention relates generally to systems and methods for performing operations at a well site. More specifically, the present invention relates to methods and systems for performing fracturing operations, such as examining subsurface formations and describing hydraulic fracture systems in a subsurface formation.
[0003] С целью облегчения извлечения углеводородов из нефтяных и газовых скважин подземные пласты, окружающие такие скважины, могут быть подвержены гидравлическому разрыву. Гидравлический разрыв пласта может использоваться для создания трещин в подземных пластах, чтобы обеспечить возможность нефти или газу двигаться в направлении скважины. Пласт разрушается посредством введения специально разработанного флюида (далее именуемого «флюид гидроразрыва пласта» или «раствор для разрыва пласта») под высоким давлением и с высокой скоростью нагнетания в пласт через одну или несколько скважин. Гидроразрывы пласта могут распространяться от ствола скважины на сотни футов в двух противоположных направлениях, в соответствии с естественным давлением внутри пласта. При определенных обстоятельствах они могут образовывать сложную систему трещин.[0003] In order to facilitate hydrocarbon recovery from oil and gas wells, subterranean formations surrounding such wells may be subject to hydraulic fracturing. Hydraulic fracturing can be used to create fractures in subterranean formations to allow oil or gas to move in the direction of the well. The formation is destroyed by introducing a specially designed fluid (hereinafter referred to as “hydraulic fracturing fluid” or “fracturing fluid”) under high pressure and at a high injection rate through one or more wells. Hydraulic fractures can extend hundreds of feet from the wellbore in two opposite directions, in accordance with the natural pressure inside the formation. Under certain circumstances, they can form a complex system of cracks.
[0004] Флюиды гидроразрыва пласта могут загружаться вместе с расклинивающими агентами, которые представляют собой частицы такого размера, что могут смешиваться с раствором для разрыва пласта с целью обеспечения эффективного канала добычи углеводородного сырья из пласта/пласта-коллектора в ствол скважины. Расклинивающий агент может включать естественные гранулы песка или гравия, техногенные или специально разработанные расклинивающие агенты, например, волокна, покрытый смолой песок или высокопрочные керамические материалы, например, спеченный боксит. Расклинивающий агент накапливается внутри разрыва гетерогенно или гомогенно, чтобы, расклинивая, создавать новые трещины или поры в пласте. Расклинивающий агент образовывает трещины проницаемых каналов, через которые буровые жидкости могут затекать в ствол скважины. Предпочтительно, чтобы флюиды гидроразрыва пласта имели высокую вязкость и, следовательно, могли переносить эффективные объемы расклинивающего материала.[0004] Hydraulic fracturing fluids can be loaded with proppants that are particles of such a size that they can be mixed with the fracturing fluid to provide an efficient channel for hydrocarbon production from the reservoir / reservoir into the wellbore. The proppant may include natural granules of sand or gravel, man-made or specially designed proppants, for example, fibers, resin coated sand, or high strength ceramic materials, such as sintered bauxite. The proppant accumulates inside the fracture heterogeneously or homogeneously in order to wedge out and create new fractures or pores in the formation. The proppant forms cracks in the permeable channels through which drilling fluids can flow into the wellbore. Preferably, the fracturing fluids have a high viscosity and, therefore, can transfer effective volumes of proppant.
[0005] Флюид гидроразрыва пласта может представлять собой вязкую текучую среду, иногда так называемую «подушку», которая закачивается в рабочую скважину со скоростью и под давлением, достаточным для инициирования и распространения трещины в углеводородном пласте. Закачка «подушки» продолжается до тех пор, пока не будет получена трещина достаточной геометрии, чтобы обеспечить распределение частиц расклинивающего агента. После закачки «подушки» флюид для гидроразрыва может состоять из флюида для гидроразрыва и расклинивающего материала. Флюид для гидроразрыва может быть гелеобразным, на нефтяной основе, на водной основе, солевым раствором, кислотой, эмульсией, пеной или любой другой подобной жидкостью. Флюид для гидроразрыва пласта может содержать несколько добавок, загустителей, химреагенты для снижения гидравлических потерь, для снижения водоотдачи, ингибиторы коррозии и др. Чтобы удержать расклинивающий агент, суспендированный во флюиде гидроразрыва, до тех пор, пока все интервалы пласта не разорвутся до желаемого состояния, расклинивающий агент может иметь плотность близкую к плотности используемого флюида для гидроразрыва.[0005] The fracturing fluid may be a viscous fluid, sometimes a so-called “cushion”, that is pumped into the working well at a speed and pressure sufficient to initiate and propagate the fracture in the hydrocarbon reservoir. The “pillow” injection continues until a crack of sufficient geometry is obtained to ensure the distribution of proppant particles. After pumping the “cushion”, the fracturing fluid may consist of fracturing fluid and a proppant. The fracturing fluid may be gelled, oil based, water based, saline, acid, emulsion, foam, or any other similar liquid. Hydraulic fracturing fluid may contain several additives, thickeners, chemicals to reduce hydraulic losses, to reduce water loss, corrosion inhibitors, etc. the proppant may have a density close to that of the fracturing fluid used.
[0006] Расклинивающие агенты могут состоять из любых коммерчески доступных спекшихся материалов, таких как кремний или оксиды. Эти спекшиеся материалы могут содержать различные коммерчески доступные стекла или высокопрочные керамические изделия. После закачки расклинивающего агента скважина может быть закрыта на некоторое время, необходимое для обеспечения снижения давления в пласте. Это обуславливает смыкание трещин и влияет на давление, вызывающее смыкание трещин в частицах расклинивающего наполнителя. Период останова может варьироваться от нескольких минут до нескольких дней.[0006] Proppants can be composed of any commercially available sintered materials, such as silicon or oxides. These sintered materials may contain various commercially available glass or high strength ceramic products. After the proppant is injected, the well may be closed for some time, necessary to ensure a decrease in pressure in the formation. This causes the crack to close and affects the pressure causing the crack to close in the proppant particles. The stop period can vary from a few minutes to several days.
[0007] Современные способы и системы контроля за гидроразрывом пласта позволяют наносить на карту места, где появляются разрывы, а также протяженность трещин. Некоторые способы и системы микросейсмического контроля могут анализировать местоположения сейсмических событий посредством картирования времени вступления сейсмической волны и информации о поляризации в трехмерном пространстве путем моделирования времени пробега и/или траекторий лучей. Эти способы и системы могут использоваться, чтобы сделать заключение о распространении гидравлического разрыва во времени.[0007] Modern methods of monitoring hydraulic fracturing allow you to map the places where the gaps, as well as the length of the cracks. Some microseismic control methods and systems can analyze the location of seismic events by mapping the arrival time of the seismic wave and polarization information in three-dimensional space by modeling the travel time and / or ray paths. These methods and systems can be used to make a conclusion about the spread of hydraulic fracture over time.
[0008] Модели обычного гидравлического разрыва могут также исходить из двукрылой искусственно образованной трещины. С помощью этих двукрылых трещин можно кратко представить сложный характер искусственно образованных трещин в некоторых нетрадиционных пластах-коллекторах с предшествующей естественной трещиноватостью. Выпущенные модели могут картировать сложную геометрию дискретных гидравлических разрывов пласта, основываясь на анализе микросейсмического распределения событий.[0008] Models of conventional hydraulic fracturing can also come from a double-wing artificially generated crack. Using these diptera fractures, one can briefly imagine the complex nature of artificially formed cracks in some unconventional reservoirs with a previous natural fracture. Released models can map the complex geometry of discrete hydraulic fractures based on an analysis of the microseismic distribution of events.
[0009] В некоторых случаях модели могут не ограничиваться учетом количества нагнетенного флюида или механического взаимодействия между трещинами, а также закачиваемого флюида между трещин. Некоторые из ограниченных моделей могут давать общее представление о сложных механизмах, но могут быть сложными в математическом описании и/или требовать компьютерной обработки ресурсов и времени для обеспечения точного моделирования распространения гидравлического разрыва.[0009] In some cases, the models may not be limited by considering the amount of pumped fluid or mechanical interaction between the cracks, as well as the injected fluid between the cracks. Some of the limited models may provide an overview of complex mechanisms, but may be complex in the mathematical description and / or require computer processing of resources and time to ensure accurate modeling of hydraulic fracture propagation.
[0010] Нетрадиционные формации, такие как сланцы, разрабатываются в качестве источников добычи углеводородов. Некогда они считались только материнскими и непроницаемыми породами, в настоящее время пласты глинистых сланцев считаются слабопористыми и низко-флюидопроницаемыми нетрадиционными пластами-коллекторами. Модели гидравлического разрыва пласта, созданные посредством интенсификации трещин, могут быть сложными и образовывать систему трещин, на что указывает распространение сопутствующих микросейсмических волн. Сложные гидравлические системы трещин были разработаны для того, чтобы представить созданные гидравлические разрывы пласта. Примеры модели разрушения приводятся в патенте/заявке США No. 6101447, 7363162, 7788074, 20080133186, 20100138196 и 20100250215.[0010] Non-conventional formations, such as shales, are developed as sources of hydrocarbon production. Once they were considered only maternal and impermeable rocks, now shale strata are considered weakly porous and low fluid permeable unconventional reservoirs. Models of hydraulic fracturing created by stimulation of fractures can be complex and form a system of fractures, as indicated by the propagation of accompanying microseismic waves. Sophisticated hydraulic fracture systems have been developed to represent the hydraulic fractures created. Examples of fracture models are given in US Pat. 6101447, 7363162, 7788074, 20080133186, 20100138196 and 20100250215.
[0011] Гидравлический разрыв пласта глинистых сланцев может использоваться для стимулирования и добычи из пласта-коллектора. Моделирование добычи было разработано для оценки добычи из скважин. Различные методы моделирования добычи использовались для типовых скважин. Примеры производственного моделирования представлены в публикациях Warren с соавт., «The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs, Soc.Pet.Eng.J., Vol. 3(3): pp. 245-255 (1963) (далее «Warren & Root»); Basquet с соавт., «Gas Flow Simulation in Discrete Fracture Network Models». Материал SPE 79708, представленный на Симпозиуме по гидродинамическому моделированию в Хьюстоне, штат Техас, 3-5 февраля 2003 года (далее «Basquet»); публикация Gong с соавт., "Detailed Modeling of the Complex Fracture Network of Shale Gas Reservoirs", материал SPE 142705, представленный на Ближневосточной конференции и выставке по Нетрадиционным газовым ресурсам в Маскате, Оман, 31 января 2011 года (далее «Gong»); публикация Cinco-Ley с соавт., «Pressure Transient Analysis for Naturally Fractured Reservoirs», материал SPE 11026, представленный на Ежегодной технической конференции Fall в Новом Орлеане, штат Луизиана, 26 сентября 1982 (далее «Cinco-Ley»); публикация Xu с соавт., «Quick Estimate of Initial Production from Stimulated Reservoirs with Complex Hydraulic Fracture Network», материал SPE 146753, представленный на Ежегодной технической конференции в Денвере, штат Колорадо, США, 30 октября 2011 года (далее «Xu 2011»); и публикация C.E. Cohen с соавт. «Production Forecast After Hydraulic Fracturing in Naturally Fractured Reservoir: Coupling a Complex Fracturing Simulator and a Semi-Analytical Production Model», материал SPE 152541, представленный на конференции и выставке Технология гидравлического разрыва пласта в Вудлендсе, штат Техас, США, 8 февраля 2012 года, полное содержание которых включено сюда путем ссылки. Тем не менее, пласты-коллекторы могут быть нетрадиционными и/или иметь естественную трещиноватость, такую как у сланца.[0011] Hydraulic fracturing of shales can be used to stimulate and produce from the reservoir. Production modeling was developed to evaluate production from wells. Various production modeling techniques have been used for typical wells. Examples of production modeling are presented in publications by Warren et al., “The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs, Soc.Pet.Eng.J., Vol. 3 (3): pp. 245-255 (1963) (hereinafter “Warren &Root”); Basquet et al., “Gas Flow Simulation in Discrete Fracture Network Models”. Material SPE 79708 presented at the Symposium on Hydrodynamic Modeling in Houston, Texas, February 3-5, 2003 (hereinafter "Basquet"); Gong et al., Detailed Modeling of the Complex Fracture Network of Shale Gas Reservoirs, material SPE 142705, presented at the Middle East Conference and Exhibition on Unconventional Gas Resources in Muscat, Oman, January 31, 2011 (“Gong”); Cinco-Ley et al., Pressure Transient Analysis for Naturally Fractured Reservoirs, SPE 11026, presented at the Fall Annual Technical Conference in New Orleans, Louisiana, September 26, 1982 (hereinafter referred to as “Cinco-Ley”); Xu et al., “Quick Estimate of Initial Production from Stimulated Reservoirs with Complex Hydraulic Fracture Network,” SPE 146753, presented at the Annual Technical Conference in Denver, Colorado, USA, October 30, 2011 (“Xu 2011”) ; and publication C.E. Cohen et al. “Production Forecast After Hydraulic Fracturing in Naturally Fractured Reservoir: Coupling a Complex Fracturing Simulator and a Semi-Analytical Production Model,” SPE 152541, presented at the Woodlands, Texas, USA February 8, 2012 the entire contents of which are incorporated herein by reference. However, reservoirs may be unconventional and / or have a natural fracture, such as shale.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
[0012] По меньшей мере, в одном аспекте настоящее изобретение относится к способу выполнения операции добычи вокруг ствола скважины, проникающего в подземный пласт. Подземный пласт с множеством трещин. Способ включает определение расхода потока посредством дискретной системы трещин, характеризующейся множеством подземных разрывов. Дискретная система трещин включает множество оперяющих трещин с пересечениями и множество матричных блоков. Способ дополнительно включает формирование профиля давления дискретной системы трещин для начального момента времени на основе расхода потока и определение темпа добычи на основе профиля давления.[0012] In at least one aspect, the present invention relates to a method for performing a production operation around a wellbore penetrating an underground formation. An underground formation with many cracks. The method includes determining the flow rate through a discrete system of cracks, characterized by many underground gaps. A discrete crack system includes a plurality of support fractures with intersections and a plurality of matrix blocks. The method further includes forming a pressure profile of a discrete crack system for an initial time based on the flow rate and determining a production rate based on the pressure profile.
[0013] В другом аспекте изобретение относится к способу выполнения нефтепромысловой операции вокруг ствола скважины, проникающего в подземный пласт. Способ включает выполнение операции разрыва, включающей формирование трещин вокруг ствола скважины. Трещины определяют гидравлическую систему трещин вокруг ствола скважины. Способ также включает формирование дискретной системы трещин вокруг ствола скважины посредством экстраполяции характеристики разрушения из гидравлической системы трещин. Дискретная система трещин включает множество оперяющих трещин с пересечениями и множество матричных блоков. Способ дополнительно включает определение глубины заложения дренажа посредством дискретной системы трещин, определение, по меньшей мере, одного параметра добычи и выполнение операции добычи для получения флюидов из подземных пластов, основываясь на глубине заложения дренажа и, по меньшей мере, одном параметре добычи.[0013] In another aspect, the invention relates to a method for performing an oilfield operation around a wellbore penetrating an underground formation. The method includes performing a fracturing operation, including the formation of cracks around the wellbore. Cracks define the hydraulic system of cracks around the wellbore. The method also includes forming a discrete fracture system around the wellbore by extrapolating fracture characteristics from the hydraulic fracture system. A discrete crack system includes a plurality of support fractures with intersections and a plurality of matrix blocks. The method further includes determining the drainage depth by means of a discrete fracture system, determining at least one production parameter and performing a production operation to obtain fluids from the subterranean formations based on the depth of the drainage and at least one production parameter.
[0014] Наконец, в еще одном аспекте изобретение относится к способу выполнения нефтепромысловой операции вокруг ствола скважины, проникающего в подземный пласт. Способ включает стимулирование ствола скважины посредством закачки флюида в подземный пласт таким образом, что вокруг ствола скважины образуются трещины, измерение трещин и определение гидравлической системы трещин на основе измеренных трещин.[0014] Finally, in yet another aspect, the invention relates to a method for performing an oilfield operation around a wellbore penetrating an underground formation. The method includes stimulating the wellbore by pumping fluid into the subterranean formation such that cracks form around the wellbore, measuring the fractures, and determining the hydraulic fracture system based on the measured fractures.
[0015] Способ также включает формирование дискретной системы трещин вокруг ствола скважины посредством экстраполяции характеристики разрушения из гидравлической системы трещин. Дискретная система трещин включает множество оперяющих трещин с пересечениями и множество матричных блоков. Способ также включает определение глубины заложения дренажа посредством дискретной системы трещин, определение, по меньшей мере, одного параметра добычи, оценку темпа добычи в течение периода времени, основанную на глубине заложения дренажа и параметра(ов) добычи, а также получение флюидов из подземного пласта на основе оценочного темпа добычи.[0015] The method also includes forming a discrete fracture system around the wellbore by extrapolating fracture characteristics from the hydraulic fracture system. A discrete crack system includes a plurality of support fractures with intersections and a plurality of matrix blocks. The method also includes determining the depth of the drainage through a discrete system of fractures, determining at least one production parameter, estimating the rate of production over a period of time based on the depth of the drainage and the production parameter (s), and also obtaining fluids from the subterranean formation Based on estimated production rate.
[0016] Данное описание изобретения предоставляется для введения выборочной совокупности принципов, которые детально описаны ниже. Данное описание изобретения не предусматривает определение ключевых или существенных признаков заявленного предмета изобретения, а также не предназначено для ограничения объема заявленного предмета изобретения.[0016] This description of the invention is provided to introduce a sample of principles, which are described in detail below. This description of the invention does not provide a definition of key or essential features of the claimed subject matter, and is also not intended to limit the scope of the claimed subject matter.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
[0017] Варианты воплощения системы и способа для характеристики давлений в стволе скважины описаны со ссылкой на следующие чертежи. Те же числа используются во всех чертежах для ссылки на признаки и компоненты.[0017] Embodiments of a system and method for characterizing wellbore pressures are described with reference to the following drawings. The same numbers are used throughout the drawings to refer to features and components.
[0018] Фиг. 1.1-1.4 схематически иллюстрируют различные нефтепромысловые операции в буровой скважине;[0018] FIG. 1.1-1.4 schematically illustrate various oilfield operations in a borehole;
[0019] Фиг. 2.1-2.4 схематически иллюстрируют данные, полученные при операциях, проиллюстрированных на Фиг. 1.1-1.4;[0019] FIG. 2.1-2.4 schematically illustrate data obtained in the operations illustrated in FIG. 1.1-1.4;
[0020] Фиг. 3 схематически иллюстрирует площадку гидравлического разрыва, на которой представлена операция разрыва;[0020] FIG. 3 schematically illustrates a hydraulic fracturing site in which a fracturing operation is presented;
[0021] Фиг. 4.1 и 4.2 – блок-схемы, иллюстрирующие способы выполнения нефтепромысловой операции и операции добычи, соответственно;[0021] FIG. 4.1 and 4.2 are flowcharts illustrating methods for performing an oilfield operation and a production operation, respectively;
[0022] Фиг. 5 схематически иллюстрирует моделирование добычи дискретной системы трещин (ДСТ), полученное моделированием гидравлического разрыва;[0022] FIG. 5 schematically illustrates a discrete fracture system (DST) production simulation obtained by simulating hydraulic fracturing;
[0023] Фиг. 6 схематически иллюстрирует ДСТ Фиг. 5 с множеством матричных блоков;[0023] FIG. 6 schematically illustrates the DST of FIG. 5 with many matrix blocks;
[0024] Фиг. 7 схематически иллюстрирует аппроксимацию потока через матричный блок;[0024] FIG. 7 schematically illustrates the approximation of a flow through a matrix block;
[0025] Фиг. 8.1-8.3 графически иллюстрируют добычу, совокупную добычу и давление скважины, соответственно;[0025] FIG. 8.1-8.3 graphically illustrate production, cumulative production and well pressure, respectively;
[0026] Фиг. 9 схематически иллюстрирует координаты трещин матричного блока;[0026] FIG. 9 schematically illustrates the coordinates of cracks in a matrix block;
[0027] Фиг. 10 схематически иллюстрирует расход потока из матричного блока в ветвь ДСТ;[0027] FIG. 10 schematically illustrates the flow rate from the matrix block to the DST branch;
[0028] Фиг. 11.1 и 11.2 графически иллюстрируют давление в зависимости от времени для высокопроводящей ДСТ; [0028] FIG. 11.1 and 11.2 graphically illustrate pressure versus time for a highly conductive DST;
[0029] Фиг. 12 графически иллюстрирует нормализованное давление и задержку в течение периода времени для высокопроводящей ДСТ;[0029] FIG. 12 graphically illustrates normalized pressure and delay over a period of time for highly conductive DST;
[0030] Фиг. 13 графически иллюстрирует совокупную добычу в течение периода времени для высокопроводящей ДСТ;[0030] FIG. 13 graphically illustrates cumulative production over a period of time for highly conductive DST;
[0031] Фиг. 14.1 и 14.2 графически иллюстрируют давление в зависимости от времени для низкопроводящей ДСТ;[0031] FIG. 14.1 and 14.2 graphically illustrate pressure versus time for a low conductive DST;
[0032] Фиг. 15 графически иллюстрирует нормализованное давление и задержку в течение периода времени для низкопроводящей ДСТ;[0032] FIG. 15 graphically illustrates normalized pressure and delay over a period of time for a low conductive DST;
[0033] Фиг. 16 графически иллюстрирует совокупную добычу в течение периода времени для низкопроводящей ДСТ;[0033] FIG. 16 graphically illustrates cumulative production over a period of time for low conductivity DST;
[0034] Фиг. 17 графически иллюстрирует нормализованное давление и задержку в течение времени для низкопроводящей ДСТ с использованием Нетиповой Модели Добычи (НМД);[0034] FIG. 17 graphically illustrates the normalized pressure and delay over time for a low conductive DST using the Atypical Production Model (NMD);
[0035] Фиг. 18 графически иллюстрирует совокупную добычу в течение периода времени для низкопроводящей ДСТ с использованием НМД;[0035] FIG. 18 graphically illustrates cumulative production over a period of time for low conductivity DST using NMD;
[0036] Фиг. 19 иллюстрирует таблицу графиков давления и временных задержек;[0036] FIG. 19 illustrates a table of graphs of pressure and time delays;
[0037] Фиг. 20 графически иллюстрирует сравнение смоделированной добычи в течение периода времени с использованием симулятора пласта-коллектора и НМД;[0037] FIG. 20 graphically illustrates a comparison of simulated production over a period of time using a reservoir simulator and BFM;
[0038] Фиг. 21.1 и 21.2 схематически иллюстрируют ДСТ, сделанные симулятором пласта-коллектора и НПМ, соответственно;[0038] FIG. 21.1 and 21.2 schematically illustrate the DST made by the reservoir simulator and NPM, respectively;
[0039] Фиг. 22 графически иллюстрирует сравнение смоделированной добычи в течение периода времени для разрывов с разной проводимостью, с использованием симулятора пласта-коллектора и НМД; и[0039] FIG. 22 graphically illustrates a comparison of simulated production over a period of time for fractures with different conductivities, using a reservoir simulator and reservoir; and
[0040] Фиг. 23.1 и 23.2 графически иллюстрируют расход потока и совокупную добычу, соответственно, в течение периода времени в симуляторе пласта-коллектора, НМД и НМД без задержки.[0040] FIG. 23.1 and 23.2 graphically illustrate the flow rate and cumulative production, respectively, over a period of time in the reservoir simulator, NMD and NMD without delay.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
[0041] Нижеследующее описание включает типовые системы, устройства, способы и последовательность инструкций, которые воплощают технические средства предмета изобретения в данном документе. Тем не менее, следует понимать, что описанные варианты воплощения могут применяться на практике без этих характерных деталей.[0041] The following description includes exemplary systems, devices, methods, and a sequence of instructions that embody the technical means of the subject invention in this document. However, it should be understood that the described embodiments may be practiced without these characteristic details.
[0042] Настоящее изобретение относится к способам выполнения операций разрыва для оценки и/или прогнозирования добычи. Операции разрыва включают моделирование разрыва с использованием эллиптического и сетчатого моделирования для оценки добычи.[0042] The present invention relates to methods for performing fracturing operations for estimating and / or predicting production. Fracture operations include fracture modeling using elliptical and mesh modeling to estimate production.
[0043] Фиг. 1.1-1.4 иллюстрируют различные нефтепромысловые операции, которые могут быть выполнены на буровой площадке, а Фиг. 2.1-2.4 иллюстрируют различную информацию, которая может быть собрана на буровой площадке. Фиг. 1.1-1.4 упрощенно и схематически иллюстрируют нефтяное месторождение или буровую площадку 100 с подземным пластом 102, содержащим, к примеру, пласт-коллектор 104 в нем и иллюстрируют различные нефтепромысловые операции, осуществляемые на буровой площадке 100. Фиг. 1.1 иллюстрирует геофизические исследования в скважинах, осуществляемые приборами для измерения искривления скважины, такими как передвижная сейсмическая станция 106.1 для измерения свойств подземных пластов. Геофизическое исследование может быть операцией по сейсмометрическому исследованию для создания акустических колебаний. На Фиг. 1.1 такое акустическое колебание 112, созданное источником 110 отражается от множества горизонтов 114 в толще пород 116. Акустическое(ие) колебание(я) 112 могут быть получены сенсорами, такими как геофоны-приемники 118, расположенными на поверхности земли, также геофоны 118 производят электрические выходные сигналы, так называемые полученные данные 120 на Фиг. 1.1.[0043] FIG. 1.1-1.4 illustrate various oilfield operations that may be performed at a drilling site, and FIG. 2.1-2.4 illustrate the various information that can be collected at the drilling site. FIG. 1.1-1.4 simplify and schematically illustrate an oil field or a
[0044] В ответ на полученное(ые) акустическое (ие) колебание (я) 112, характерное(ые) для разных параметров (например, амплитуда и/или частота) акустического(их) колебания(ий) 112, геофоны 118 могут производить электрические выходные сигналы, содержащие данные о подземном пласте. Полученные данные 120 могут использоваться как входные данные для компьютера 122.1 передвижной сейсмической станции 106.1 и оперативно изменяться в зависимости от входных данных, компьютер 122.1 может генерировать сейсмические и микросейсмические выходные данные 124. Выходные сейсмические данные могут по желанию храниться, передаваться или подвергаться дальнейшей обработке, например, сжиматься.[0044] In response to the received acoustic vibration (s) 112, characteristic of different parameters (eg, amplitude and / or frequency) of the acoustic vibration (s) 112, geophones 118 can produce electrical output signals containing data about the subterranean formation. The obtained
[0045] Фиг. 1.2 иллюстрирует операцию бурения, осуществляемую бурильным инструментом 106.2, который подвешен на буровой установке 128 и распространяется в подземные пласты 102 для образования ствола скважины 136 или другого канала. Резервуар 130 для бурового раствора может использоваться для подачи бурового раствора в бурильные инструменты посредством промыслового трубопровода 132 для переноса бурового раствора через бурильные инструменты по стволу скважины 136 и обратно на поверхность. Буровой раствор может быть отфильтрован и возвращен обратно в резервуар для бурильного раствора. Циркуляционная система может использоваться для хранения, контроля или фильтрации текучих буровых растворов. Данная фигура иллюстрирует, что бурильные инструменты углублены в подземные пласты, чтобы достичь пласта-коллектора 104. Каждая скважина может достигать одну или более пластов-коллекторов. Бурильные инструменты могут быть адаптированы для измерения свойств в скважинных условиях с использованием геофизического исследования скважин во время бурения. Помимо адаптирования бурильных инструментов для использования в геофизическом исследовании, с их помощью можно брать образцы 133 керна, как проиллюстрировано на фигуре, или их можно убрать, чтобы пробы образца керна можно было взять с помощью другого инструмента.[0045] FIG. 1.2 illustrates a drilling operation carried out by a drilling tool 106.2, which is suspended on a
[0046] Единица 134 поверхности может использоваться для связи с бурильными инструментами и/или операций за пределами площадки. Единица поверхности может поддерживать связь с бурильными инструментами для отправки команд бурильным инструментам, а также для получения данных из них. Единица поверхности может быть снабжена вычислительной техникой для получения, хранения, обработки и/или анализа данных о добыче. Единица поверхности может собирать данные, полученные во время бурильной операции и выдавать выходные данные 135, которые могут быть сохранены или переданы. Вычислительная техника, например единица поверхности, может быть расположена в различных местах вокруг буровой площадки и/или на удаленных участках.[0046] The
[0047] Датчики (S), например, измерительные приборы, могут располагаться вокруг месторождения для сбора данных по различным операциям, как описано выше. Как показано, датчик (S) может быть расположен в одном или нескольких местах бурильных инструментов и/или на буровой установке для измерения буровых параметров, например, нагрузка на долото, крутящий момент на долоте, давление, температура, расход потока, состав, скорость вращения и/или других параметров добычи. Датчики (S) также могут быть расположены в одном или нескольких местах циркуляционной системы.[0047] Sensors (S), for example, measuring devices, may be located around the field to collect data on various operations, as described above. As shown, the sensor (S) can be located in one or more places of the drilling tools and / or on the drilling rig for measuring drilling parameters, for example, the load on the bit, the torque on the bit, pressure, temperature, flow rate, composition, speed and / or other production parameters. Sensors (S) can also be located in one or more places in the circulation system.
[0048] Данные, полученные датчиками, могут быть собраны единицей поверхности и/или другими источниками сбора информации для анализа или другой обработки. Данные, собранные датчиками могут быть использованы отдельно или в сочетании с другими данными. Данные могут быть собраны в одну или несколько баз данных и/или переданы на площадку или за ее пределы. Все данные или их часть могут быть выборочно использованы для анализа и/или прогнозирования операций данного и/или другого стволов скважины. Данные могут быть данными за прошедшие периоды, данными в реальном времени или их комбинациями. Данные в реальном времени могут быть использованы в оперативном порядке или храниться для дальнейшего использования. Эти данные также могут быть объединены с данными за прошедшие периоды или другими входными данными для дальнейшего анализа. Данные могут храниться в отдельных базах данных или быть объединены в единую базу данных.[0048] Data obtained by sensors may be collected by a surface unit and / or other sources of information collection for analysis or other processing. The data collected by the sensors can be used separately or in combination with other data. Data can be collected in one or more databases and / or transferred to or from the site. All or part of the data can be selectively used to analyze and / or predict the operations of a given and / or other wellbore. The data may be historical data, real-time data, or combinations thereof. Real-time data can be used online or stored for future use. This data can also be combined with historical data or other input data for further analysis. Data can be stored in separate databases or be combined into a single database.
[0049] Собранные данные могут использоваться для выполнения анализа, например, операций моделирования. Например, сейсмические выходные данные могут использоваться для выполнения геологического, геофизического анализа и/или анализа технологии разработки месторождения. Данные о пласте-коллекторе, стволе скважины, наземные данные и/или обработанные данные могут использоваться для моделирования пласта-коллектора, ствола скважины, геологического, геофизического и прочих моделирований. Выходные данные об операции добычи могут быть получены непосредственно от датчиков или после предварительной обработки, или моделирования. Эти выходные данные могут выступать входными данными для дальнейших анализов.[0049] The collected data can be used to perform analysis, for example, modeling operations. For example, seismic output can be used to perform geological, geophysical and / or field development analysis. Data on the reservoir, borehole, ground data and / or processed data can be used to simulate the reservoir, borehole, geological, geophysical and other simulations. The output of the production operation can be obtained directly from the sensors or after pre-processing or simulation. This output can serve as input for further analyzes.
[0050] Данные могут быть собраны и храниться в единице 134 поверхности. Одна или более единиц поверхности могут располагаться на буровой площадке или удаленно подключаться к ней. Единица поверхности может представлять собой независимую установку или сложную сеть установок, используемую для выполнения необходимых функций управления данными на всем месторождении. Единица поверхности может быть ручной или автоматической. Единица 134 поверхности может управляться и/или регулироваться пользователем.[0050] Data may be collected and stored at
[0051] Единица поверхности может быть снабжена приемопередатчиком 137, чтобы позволить обмен данными между единицей поверхности и другими участками данного месторождения или другими площадками. Единица поверхности 134 может быть также снабжена или функционально подключена к одному или более автоматическим регуляторам для приведения в действие механизмов на буровой площадке 100. Таким образом, единица 134 поверхности может посылать сигналы на месторождение в ответ на полученные данные. Единица поверхности может получать команды через приемопередатчик или может сама давать команды автоматическим регуляторам. Процессор может использоваться для анализа данных (на месте или удаленно), принятия решений и/или приведения автоматических регуляторов в действие. Таким образом, операции могут выборочно корректироваться, основываясь на собранных данных. Части операций, такие как управляемое бурение, нагрузка на долото, производительность насосной установки и другие параметры могут быть оптимизированы на основе данной информации. Эти корректировки могут делаться автоматически на основе компьютерного протокола и/или вручную оператором. В некоторых случаях конструкции скважины могут корректироваться, чтобы выбрать оптимальные условия работы или избежать проблем.[0051] A surface unit may be provided with a
[0052] Фиг. 1.3 иллюстрирует канатные работы в скважине, выполняемые канатным инструментом 106.3, который подвешен на буровой установке 128 и в стволе скважины 136 на Фиг. 1.2. Канатный инструмент 106.3 может быть приспособлен к развертыванию в скважине 136 для формирования геофизического исследования скважины, выполнения скважинных испытаний и/или сбора проб. Канатный инструмент 106.3 может использоваться для обеспечения другого способа и устройства выполнения операции сейсмометрического исследования. Канатный инструмент 106.3 на Фиг. 1.3 может, к примеру, иметь источник взрывчатых, радиоактивных, электрических или акустических волн 144, который посылает и/или принимает электрические сигналы в окружающую толщу пород 102, а также флюиды.[0052] FIG. 1.3 illustrates wireline work in a well performed by wireline tool 106.3, which is suspended on a
[0053] Канатный инструмент 106.3 может быть оперативно подключен к, например, геофонам 118 и компьютеру 122.1 передвижной сейсмической станции 106.1 на Фиг. 1.1. Канатный инструмент 106.3 также может предоставлять данные единице поверхности 134. Единица поверхности 134 может собирать данные, полученные во время канатных работ в скважине и выдавать выходные данные 124, которые могут быть сохранены или переданы. Канатный инструмент 106.3 может быть расположен на разных глубинах ствола скважины для обеспечения исследования или другой информации касательно подземного пласта.[0053] The cable tool 106.3 can be operatively connected to, for example, geophones 118 and computer 122.1 of the mobile seismic station 106.1 in FIG. 1.1. Rope tool 106.3 can also provide data to surface
[0054] Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут располагаться вокруг месторождения 100 для сбора данных по различным операциям, как описано выше. Как показано, датчик (S) расположен в канатном оборудовании 106.3 для измерения буровых параметров, к которым относятся, например, пористость, проницаемость, состав флюида и/или другие параметры добычи.[0054] Sensors (S), such as measuring devices, may be located around the
[0055] Фиг. 1.4 иллюстрирует операцию, осуществляемую технологическим оборудованием 106.4, идущим от эксплуатационного оборудования или фонтанной арматуры 129 и в законченном стволе скважины 136 на Фиг. 1.3 для отбора флюида из скважины на наземное оборудование 142. Флюид течет из пласта-коллектора 104 через перфорационные отверстия в обсадной колонне (не показано) и поступает в технологическое оборудование 106.4 в стволе скважины 136 и на наземное оборудование 142 через сеть 146 сбора.[0055] FIG. 1.4 illustrates the operation carried out by process equipment 106.4 going from production equipment or gushing 129 and in the completed wellbore 136 of FIG. 1.3 to take fluid from the well to the
[0056] Датчики (S), такие как, измерительные приборы, могут располагаться вокруг месторождения для сбора данных по различным операциям, как описано выше. Как показано, датчик (S) может быть расположен на технологическом оборудовании 106.4 или вспомогательном оборудовании, например, фонтанной арматуре 129, наземном оборудовании и/или производственном оборудовании для измерения параметров флюида, например, состава флюида, расхода потока, давлений, температур и/или других параметров операции добычи.[0056] Sensors (S), such as measuring instruments, may be located around the field to collect data on various operations, as described above. As shown, the sensor (S) may be located on processing equipment 106.4 or auxiliary equipment, for example, gushing 129, ground equipment and / or production equipment for measuring fluid parameters, for example, fluid composition, flow rate, pressure, temperature and / or other parameters of the mining operation.
[0057] Хотя показаны только упрощенные конфигурации буровой площадки, следует иметь в виду, что месторождение или буровая площадка 100 могут охватывать участок суши, моря и/или водоемы, в которых располагается одна или несколько буровых площадок. Добыча может также включать нагнетательные скважины (не показаны) для повышения отдачи или хранения углеводородов, диоксида углерода или воды, например. Одна или несколько систем промыслового сбора могут быть оперативно подключены к одной или нескольким буровым площадкам для избирательного сбора скважинного флюида из буровой(ых) площадки(ок).[0057] Although only simplified configurations of the drilling site are shown, it should be borne in mind that the field or
[0058] Следует учесть, что Фиг. 1.2-1.4 иллюстрируют инструменты, которые могут использоваться для измерения не только свойств нефтяного месторождения, но и не на нефтяном месторождении, например, шахтах, водоносных слоях, хранилищах и других подземных сооружениях. Также, несмотря на то, что проиллюстрированы определенные инструменты сбора данных, следует иметь в виду, что также могут использоваться различные измерительные инструменты (например, канатный инструмент, телеметрическое сопровождение бурения (MWD), каротажный прибор (LWD), образцы керна и др.), способные измерять такие параметры, как время двойного прохождения сейсмической волны, плотность, удельное сопротивление, темп добычи и т.д. подземного пласта и/или его геологических образований. Различные датчики (S) могут располагаться в разных местах вокруг ствола скважины и/или инструментов мониторинга для сбора и/или мониторинга нужных данных. Другие источники данных могут также предоставляться из мест за пределами площадки.[0058] Note that FIG. 1.2-1.4 illustrate tools that can be used to measure not only the properties of an oil field, but also not in an oil field, such as mines, aquifers, storage facilities and other underground structures. Also, despite the fact that certain data collection tools are illustrated, it should be borne in mind that various measuring tools can also be used (for example, wireline tool, telemetric drilling support (MWD), logging tool (LWD), core samples, etc.) capable of measuring parameters such as double seismic wave propagation time, density, resistivity, production rate, etc. underground layer and / or its geological formations. Various sensors (S) may be located in different places around the wellbore and / or monitoring tools to collect and / or monitor the desired data. Other data sources may also be provided from off-site locations.
[0059] Конфигурация месторождения на Фиг. 1.1-1.4 иллюстрирует примеры буровой площадки 100 и различных операций, которые можно использовать с методами, представленными в данном документе. Часть или целое месторождение может быть сушей, водой и/или морем. Также, в то время как проиллюстрирован один замер на одном месторождении, технология разработки месторождения может использоваться с любой комбинацией одного или нескольких месторождений, одного или нескольких технологических оборудований, а также одной или нескольких буровых площадок.[0059] The field configuration in FIG. 1.1-1.4 illustrates examples of the well 100 and various operations that can be used with the methods presented in this document. A part or the whole field may be land, water and / or sea. Also, while one measurement is illustrated at one field, field development technology can be used with any combination of one or more fields, one or more process equipment, and one or more drilling sites.
[0060] Фиг. 2.1-2.4 графически иллюстрируют примеры данных, полученных инструментами, проиллюстрированными на Фиг. 1.1-1.4, соответственно. Фиг. 2.1 иллюстрирует сейсмическую трассу 202 подземного пласта, проиллюстрированного на Фиг. 1.1, которая была получена передвижной сейсмической станцией 106.1. Сейсмическая трасса может быть использована для предоставления данных, таких как двусторонний отклик в течение периода времени. Фиг. 2.2 иллюстрирует образцы 133 керна, взятые с помощью бурильных инструментов 106.2. Образцы керна могут использоваться для предоставления таких данных, как график плотности, пористости, проницаемости и другого физического свойства образца керна по длине керна. В керне на флюидах могут выполняться тесты на плотность и вязкость с разными давлениями и температурами. Фиг. 2.3 иллюстрирует каротажную диаграмму 204 подземного пласта, проиллюстрированного на Фиг. 1.3, которая была получена с помощью канатного инструмента 106.3. Каротажная диаграмма может предоставлять удельное сопротивление или другие параметры пласта на разных глубинах. Фиг. 2.4 иллюстрирует кривую или график 206 снижения добычи флюида, текущего через подземный пласт, как проиллюстрировано на Фиг. 1.4, измеренную на наземном оборудовании 142. Кривая снижения добычи может обеспечивать темп добычи Q как функцию времени t.[0060] FIG. 2.1-2.4 graphically illustrate examples of data obtained by the tools illustrated in FIG. 1.1-1.4, respectively. FIG. 2.1 illustrates the
[0061] Соответствующие графики на Фиг. 2.1, 2.3 и 2.4 иллюстрируют примеры статических измерений, которые могут описывать или предоставлять информацию о физических характеристиках пласта и пласта-коллектора, содержащихся в нем. Эти измерения могут анализироваться для определения характеристик пласта(ов), определения точности измерений и/или проверки ошибок. Графики каждого из соответствующих измерений можно выровнять и масштабировать для сравнения и проверки характеристик.[0061] The corresponding graphs in FIG. 2.1, 2.3, and 2.4 illustrate examples of static measurements that can describe or provide information about the physical characteristics of a formation and a reservoir therein. These measurements can be analyzed to determine the characteristics of the formation (s), determine the accuracy of the measurements and / or check errors. The graphs of each of the corresponding measurements can be aligned and scaled for comparison and verification of characteristics.
[0062] Фиг. 2.4 иллюстрирует пример динамического исследования характеристик флюида на протяжении ствола скважины. Когда флюид течет по стволу скважины, измеряются его характеристики, например, расход потока, давления, состав и др. Как описано ниже, статические и динамические измерения могут анализироваться и использоваться для создания моделей подземного пласта с целью определения его характеристик. Подобные измерения могут также использоваться для измерения изменений в аспектах пласта в течение времени.[0062] FIG. 2.4 illustrates an example of a dynamic study of fluid characteristics throughout a wellbore. When a fluid flows through a wellbore, its characteristics are measured, for example, flow rate, pressure, composition, etc. As described below, static and dynamic measurements can be analyzed and used to create models of an underground formation to determine its characteristics. Similar measurements can also be used to measure changes in aspects of the formation over time.
НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЕ ОПЕРАЦИИOIL OPERATIONS
[0063] Операции добычи могут моделироваться до, во время или после того, как была осуществлена добыча из ствола скважины. Моделирование добычи из сложного трещиноватого пласта может осуществляться с помощью различных методов. Модели двойной пористости могут использоваться, чтобы учитывать различия свойств пласта и остальных пластов-коллекторов (матриц). Двойная пористость может считать два разряжения сетки связанными, одно для системы трещин и второе для матрицы. Этот способ может также включать усредненные характеристики (например, для системы трещин) и упрощений для моделирования обменных членов между двумя средними. Этот способ может использоваться, например, для пластов-коллекторов с естественной трещиноватостью. Дополнительный анализ может предоставляться для эффектов околоскважинного пространства системы трещин, например, в случае, когда трещины были созданы посредством гидравлического разрыва. Методы двойной пористости описаны в публикации Warren & Root, которая включена в данном документе выше путем ссылки.[0063] Production operations can be simulated before, during, or after production from the wellbore has been completed. Modeling production from a complex fractured formation can be carried out using various methods. Double porosity models can be used to account for differences in the properties of the formation and other reservoir formations (matrices). Double porosity can consider two mesh discharges to be connected, one for a system of cracks and the second for a matrix. This method may also include averaged characteristics (for example, for a system of cracks) and simplifications for modeling exchange terms between two means. This method can be used, for example, for reservoirs with natural fracturing. Additional analysis may be provided for the near-wellbore effects of a fracture system, for example, when fractures were created by hydraulic fracturing. Double porosity methods are described in the publication Warren & Root, which is incorporated herein by reference.
[0064] Другой подход включает использование одной среды, содержащей как пласт, так и пласт-коллектор, а также улучшенную числовую сетку. Для обработки может понадобиться дополнительное вычислительное время. Гибкость координатной привязки (например, генерация неструктурированной сетки) может осуществляться с помощью, например, специального симулятора пласта-коллектора.[0064] Another approach involves using a single medium containing both the reservoir and the reservoir, as well as an improved numerical grid. Additional processing time may be required for processing. The flexibility of the coordinate reference (for example, the generation of an unstructured grid) can be carried out using, for example, a special simulator of the reservoir.
[0065] Еще один подход включает использование уравнений двойной пористости в дискретной системе трещин (ДСТ). Пример ДСТ приведен в публикации Basquet, которая включена в данном документе выше путем ссылки. Дополнительные способы могут использоваться для моделирования потока из матрицы в разрыв. В некоторых случаях, например, как в случае со сжатым пластовым флюидом (например, газ), может учитываться история добычи из каждого матричного блока в ДСТ. На матричный блок может быть нанесена координатная сетка с использованием дополнительных неизвестных в системе уравнений. Примеры нанесения координатной сетки приведены в публикации Gong, которая включена в данном документе выше путем ссылки. Аналитические решения также могут быть представлены для моделирования потока. Решения могут быть выведены из уравнения неразрывности преобразования Лапласа. Примеры аналитических решений приведены в публикациях Cinco-Ley и Xu 2011, которые включены в данном документе выше путем ссылки.[0065] Another approach involves the use of double porosity equations in a discrete crack system (DST). An example of DST is given in the Basquet publication, which is incorporated herein by reference. Additional methods can be used to simulate flow from the matrix to the gap. In some cases, for example, as in the case of compressed formation fluid (for example, gas), the history of production from each matrix block in the DST can be taken into account. A grid can be applied to the matrix block using additional unknowns in the system of equations. Examples of applying the grid are given in the publication Gong, which is incorporated herein by reference. Analytical solutions can also be presented for flow modeling. Solutions can be derived from the continuity equation of the Laplace transform. Examples of analytical solutions are provided in the publications of Cinco-Ley and Xu 2011, which are incorporated herein by reference.
[0066] Переходное давление гидравлического разрыва пласта может рассматриваться для получения сложного выражения, которое может использовать численное интегрирование во времени. Постоянное давление гидравлического разрыва пласта также может рассматриваться и также может быть получено выражение расхода потока между матрицей и разрывом, которое линейно относительно давления. Данное решение может использоваться, например, в проводящих трещинах, где колебания давления внутри ДСТ незначительны (например, постоянное давление в стволе скважины). Настоящее изобретение может использовать один или несколько подходов к формированию аналитического решения. Данное решение может проходить в широком диапазоне трещин с удельной проводимостью при условии гидравлического разрыва пласта и/или естественной трещиноватости пласта-коллектора.[0066] The transient hydraulic fracturing pressure can be considered to obtain a complex expression that can use numerical integration over time. The constant hydraulic fracturing pressure can also be considered and an expression can also be obtained for the flow rate between the matrix and the fracture, which is linear with respect to pressure. This solution can be used, for example, in conducting fractures, where the pressure fluctuations inside the DST are insignificant (for example, constant pressure in the wellbore). The present invention may use one or more approaches to formulate an analytical solution. This solution can take place over a wide range of fractures with specific conductivity under the condition of hydraulic fracturing and / or natural fracturing of the reservoir.
[0067] Настоящее изобретение обеспечивает аналитическое решение в широком диапазоне трещин с удельной проводимостью при условии гидравлического разрыва пласта и/или естественной трещиноватости пласта-коллектора. Такое моделирование может применяться к нетрадиционным пластам-коллекторам, таким как сланцевый газ, хотя оно также может применяться и к другим подземным пластам. Эти нетрадиционные пласты-коллекторы имеют две основные особенности: низкую проницаемость породы и густую сеть естественной трещиноватости. Подход моделирования может использоваться, чтобы учитывать потенциальные различия в рабочем режиме нетрадиционных и других пластов-коллекторов, которые могут содержать горизонтальные скважины и большие гидравлические разрывы пласта для добычи. В некоторых случаях эти методы обработки вызывают гидравлические трещины, которые взаимодействуют с естественными трещинами и могут привести к сложной системе трещин, которые связывают скважину с пластом-коллектором.[0067] The present invention provides an analytical solution in a wide range of conductivity fractures under the condition of hydraulic fracturing and / or natural fracturing of the reservoir. Such modeling can be applied to unconventional reservoirs, such as shale gas, although it can also be applied to other underground formations. These unconventional reservoirs have two main features: low rock permeability and a dense network of natural fractures. The modeling approach can be used to take into account potential differences in the operating mode of unconventional and other reservoirs, which may contain horizontal wells and large hydraulic fractures for production. In some cases, these treatment methods cause hydraulic fractures that interact with natural fractures and can lead to a complex fracture system that connects the well to the reservoir.
[0068] Настоящее изобретение раскрывает методологию моделирования добычи из пласта-коллектора, например, нетрадиционной (с естественной трещиноватостью) скважины после того, как была создана сложная система гидравлических трещин. Раскрытый способ сначала экстраполирует результаты, полученные из нетрадиционной модели разрушения (НМР), а затем обрабатывает их при помощи методологии, которая бы предоставила пользователю прогноз добычи в скважине на несколько лет, в пределах срока и степени точности. Способ текущей модели расширяет обоснование полуаналитической модели для целого ряда проводимостей трещин, чтобы рассматривать их в реальных случаях. Данная модель может быть сравнена с симуляторами пластов-коллекторов, например, ECLIPSE™, который производится компанией Schlumberger Technology Corporation (см.: www.slb.com), для демонстрации возможностей алгоритма с целью получения точных результатов для заданного диапазона проводимости трещины.[0068] The present invention discloses a methodology for simulating production from a reservoir, for example, an unconventional (with natural fracturing) well after a complex hydraulic fracture system has been created. The disclosed method first extrapolates the results obtained from an unconventional fracture model (NMR), and then processes them using a methodology that would provide the user with a forecast of production in the well for several years, within the time and degree of accuracy. The current model method extends the rationale for the semi-analytical model for a number of crack conductivities to consider them in real cases. This model can be compared with simulators of reservoir formations, for example, ECLIPSE ™, which is manufactured by Schlumberger Technology Corporation (see: www.slb.com), to demonstrate the capabilities of the algorithm in order to obtain accurate results for a given range of fracture conductivity.
[0069] Настоящее изобретение также раскрывает способ моделирования добычи из пластов-коллекторов с естественной трещиноватостью, где трещины были вызваны гидравлическим разрывом пласта. Части способа могут быть реализованы в программе, которая моделирует операцию по гидравлическому разрыву пласта. Способ может сначала экстраполировать результаты моделирования, чтобы воссоздать адаптированную систему гидравлических трещин с усредненными характеристиками между пересечениями системы, а затем оценить эквивалентную глубину блока на фоне каждой поверхности трещины. Наконец, для запуска режима эксплуатации скважины и моделирования добычи могут быть введены параметры. Добыча из каждого матричного блока, контактирующего с разрывом, использует аналитическое выражение, которое может распространяться на целый спектр реальных значений для прикладных параметров (проводимость, проницаемость и т.д.). Это достигается путем корректировки начального периода эксплуатации на каждом временном шаге и для каждой поверхности трещины с целью учета задержек добычи каждого матричного блока и отчасти сохранить массовый баланс пластового флюида в пласте/пласте-коллекторе. Корректировка выполняется посредством алгоритма поиска, который определяет этот начальный период таким образом, что масса, на самом деле добытая с каждой стороны матричного блока, равна этой же массе, при условии, что текущие условия давления в непосредственно примыкающем разрыве были бы постоянными во времени и были бы начаты в скорректированный начальный момент времени. Способ можно сравнить с моделированием посредством симулятора пласта-коллектора, например, ECLIPSE™. Результаты по широкому диапазону трещин с удельной проводимостью могут быть выполнены и перепроверены на симуляторе пласта-коллектора.[0069] The present invention also discloses a method for simulating production from naturally fractured reservoirs, where the fractures were caused by hydraulic fracturing. Parts of the method can be implemented in a program that simulates a hydraulic fracturing operation. The method may first extrapolate the simulation results to recreate an adapted hydraulic fracture system with averaged characteristics between the intersections of the system, and then estimate the equivalent block depth against the background of each crack surface. Finally, parameters can be entered to start a well operating mode and simulate production. Extraction from each matrix block in contact with the discontinuity uses an analytical expression that can extend to a whole range of real values for applied parameters (conductivity, permeability, etc.). This is achieved by adjusting the initial period of operation at each time step and for each surface of the fracture in order to take into account the production delays of each matrix block and partially maintain the mass balance of the reservoir fluid in the reservoir / reservoir. Correction is performed by a search algorithm that determines this initial period in such a way that the mass actually produced on each side of the matrix block is equal to the same mass, provided that the current pressure conditions in the immediately adjacent gap were constant in time and were would start at the adjusted starting point in time. The method can be compared to simulations using a reservoir simulator, for example, ECLIPSE ™. The results for a wide range of conductivity cracks can be performed and rechecked on the reservoir simulator.
[0070] Фиг. 3 иллюстрирует типовую площадку добычи для гидравлического разрыва пласта подземной формации (далее в данном документе «площадка разрыва») в соответствии с настоящим изобретением. Площадка разрыва 300 может располагаться на суше или в водной среде и включает рабочую скважину 301, проходящую в подземном пласте, а также наблюдательную скважину 303, проходящую в подземном пласте, и смещенную от рабочей скважины 301. Наблюдательная скважина 303 включает группу геофонов-приемников 305 (например, трехкомпонентные геофоны), расположенные на определенном расстоянии, как видно из иллюстрации.[0070] FIG. 3 illustrates a typical production site for hydraulic fracturing of a subterranean formation (hereinafter “fracture site”) in accordance with the present invention. The
[0071] Во время операции разрыва флюид гидроразрыва закачивается с поверхности 311 в рабочую скважину 301, приводя к тому, что вмещающая порода в пласте-коллекторе 307 углеводородов вызывает разрыв и образовывает гидравлическую систему 308 трещин. Такой разрыв вызывает микросейсмические события 310, которые излучают продольные волны (также именуемые первичными волнами или P-волнами) и поперечные волны (также именуемые вторичными волнами или S-волнами), которые распространяются через толщу земли и записываются с помощью группы геофонов-приемников 305 наблюдательной скважины 303.[0071] During the fracturing operation, hydraulic fracturing fluid is pumped from
[0072] Расстояние до микросейсмических событий 310 может быть рассчитано посредством измерения разности времен прибытия P-волн и S-волн. Также для определения угла азимута к событию может использоваться анализ смещения частиц, который изучает движение частиц P-волн. Глубина события 310 ограничена использованием задержек вступления P-волн и S-волн между группой приемников 305. Расстояние, угол азимута и глубина таких микросейсмических событий 310 могут использоваться для получения геометрической границы или профиля разрыва, вызванного флюидом гидроразрыва в течение времени, например, эллиптическая граница, характеризующаяся высотой h, эллиптический коэффициент сжатия e и главная ось, как проиллюстрировано на Фиг. 3.[0072] The distance to
[0073] Площадка 301 также включает подачу флюида гидроразрыва и устройств накачки (не показаны) для подачи под высоким давлением флюида гидроразрыва в рабочую скважину 301. Флюид гидроразрыва может храниться с предварительно смешанным в нем расклинивающим агентом (и, возможно, другими специальными ингредиентами). С другой стороны, флюид гидроразрыва может храниться без предварительно смешанных в нем расклинивающих агентов и прочих специальных ингредиентов, и расклинивающего агента (и/или другие специальные ингредиенты), организованно смешанного с флюидом гидроразрыва согласно системе управления технологическим процессом, описанной в патенте США No. 7516793, который включен в этот документ виде ссылки в полном объеме. Рабочая скважина 301 также включает датчик расхода (S), что схематически проиллюстрировано, для измерения расхода накачки флюида гидроразрыва, подаваемого в рабочую скважину и давления флюида гидроразрыва в стволе скважины 301.[0073]
[0074] Система 309 обработки данных связана с группой приемников 305 наблюдательной скважины 303 и датчиком S (например, датчик расхода и датчик давления в стволе скважины) рабочей скважины 301. Система 309 обработки данных может быть включена в и/или работать с единицей 134 поверхности. Система 309 обработки данных выполняет обработку данных, проиллюстрированную на Фиг. 4 и описанную в данном документе. Как будет понятно для специалистов в данной области техники, система 309 обработки данных включает функциональность обработки данных (например, один или несколько микропроцессоров, ассоциативная память и прочее аппаратурное и/или программное обеспечение) для выполнения изобретения, как описано в данном документе.[0074] The
[0075] Система 309 обработки данных может быть выполнена с помощью рабочей станции или прочей подходящей системы обработки данных, расположенной на площадке 301. С другой стороны, система 309 обработки данных может быть выполнена с помощью распределенной системы обработки данных, в которой данные передаются (предпочтительно в режиме реального времени) по каналу связи (обычно по спутниковой линии связи) на удаленную площадку для анализа данных, как описано в данном документе. Анализ данных может выполняться на рабочей станции или прочей подходящей системе обработки данных (например, кластер вычислительных машин или грид-вычисления). Кроме того, функциональность обработки данных настоящего изобретения может храниться на запоминающем программном устройстве (например, одном или нескольких оптических дисках или переносном устройстве долгосрочного хранения данных, или доступном по сети сервере) и по необходимости загружена в подходящую систему обработки данных для выполнения в ней обработки, как описано в данном документе.[0075] The
[0076] Блок-схема на Фиг. 4.1 иллюстрирует способ 400.1 выполнения нефтепромысловой операции. Способ 420 включает выполнение операции разрыва (реальной или смоделированной), 422 формирование ДСТ вокруг ствола скважины, 424 определение глубины заложения дренажа посредством ДСТ, 426 определение, по меньшей мере, одного параметра добычи, а также 428 выполнение операции добычи.[0076] The block diagram of FIG. 4.1 illustrates a method 400.1 for performing an oilfield operation.
[0077] Фиг. 4.2 иллюстрирует способ 400.2 выполнения операции добычи. Эта операция добычи может быть такой же, как операция 428 добычи на Фиг. 4.1. В случае способа 400.2 операция добычи моделируется. Как показано на Фиг. 4.2, способ 400.4 включает 421 определение расхода потока посредством дискретной системы трещин, 423 формирование профиля давления дискретной системы трещин на основе расхода потока, а также 425 определение темпа добычи на основе профиля давления. Способ также может включать 427 проверку темпов добычи. Способ может включать прочие характеристики или выполняться в другом порядке.[0077] FIG. 4.2 illustrates a method 400.2 for performing a mining operation. This mining operation may be the same as the
[0078] Выполнение операции 421 разрыва включает формирование трещин вокруг ствола скважины и определение гидравлической системы трещин вокруг ствола скважины. Данная операция разрыва может быть выполнена посредством непосредственной закачки флюида, что проиллюстрировано, например, на Фиг. 3. Гидравлический разрыв пласта скважины также может быть смоделирован с помощью моделей гидроразрыва пласта. Моделирование может включать формирование системы трещин вокруг ствола скважины. Методы дискретной системы трещин приведены в патентной заявке США No. 20100307755. Данные, полученные посредством реального или смоделированного гидравлического разрыва, могут использоваться для формирования данных, описывающих полученную ДСТ.[0078] Performing a
[0079] Моделирование гидравлического разрыва пласта 530 может быть визуально представлено посредством компьютерной анимации, как проиллюстрировано на Фиг. 5. Моделирование 530 гидравлического разрыва пласта включает множество трещин 534, которые образуют гидравлическую систему 536 трещин. Компоненты 536 системы трещин, например, раствор 538, флюид 540 и пласт-коллектор 542 изображены в системе 536 трещин.[0079] The fracturing
[0080] Формирование ДСТ 422 включает экстраполирование характеристик разрушения из гидравлической системы трещин. ДСТ может быть сформирована с помощью экстраполирования характеристик разрушения. Характеристики разрушения могут быть экстраполированы из модели 530 гидравлического разрыва пласта. Данные могут автоматически экспортироваться для создания визуализации 532 системы добычи, что схематически проиллюстрировано стрелкой 533. Фиг. 5 иллюстрирует пример экспорта данных из модели 530 гидравлического разрыва пласта в визуализацию системы 532 добычи. Визуализация системы 532 добычи представляет пример создания моделированной гидравлической системы трещин из измеренных характеристик разрушения в эквивалентную систему ДСТ. Экспорт может осуществляться для создания ДСТ 535 в формате, который может использоваться моделью добычи.[0080] The formation of
[0081] В примере, проиллюстрированном на Фиг. 5, ДСТ 535 содержит ветви 544 и пересечения (или концы трещин) 546. Эти оперяющие трещины 544 и пересечения 546 выделяют части модели 530 гидравлического разрыва, которые отображают поток 536 флюида через систему трещин. Оставшиеся трещины 534 были исключены.[0081] In the example illustrated in FIG. 5,
[0082] Формат ДСТ 535 рассматривает индивидуальное усредненное значение для каждой характеристики в каждой оперяющей трещине 544. Оперяющая трещина 544 определяется как трещина, соединяющая два пересечения 536. Эти пересечения 536 могут быть пересечением трещин или пересечением трещины и конца трещины. Характеристики в каждой оперяющей трещине 544 могут включать, например, пространственные координаты на конце трещины, усредненную проводимость, усредненную высоту, усредненное пластовое давление в месте ответвления и/или усредненную проницаемость в месте ответвления.[0082] The
[0083] Описание ДСТ 535 на пересечениях 546 и в ветвях 544 может использоваться в настоящей модели для расчета давления на пересечениях 546. Данное описание также может использовать ветви 544 как для соединения пересечения 546, так и расчета добычи из примыкающих матричных блоков. [0083] The description of
[0084] Возвращаясь к Фиг. 4, определение 424 глубины заложения дренажа посредством ДСТ 535 может осуществляться с использованием матричных блоков. Как проиллюстрировано на Фиг. 6, визуализация системы 532 добычи на Фиг. 5 была изменена на визуализацию системы 532 добычи, изображающую модифицированную ДСТ 535' с матричным блоком 648 перед каждой оперяющей трещиной 544, как проиллюстрировано на Фиг. 6. У каждого матричного блока есть своя глубина 650.[0084] Returning to FIG. 4, determination of
[0085] Визуализация системы 532' добычи предоставляет пример определения глубины матрицы 650, подлежащей истощению, на каждой стороне всех ветвей 544. Модифицированная ДСТ 535' может использоваться для автоматического или ручного определения глубины заложения дренажа 650 для каждого матричного блока 648. Это можно сделать таким образом, чтобы общий и фактический объем данного матричного блока (не контактирующего ни с какой из границ пласта-коллектора) мог быть дренирован.[0085] A visualization of the
[0086] Фиг. 7 схематически иллюстрирует поток флюида через матричный блок. Данная фигура иллюстрирует определение эквивалентной длины блока и расчет эквивалентной длины блока. В примере, показанном для квадратного матричного блока 648.1, окруженного четырьмя оперяющими трещинами 544 одинаковой длины, можно предположить, что каждая четверть матрицы 752 матричного блока 648 может быть истощена через оперяющую трещину 544, с которой она контактирует. Также изображены объем 754.1 матричного блока 648, который истощается, и эквивалентная глубина блока, который подлежит истощению.[0086] FIG. 7 schematically illustrates fluid flow through a matrix block. This figure illustrates the determination of the equivalent block length and the calculation of the equivalent block length. In the example shown for a square matrix block 648.1 surrounded by four supporting
[0087] Исходя из того, что линейный поток из матричного блока 648.1 идет в оперяющую трещину 544 (как будет описано более подробно в данном документе), можно также предположить, что эта четверть 752 матричного блока 648 имеет длину L оперяющей трещины 544. Таким образом, глубина этой «четверти» 752 матричного блока 648.2 должна быть равна одной четвертой блока длины L (или L/4) для общего объема, подлежащего истощению, который тоже должен быть таким же. Как показано стрелкой 733, используя линейную аппроксимацию потока можно определить эквивалентную глубину блока L/4 для объема 754.2 матричного блока 648.2, подлежащего истощению. Могут использоваться более сложные формы блоков, но это может привести к использованию более сложных методов.[0087] Based on the fact that the linear flow from the matrix block 648.1 goes into the support crack 544 (as will be described in more detail herein), it can also be assumed that this
[0088] Снова, обращаясь к Фиг. 4, определение 426 одного или нескольких параметров добычи может быть выполнено посредством получения пользовательского ввода. Пользователь может определить один или несколько параметров, которые подлежат рассмотрению в моделировании. Пользователь может выбрать эти параметры добычи на основе некоторых критериев или по желанию. Примеры параметров добычи, которые могут быть выбраны, включают давление в забое (BHP), вязкость пластового флюида в условиях пласта-коллектора, коэффициент сжатия пластового флюида в условиях пласта-коллектора, а также, срок, на протяжении которого будет моделироваться добыча.[0088] Again, referring to FIG. 4, determining 426 of one or more production parameters can be performed by obtaining user input. The user can define one or more parameters that are to be considered in the simulation. The user can select these production parameters based on some criteria or at will. Examples of production parameters that can be selected include bottom-hole pressure (BHP), reservoir fluid viscosity under reservoir conditions, reservoir fluid compression ratio under reservoir conditions, and the period over which production will be simulated.
[0089] Выполнение операции добычи 428 включает добычу флюида из подземного пласта на основании глубины заложения дренажа и, по меньшей мере, одного параметра добычи. Операция добычи может быть реальной или смоделированной. Реальные операции добычи включают вывод флюидов на поверхность, как показано на Фиг. 1.4. Смоделированная добыча может выполняться с помощью симуляторов добычи. Так же может быть представлена визуализация результатов добычи. Такая визуализация может позволить пользователю визуализировать снижение добычи и совокупной добычи, а также динамику поля давления в системе трещин и матричных блоках. Фиг. 8.1-8.3 представляют примеры визуализации данных по добыче во времени (например, 140 дней).[0089] Performing a
[0090] График 800.1 на Фиг. 8.1 иллюстрирует темп добычи 856.1. График 800.1 иллюстрирует добычу за день (Mscf/d – тысяча кубических футов в день) (ось y) в отношении к времени t в днях (ось x). График 800.2 на Фиг. 8.2 иллюстрирует совокупную добычу 856.2. График 800.2 иллюстрирует совокупную добычу P (MMscf – миллион кубических футов в день) (ось y) в отношении к времени t (ось x). Фиг. 8.3 представляет собой трехмерный график 800.3, иллюстрирующий пластовое давление (ось z) в отношении расстояния x (m) (ось x) и расстояние y (m) (ось y), а также давление в системе трещин 858 и матричных блоках 848. Эти и другие иллюстрации могут быть представлены. Операция добычи может быть скорректирована на основе оценок добычи.[0090] Graph 800.1 in FIG. 8.1 illustrates the production rate of 856.1. Graph 800.1 illustrates daily production (Mscf / d - thousand cubic feet per day) (y axis) in relation to time t in days (x axis). Graph 800.2 in FIG. 8.2 illustrates cumulative production of 856.2. Graph 800.2 illustrates cumulative production of P (MMscf - million cubic feet per day) (y axis) in relation to time t (x axis). FIG. 8.3 is a three-dimensional graph 800.3 illustrating reservoir pressure (z axis) with respect to distance x (m) (x axis) and distance y (m) (y axis), as well as pressure in
ОПЕРАЦИИ ДОБЫЧИMINING OPERATIONS
[0091] Операция добычи (428 и/или 400.2) будет описана в трех частях. Во-первых, в анализе используются уравнения и предоставляются их аналитические решения. Во-вторых, эффект проводимости модели предоставляется на ряду с примером, включающим одну оперяющую трещину, как для высокой, так и для низкой проводимостей. В-третьих, предоставляется обоснование модели и пути решения вопросов, таких как проводимость.[0091] The mining operation (428 and / or 400.2) will be described in three parts. First, the analysis uses equations and provides their analytical solutions. Secondly, the conductivity effect of the model is provided along with an example that includes a single fissure crack, both for high and low conductivities. Third, a rationale is provided for the model and ways to address issues such as conductivity.
1. АНАЛИТИЧЕСКОЕ РЕШЕНИЕ1. ANALYTICAL DECISION
[0092] Темп добычи может определяться с помощью основных уравнений и аналитических решений. Уравнение неразрывности для сжимаемого флюида в пористой среде применяется как для матриц, так и для разрывов. Внутри системы трещин уравнение неразрывности может быть преобразовано следующим образом:[0092] The rate of production can be determined using basic equations and analytical solutions. The continuity equation for a compressible fluid in a porous medium is applied both to matrices and to discontinuities. Inside the crack system, the continuity equation can be transformed as follows:
[0093] Qmf – расход потока из матрицы в пласт-коллектор, Qf – расход потока внутри разрыва, ρ – плотность флюида, а Xf – ось вдоль разрыва. Считается, что проницаемость трещины (проницаемость, деленная на ширину) так велика, что можно пренебречь переходной величиной уравнения неразрывности на шкале времени, рассматриваемой для моделирования добычи (от дней до лет). Можно также предположить, что внутри системы трещин имеет место ламинарный поток.[0093] Q mf is the flow rate from the matrix to the reservoir, Q f is the flow rate inside the fracture, ρ is the fluid density, and X f is the axis along the fracture. It is believed that the permeability of the fracture (permeability divided by the width) is so great that we can neglect the transition value of the continuity equation on the time scale considered for modeling production (from days to years). It can also be assumed that a laminar flow takes place inside the crack system.
[0094] Pf – давление внутри разрыва, C – проводимость, T – температура. Функция m – псевдодавление (Al-Hussainy с соавт. «The Flow of Real Gases Through Porous Media», Journal of Petroleum Technology, 1966, pp. 624-36).[0094] P f is the pressure inside the fracture, C is the conductivity, T is the temperature. Function m - pseudo-pressure (Al-Hussainy et al. “The Flow of Real Gases Through Porous Media”, Journal of Petroleum Technology, 1966, pp. 624-36).
[0095] В матрице уравнение неразрывности для сжимаемого флюида принимает следующий вид.[0095] In the matrix, the continuity equation for a compressible fluid takes the following form.
[0096] Pm – давление внутри матрицы, km – первичная проницаемость, ct – сжимаемость флюида, µ – вязкость, Z – объемный коэффициент и φm – пористость матрицы. Для упрощения Уравнение 4 может быть преобразовано следующим образом:[0096] P m is the pressure inside the matrix, k m is the primary permeability, c t is the fluid compressibility, μ is the viscosity, Z is the volume coefficient, and φ m is the matrix porosity. For simplicity,
a определяется в Уравнении 6.a is defined in Equation 6.
[0097] Чтобы рассчитать Qmf нужно решить Уравнение 5, где Xm – координата вдоль оси, ортогональна трещине 964 и ее координате Xf. Фиг. 9 иллюстрирует координаты на трещине 964 и матричном блоке 648.[0097] To calculate Q mf, it is necessary to solve
[0098] Решение Уравнения 5 может быть найдено с помощью преобразования Лапласа, как объясняется в публикации Jeannot, Yves. «Thansfert Thermique», Textbook, Ecole des Mines de Nancy, 2009. http://www.thermique55.com/principal/thermique.pdf; и Bello, R.O., «Rate Transient Analysis in Shale Gas Reservoirs with Transient Linear Behavior», PhD Thesis, 2009. Подробный перечень уравнений, воплощений, алгоритмов и переменных для настоящего метода приведен в данном документе.[0098] The solution to
[0099] Профиль давления в матрице может быть определен для постоянного давления гидроразрыва пласта. Первое предположение модели заключается в том, что поведение газа может быть описано следующим уравнением реального газа:[0099] The pressure profile in the matrix can be determined for a constant fracturing pressure. The first assumption of the model is that the behavior of the gas can be described by the following equation of real gas:
внутри матрицы (7) inside matrix (7)
внутри системы трещин (8) inside crack system (8)
[0100] Базовое уравнение для расчета линейного потока газа внутри матричного блока[0100] The basic equation for calculating the linear gas flow inside the matrix block
гдеWhere
[0101] Следующее определение псевдодавления упростит решение предыдущего уравнения[0101] The following pseudo-pressure definition will simplify the solution of the previous equation
[0102] Тогда Уравнение 11 принимает вид[0102] Then Equation 11 takes the form
гдеWhere
и граничные условия:and boundary conditions:
[0103] Применение преобразование Лапласа к решению уравнения (15) дает[0103] Application of the Laplace transform to the solution of equation (15) gives
гдеWhere
[0104] Для решения в качестве формы[0104] For the decision as a form
применение преобразования Лапласа к уравнению (16) applying the Laplace transform to equation (16)
которое дает, что B=0, поэтомуwhich gives B = 0, therefore
[0105] Пока предполагается, что давление в системе трещин практически постоянно.[0105] While it is assumed that the pressure in the system of cracks is almost constant.
[0106] Таким образом, применение преобразования Лапласа к уравнению (15) дает[0106] Thus, applying the Laplace transform to equation (15) gives
что даетwhat gives
и and
[0107] Преобразованием с помощью ряда Тейлора можно получить следующее:[0107] Conversion using the Taylor series you can get the following:
[0108] Обратное преобразование Лапласа дает[0108] The inverse Laplace transform gives
[0109] Таким образом, можно определить расход потока из матрицы в разрыв с постоянным давлением гидроразрыва пласта. Расход потока из матрицы в разрыв по закону Дарси:[0109] Thus, it is possible to determine the flow rate from the matrix into the fracture with a constant hydraulic fracturing pressure. The flow rate from the matrix to the gap according to Darcy's law:
[0110] Lk соответствует максимальной длине дренажа на стороне k разрыва. [0110] L k corresponds to the maximum drainage length on the rupture side k.
что даетwhat gives
[0111] Также может быть определен поток внутри оперяющей трещины между пересечением i и j. Поток внутри системы трещин описывается в следующем уравнении:[0111] The flow inside the support crack between the intersection i and j can also be determined. The flow inside the crack system is described in the following equation:
где Qmf – расход потока (m3/s) из матрицы в разрыв и Qf флюса (m2/s) из разрыва. При допущении, что поведение газа может быть описано следующим уравнением реального газа, данное уравнение принимает вид:where Q mf is the flow rate (m 3 / s) from the matrix to the gap and Q f of the flux (m 2 / s) from the gap. Assuming that the gas behavior can be described by the following real gas equation, this equation takes the form:
где следующие граничные условия:where the following boundary conditions:
где Lf – длина трещины между двумя пересечениями. С помощью следующего:where L f is the length of the crack between two intersections. Using the following:
и введение уравнения (30) в уравнение (32), получаем следующее: and introducing equation (30) into equation (32), we obtain the following:
гдеWhere
[0112] Решение уравнения (35) имеет форму [0112] The solution to equation (35) has the form
и уравнение (34) даетand equation (34) gives
[0113] Расход потока также можно получить на пересечении, например, i из ветви i, j.[0113] The flow rate can also be obtained at the intersection, for example, i from branch i, j.
[0114] При вводе уравнения (48) в уравнение (39)[0114] When entering equation (48) into equation (39)
если это элемент из обсадки, уравнение принимает видif it is an element from the casing, the equation takes the form
[0115] Можно также определить массовый баланс на пересечении между разрывами[0115] You can also determine the mass balance at the intersection between gaps
где N_ij – число ветвей, достигающих этого пересечения. where N_ij is the number of branches reaching this intersection.
[0116] Это можно преобразовать следующим образом[0116] This can be converted as follows
[0117] Функцию времени t0, k (t) потока жидкости через матричный блок также можно скорректировать. Целевую функцию F можно определить как разницу между реальными массами, добытыми к настоящему времени из каждой грани каждого матричного блока, а также массы, которая была бы получена при условии, что текущее поле давления внутри ДСТ было постоянным, а начальный период времени, рассматриваемый в аналитическом решении, был постоянным и равен t0,k (t).[0117] The function of the time t 0, k (t) of the fluid flow through the matrix block can also be adjusted. The objective function F can be defined as the difference between the real masses obtained to date from each face of each matrix block, as well as the mass that would be obtained provided that the current pressure field inside the DST was constant, and the initial time period considered in the analytical solution was constant and equal to t 0, k (t).
илиor
[0118] Начальный период времени t0,k (t) можно рассчитать путем определения t0,k (t), что дало бы F0,k (t)=0. Таким образом, общая масса, добытая из грани k ветви, равна массе, которая была бы добыта к настоящему времени той же ветвью при определенных условиях, например, при условии, что текущий режим давления в разрыве был бы таким же и постоянным с начального момента добычи t0,k (t), и/или при условии, что добыча из этой грани не велась бы до начального момента времени t0,k (t).[0118] The initial time period t 0, k (t) can be calculated by determining t 0, k (t), which would give F 0, k (t) = 0. Thus, the total mass extracted from the face k of the branch is equal to the mass that would have been produced by the same branch to date under certain conditions, for example, provided that the current pressure regime in the fracture would be the same and constant from the initial moment of production t 0, k (t), and / or provided that mining from this face would not have been carried out until the initial time t 0, k (t).
[0119] Значение t0,k (t) было найдено с помощью итеративного алгоритма Ньютона:[0119] The value of t 0, k (t) was found using Newton's iterative algorithm:
[0120] Производная рассчитывается с помощью количественного градиента[0120] Derivative calculated using a quantitative gradient
гдеWhere
a = переменнаяa = variable
ct = способность к сжатию (Па-1)c t = compressibility (Pa -1 )
C = проводимость (м2.м)C = conductivity (m 2 .m)
F o, k = целевая функция (м3)F o, k = objective function (m 3 )
H = высота трещины (м)H = crack height (m)
km = проницаемость матрицы (м2)k m = matrix permeability (m 2 )
L = максимальная длина заложения дренажа (м)L = maximum drainage length (m)
m = псевдодавление реального газа (Па/с)m = real gas pseudo-pressure (Pa / s)
m* = нормализованное псевдодавление реального газа (Па/с)m * = normalized pseudo-pressure of real gas (Pa / s)
mf = псевдодавление реального газа в трещинах (Па/с)m f = pseudo-pressure of real gas in cracks (Pa / s)
mf * = нормализованное псевдодавление реального газа в трещинах (Па/с)m f * = normalized pseudo-pressure of real gas in cracks (Pa / s)
mm = псевдодавление реального газа в матрице (Па/с)m m = pseudo-pressure of the real gas in the matrix (Pa / s)
mm * = нормализованное псевдодавление реального газа в матрице (Па/с)m m * = normalized pseudo-pressure of real gas in the matrix (Pa / s)
mm_0 = первичное псевдодавление реального газа в матрице (Па/с)m m_0 = primary pseudo- pressure of the real gas in the matrix (Pa / s)
M = молярная масса (кг/моль)M = molar mass (kg / mol)
Pm = давление в матрице (Па)P m = pressure in the matrix (Pa)
Pm0 = первичное давление в матрице (Па)P m0 = primary pressure in the matrix (Pa)
Pf = первичное давление в трещине (Па)P f = primary crack pressure (Pa)
PLB = низкое базовое давление (Па)P LB = low base pressure (Pa)
Qtot = общий расход потока из матричного блока в трещину (м3/с)Q tot = total flow rate from the matrix block to the crack (m 3 / s)
Qmf = локальный расход потока из матричного блока в трещину (м2/с)Q mf = local flow rate from the matrix block to the fracture (m 2 / s)
Qf = расход потока внутри матрицы (м3/с)Q f = flow rate inside the matrix (m 3 / s)
R = универсальная газовая постоянная (Дж/моль/К)R = universal gas constant (J / mol / K)
t = время (c)t = time (s)
t0, k = начальное время добычи (с)t 0, k = initial production time (s)
T = температура (К)T = temperature (K)
xf = координаты на трещине (м)x f = coordinates on the crack (m)
xm = координаты на матрице (м)x m = coordinates on the matrix (m)
Z = объемный коэффициентZ = volume ratio
µ = вязкость (Па⋅с)µ = viscosity (Pa⋅s)
φm = пористостьφ m = porosity
ρ = плотность пластового флюида (кг/м3)ρ = density of the reservoir fluid (kg / m 3 )
γ = переменнаяγ = variable
[0121] Где t0, k (t) известна, можно рассчитать профиль давления следующим образом:[0121] Where t 0, k (t) is known, the pressure profile can be calculated as follows:
[0122] Это решение линейно относительно давления, Уравнение 2 можно преобразовать и решить. [0122] This solution is linear with respect to pressure, Equation 2 can be transformed and solved.
[0123] Зная профиль давления внутри системы, можно рассчитать темп добычи по закону Дарси. [0123] Knowing the pressure profile within the system, it is possible to calculate the production rate according to Darcy's law.
[0124] Расчет может быть выполнен в разных системах трещин, не ограничиваясь временным шагом. В некоторых случаях, например, где добыча выполняется при постоянном давлении в забое (ВНР) и высокой проводимости, поток из матрицы может быть основан на предположении, что давление внутри разрыва остается постоянным. Но на самом деле, только трещины оперяющей трещины системы могут иметь высокую проводимость. Примеры расчета приведены в публикации Cipolla, C. L., Lolon, E. P., Mayerhofer, M. J., «Reservoir Modeling and Production Evaluation in shale-Gas Reservoirs», материале SPE 13185, представленном на Международной конференции нефтегазовых технологий в Дохе, Катар, 7 декабря 2009 года.[0124] The calculation can be performed in different systems of cracks, not limited to a time step. In some cases, for example, where production is performed at a constant bottomhole pressure (BHP) and high conductivity, the flow from the matrix may be based on the assumption that the pressure inside the fracture remains constant. But in fact, only cracks in the support crack of a system can have high conductivity. Calculation examples are provided by Cipolla, C. L., Lolon, E. P., Mayerhofer, M. J., “Reservoir Modeling and Production Evaluation in shale-Gas Reservoirs,” SPE 13185, presented at the International Conference on Petroleum and Gas Technologies in Doha, Qatar, December 7, 2009.
ОБОСНОВАНИЕ АНАЛИТИЧЕСКОГО РЕШЕНИЯSUBSTANTIATION OF AN ANALYTICAL DECISION
[0125] Аналитическое решение может быть обосновано 427 с помощью анализа решения для определения его применимости в заданном разрыве. Для изучения обоснования аналитической модели для разных значений проходимости трещины, можно проанализировать эволюцию давления и добычи в отдельно взятой ветви сложной системы трещин. Данное изучение может состоять из двух наборов равноудаленных параллельных трещин, как проиллюстрировано на Фиг. 10. Данная фигура описывает отдельно взятую ветвь 1070 в ДСТ 1072 около ствола скважины 1074, подлежащего анализу. Изображено, что матричный блок 1048 ДСТ 1072 имеет расход потока 1076 из матричного блока 1048 в оперяющую трещину 1070.[0125] An analytical solution can be justified 427 by analyzing the solution to determine its applicability in a given gap. To study the justification of the analytical model for different values of the permeability of the crack, we can analyze the evolution of pressure and production in a single branch of a complex system of cracks. This study may consist of two sets of equidistant parallel cracks, as illustrated in FIG. 10. This figure describes a
[0126] Для высокой проводимости (конечной) в системе трещин (например, 2500 mD.ft (миллиДарси фут) (762 mD.m) (миллиДарси метр)) в пласте-коллекторе примерно 0,0001 mD, BHP почти мгновенно рассеивается в системе, исходя из этого, можно пренебречь колебанием давления внутри ДСТ, по сравнению с перепадом давления между первичным давлением в пласте и ВНР.[0126] For high conductivity (finite) in a fracture system (for example, 2500 mD.ft (milliDars ft) (762 mD.m) (milliDars meter)) in the reservoir, approximately 0.0001 mD, BHP dissipates almost instantly in the system Based on this, the pressure fluctuation inside the DST can be neglected as compared to the pressure drop between the primary pressure in the reservoir and the BHP.
[0127] Фиг. 11.1 и 11.2 представляют собой трехмерные графики 1100.1 и 1100.2, иллюстрирующие давление в пласте P (ось z) в отношении расстояния y (м) (ось y) для 1 и 365 дней соответственно. Данная фигура иллюстрирует давление ДСТ и первичное давление в пласте 1178 за два разных периода времени добычи для высокопроводящей ДСТ. Эти и другие иллюстрации могут быть представлены. Операция добычи может быть скорректирована на основе оценок добычи.[0127] FIG. 11.1 and 11.2 are three-dimensional graphs 1100.1 and 1100.2 illustrating reservoir pressure P (z axis) with respect to distance y (m) (y axis) for 1 and 365 days, respectively. This figure illustrates the pressure of the DST and the primary pressure in the
[0128] Как проиллюстрировано на Фиг. 12, давление внутри выбранной оперяющей трещины (например, ветвь 1070 на Фиг. 10) может считаться постоянным в течение десяти лет добычи. Данная фигура иллюстрирует график 1200 давления (Pmo-Pf) (левая ось y) и начальный период времени T в днях (правая ось y) за период времени t в днях (например, в течение трех лет добычи) (ось x) при условии высокой проводимости. Сформированные линии для давления 1280 и временной задержки 1281 почти прямые.[0128] As illustrated in FIG. 12, the pressure inside the selected support fracture (for example,
[0129] Следствие этого почти постоянного давления в ДСТ проиллюстрировано на Фиг. 13, где совокупный объем добычи (из матричного блока в оперяющую трещину (например, 1048 в 1070 на Фиг.10)) сводится к максимуму извлекаемого объема, что определено массовым балансом (или первичным объемом газа в запасе пласта). На Фиг. 13 проиллюстрирован график 1300, на котором изображена совокупная добыча P (ось y) в отношении времени t (ось x) в виде кривой добычи 1384, которая достигает максимума извлекаемого объема 1382. Данная фигура иллюстрирует совокупную добычу из оперяющей трещины в отношении времени при условии высокой проводимости. В связи с тем, что мы рассматриваем сжимаемые флюиды, в данном примере, измерение объема может делаться в поверхностных условиях. Эта сходимость указывает на то, что аналитическое решение контролирует массовый баланс в случае высокой проводимости ДСТ. Такой же анализ для низкопроводящей (конечной проводимости) ДСТ (50 mD.ft (15,24 mD.ft)) может привести к другому заключению.[0129] A consequence of this almost constant pressure in the DST is illustrated in FIG. 13, where the total production volume (from the matrix block into the operating fracture (for example, 1048 to 1070 in FIG. 10)) is reduced to the maximum recoverable volume, which is determined by the mass balance (or the primary gas volume in the reservoir reserve). In FIG. 13 illustrates a
[0130] Как проиллюстрировано на Фиг. 14.1 и 14.2, давление в ДСТ может колебаться в сравнении с диапазоном давления модели (например, ВНР, первичное давление в пласте, и т.д.). Эта фигура иллюстрирует давление внутри ДСТ за два разных периода времени добычи для низкопроводящей ДСТ. Фиг. 14.1 и 14.2 представляют собой трехмерные графики 1400.1 и 1400.1, иллюстрирующие давление в пласте P (ось z) в отношении расстояния x (ось x) и расстояния y (ось y) для 1 и 365 дней, соответственно. Данная фигура иллюстрирует давление внутри ДСТ за два разных периода времени добычи для высокопроводящей ДСТ. Также изображены первичное давление в пласте 1478 и давление ДСТ 1435.[0130] As illustrated in FIG. 14.1 and 14.2, the pressure in the DST can fluctuate in comparison with the pressure range of the model (for example, VNR, primary pressure in the reservoir, etc.). This figure illustrates the pressure inside the DST over two different periods of production time for a low conductive DST. FIG. 14.1 and 14.2 are three-dimensional graphs 1400.1 and 1400.1 illustrating reservoir pressure P (z-axis) with respect to distance x (x-axis) and distance y (y-axis) for 1 and 365 days, respectively. This figure illustrates the pressure inside the DST for two different periods of production time for highly conductive DST. The primary pressure in the
[0131] Это колебание давления можно увидеть на давлении, записанном в оперяющей трещине в отношении времени, как показано на Фиг. 15. Как показано на Фиг. 15, где давление внутри выбранной оперяющей трещины (например, ветви 1070 на Фиг. 10), может считаться постоянным в течение десяти лет добычи. Данная фигура иллюстрирует график 1500 давления (Pmo - Pf) (левая ось y) и время задержки T в днях (правая ось y) за период времени t в днях (например, в течение трех лет добычи) (ось x) при условии низкой проводимости (бесконечно). Сформированные линии для нормализованного давления 1580 и временной задержки 1581 почти прямые. Также изображено колебание граничных условий 1584. [0131] This pressure fluctuation can be seen on the pressure recorded in the support crack in relation to time, as shown in FIG. 15. As shown in FIG. 15, where the pressure inside the selected support fracture (for example,
[0132] Это колебание давления в ДСТ означает, что предположение о постоянном давлении граничного условия в аналитическом решении может потребовать дополнительного анализа для подтверждения обоснования. Как следствие, рассчитанный расход потока из матрицы может быть недооценена и массовый баланс может быть неправильным, как проиллюстрировано на Фиг. 16. Фиг. 16 представляет собой график 1600, иллюстрирующий совокупную добычу P (ось y) в отношении времени t (ось x), в виде кривой добычи 1684, которая достигает максимума извлекаемого объема 1682. Данная фигура иллюстрирует совокупную добычу из оперяющей трещины в отношении времени при условии низкой проводимости. Также изображено отклонение 1686 между кривой добычи 1684 и максимумом извлекаемого объема 1682.[0132] This pressure fluctuation in the DST means that the assumption of a constant pressure of the boundary condition in the analytical solution may require additional analysis to confirm the justification. As a result, the calculated flow rate from the matrix may be underestimated and the mass balance may be incorrect, as illustrated in FIG. 16. FIG. 16 is a
[0133] Низкий коэффициент диффузии в системе трещин может привести к «задержке» добычи из блока в зависимости от того, как далеко (или как сообщается) от ствола скважины он расположен. Данное наблюдение является отправной точкой для способа, чтобы расширить обоснование аналитического решения для разрывов с низкой проводимостью. [0133] A low diffusion coefficient in the fracture system can lead to a “delay” in production from the block, depending on how far (or reportedly) it is located from the wellbore. This observation is the starting point for a method to expand the rationale for the analytical solution for low conductivity discontinuities.
РАСШИРЕННОЕ ОБОСНОВАНИЕ АНАЛИТИЧЕСКОГО РЕШЕНИЯADVANCED SUBSTANTIATION OF AN ANALYTICAL DECISION
[0134] Обоснование аналитического решения может быть расширено для модифицирования «начального» времени t0 (или t0, k (t)) таким образом, что добытый объем на настоящий момент из матричного блока равен объему, который был бы добыт согласно аналитическому решению при условии текущего давления внутри ДСТ. Во время выполнения данного исследования на каждом временном шаге и на каждой стороне каждой оперяющей трещины, аналитическое решение вынуждено удовлетворять массовому балансу. Поиск t0 начинается с определения целевой функции F с целью минимизации. [0134] The justification of the analytical solution can be extended to modify the “initial” time t 0 (or t 0, k (t)) so that the volume extracted at the moment from the matrix block is equal to the volume that would be produced according to the analytical solution if condition of the current pressure inside the DST. During the execution of this study at each time step and on each side of each supporting crack, the analytical solution is forced to satisfy the mass balance. Search t 0 begins with the determination of the objective function F in order to minimize.
Mtot – объем, добытый за время t из матричного блока на стороне k оперяющей трещины. Он сравним с интеграцией расхода потока из матрицы на протяжении длины оперяющей трещины и из начального момента времени t0, k в t. Для поиска t0, k, такого, при котором F равна нулю, может использоваться итеративный алгоритм Ньютона-Рафсона, как описано в Уравнении 51.M tot is the volume mined during time t from the matrix block on the side k of the supporting crack. It is comparable with the integration of the flow rate from the matrix over the length of the supporting crack and from the initial time t 0, k to t. To search for t 0, k , such that F is equal to zero, the iterative Newton-Raphson algorithm can be used, as described in Equation 51.
[0135] Производная функции F0, k рассчитывается с помощью количественного градиента. Если t0, k пересекает временные границы, оптимизация использует метод половинного деления. Такой алгоритм оптимизации очень эффективен в связи с тем, что решение из временного шага используется в качестве начального приближения для следующего цикла. С количественной точки зрения, расчет аппроксимированного объема требует интеграции во времени, что является наиболее процессороемкой частью моделирования. Алгоритм оптимизации используется для каждой стороны каждой ветви с минимальной зависимостью между переменными, делая эту часть алгоритма претендентом на параллельную обработку данных.[0135] The derivative of the function F 0, k is calculated using a quantitative gradient. If t 0, k crosses the time line, the optimization uses the half division method. Such an optimization algorithm is very effective due to the fact that the solution from the time step is used as an initial approximation for the next cycle. From a quantitative point of view, the calculation of the approximated volume requires integration over time, which is the most processor-intensive part of the simulation. An optimization algorithm is used for each side of each branch with a minimal dependence between the variables, making this part of the algorithm a contender for parallel data processing.
[0136] Чтобы проиллюстрировать механизм, лежащий в основе данного подхода, можно использовать вышеприведенный анализ отдельно взятой оперяющей трещины ДСТ с низкой проводимостью (конечной проводимостью) (50 mD.ft (15,24 mD.ft)). Это колебание давления можно увидеть на давлении, записанном в оперяющей трещине в отношении времени, как проиллюстрировано на Фиг. 17. Как проиллюстрировано на Фиг. 17, где давление внутри выбранной оперяющей трещины (например, ветвь 1070 на Фиг. 10) может считаться постоянным в течение десяти лет добычи. Данная фигура иллюстрирует график 1700 нормализированного давления (Pm, o – Pf) (левая ось y) и временную задержку T в днях (правая ось y) в течение времени t в днях (например, в течение трех лет добычи) (ось x) при условии низкой проводимости. Полученные линии для нормализованного давления 1780 и времени задержки 1781 имеют наклон.[0136] To illustrate the mechanism underlying this approach, one can use the above analysis of a single operating fracture DST with low conductivity (finite conductivity) (50 mD.ft (15,24 mD.ft)). This pressure fluctuation can be seen on the pressure recorded in the support crack in relation to time, as illustrated in FIG. 17. As illustrated in FIG. 17, where the pressure inside the selected support fracture (for example,
[0137] Фиг. 17 также иллюстрирует расчетное давление внутри разрыва и начальное время t0, k, скорректированное согласно предложенному способу. Увеличение t0, k со временем может быть необходимым для поддержания расхода потока из матрицы и совокупной добычи, как проиллюстрировано на Фиг. 18. На Фиг. 18 проиллюстрирован график 1800, на котором изображена совокупная добыча (ось y) в отношении времени (ось x) в виде кривой добычи 1884, которая достигает максимума извлекаемого объема 1882. Данная фигура иллюстрирует совокупную добычу из оперяющей трещины в отношении времени при условии низкой проводимости.[0137] FIG. 17 also illustrates the design pressure within the fracture and the initial time t 0, k corrected according to the proposed method. An increase in t 0, k over time may be necessary to maintain flow rate from the matrix and cumulative production, as illustrated in FIG. 18. In FIG. Figure 18 illustrates a plot of 1800 that depicts cumulative production (y axis) versus time (x axis) as a
[0138] Данная фигура показывает, что способ сокращает погрешность массового баланса, потому что совокупная добыча близко приближается к максимуму извлекаемого объема на Фиг. 18, в сравнении с Фиг. 16, таким образом, означая, что обоснование способа можно расширить с помощью аналитического решения.[0138] This figure shows that the method reduces the mass balance error because aggregate production is close to the maximum recoverable volume in FIG. 18, in comparison with FIG. 16, thus meaning that the rationale for the method can be extended with an analytical solution.
[0139] Фиг. 19 представляет собой таблицу, иллюстрирующую профиль давления P и начальную временную задержку T, как было рассчитано алгоритмом, на всей системе трещин при разных временных шагах t1 (1 день), t2 (200 дней) и t3 (3 года). Таблица включает ДСТ 1935.1, 1935.2 и 1935.3 для давления и ДСТ 1935.4, 1935.5 и 1935.6 для временной задержки при временных шагах t1, t2 и t3, соответственно. Данная фигура иллюстрирует давление и начальный период времени (или «задержку») в пласте-коллекторе за разное время добычи. Столбец «давление» показывает давление внутри пластовых блоков и давление внутри системы трещин. Столбец T «начальное время» показывает начальный момент времени для каждого блока, рассчитанный с помощью алгоритма.[0139] FIG. 19 is a table illustrating the pressure profile P and the initial time delay T, as calculated by the algorithm, over the entire system of cracks at different time steps t 1 (1 day), t 2 (200 days) and t 3 (3 years). The table includes DST 1935.1, 1935.2 and 1935.3 for pressure and DST 1935.4, 1935.5 and 1935.6 for time delay at time steps t 1 , t 2 and t 3 , respectively. This figure illustrates the pressure and the initial period of time (or “delay”) in the reservoir during different production times. The “pressure” column shows the pressure inside the formation blocks and the pressure inside the fracture system. Column T "start time" shows the start time for each block, calculated using the algorithm.
[0140] Анализ, приведенный выше, может быть выполнен с помощью нетиповой модели добычи (НМД). Чтобы проиллюстрировать возможности НМД, модели сравнивались с теми, что были получены при помощи коммерческих симуляторов пласта-коллектора. Осуществляется сравнение двух разных трещинных геометрий: простой двукрылой и «сетчатой» систем трещин.[0140] The analysis above can be performed using an atypical production model (NMD). To illustrate the capabilities of NMD, models were compared with those obtained using commercial reservoir simulators. Two different fracture geometries are compared: a simple two-winged and "mesh" fracture system.
[0141] В примере простой двукрылой трещины гидравлический разрыв пласта представляет собой простую симметричную трещину с полудлиной 1263 фута (384,96 м) и высотой трещины 98,4 фута (19,99 м). Проницаемость пласта равна 0,0001 mD при пористости 8%, первичное пластовое давление равно 4000 psi (фунт/дюйм2) (281,29 кг/см) и давление в забое равно 1000 psi (70,32 кг/см). В данном примере объемный коэффициент Z и вязкость газа были постоянными и равны 1 и 0,02 cP соответственно. Фиг. 20 является сравнением смоделированной совокупной добычи на симуляторе пласта-коллектора и НМД, при условии разных проводимостей трещин, колеблющихся между 0,005 и 5000 mD.ft (1524 mD.m), и для двукрылой трещины. Фиг. 20 иллюстрирует, что чем больше давление от перфорационных каналов (центр сетки модели), тем меньше начальное время.[0141] In the example of a simple two-winged fracture, the hydraulic fracturing is a simple symmetrical fracture with a half length of 1263 feet (384.96 m) and a fracture height of 98.4 feet (19.99 m). Permeability of the formation is equal to 0,0001 mD porosity at 8%, the initial reservoir pressure is 4000 psi (lb / in2) (281.29 kg / cm) and the pressure at the bottom is 1000 psi (70,32 kg / cm). In this example, the volume coefficient Z and the viscosity of the gas were constant and equal to 1 and 0.02 cP, respectively. FIG. 20 is a comparison of simulated cumulative production on a reservoir simulator and on-site simulator, assuming different conductivities of the cracks ranging between 0.005 and 5000 mD.ft (1524 mD.m), and for a dipteral crack. FIG. 20 illustrates that the greater the pressure from the perforation channels (center of the mesh of the model), the smaller the initial time.
[0142] Фиг. 20 представляет собой график 2000 совокупной добычи в поверхностных условиях (ось y) в отношении времени t (ось x). Данная фигура иллюстрирует обоснование посредством сравнения с симулятором пласта-коллектора. Полученные сплошные линии 2088.1-2088.7 и полученные пунктирные линии 2089.1-2089.7 показывают добычу на основе симулятора пласта-коллектора и модели добычи, соответственно, в разных местоположениях. Данный график 2000 показывает, что чем больше расстояние от перфорационных каналов, тем больше времени у BHP уйдет на то, чтобы распространиться до этого места. [0142] FIG. 20 is a
[0143] Для сетчатой системы трещин данный случай представляет сложную систему трещин, состоящую из 13 идентичных трещин в каждом ортогональном направлении с вертикальной скважиной посередине. В этом примере проницаемость пласта-коллектора равна примерно 0,001 mD с пористостью порядка 8%, первичное пластовое давление равно примерно 4000 psi (281,29 кг/см) и давление в забое – 1000 psi (70,32 кг/см). Также в примере показано, что объемный коэффициент Z и вязкость газа были постоянными и равны 1 и 0,02 cP соответственно.[0143] For a mesh fracture system, this case is a complex fracture system consisting of 13 identical fractures in each orthogonal direction with a vertical well in the middle. In this example, the permeability of the reservoir is about 0.001 mD with porosity of about 8%, the primary reservoir pressure is about 4000 psi (281.29 kg / cm) and the bottom pressure is 1000 psi (70.32 kg / cm). The example also shows that the volume coefficient Z and the viscosity of the gas were constant and equal to 1 and 0.02 cP, respectively.
[0144] Фиг. 21.1 и 21.2 представляют разные визуализации ДСТ, выполненные разными симуляторами. Данная фигура иллюстрирует пласт-коллектор и НМД, используемые для сравнения моделей, сделанных с помощью коммерческого симулятора пласта-коллектора и НМД. Фиг. 21.1 иллюстрирует пример ДСТ 2135.1 и 2135.2, как показано симулятором пласта-коллектора, например, ECLIPSE™. Фиг. 21.2 иллюстрирует ДСТ 2135.3, созданную с помощью НМД. Как показано, каждая из изображенных ДСТ может быть той же ДСТ, с помощью которой были получены различные изображения.[0144] FIG. 21.1 and 21.2 represent different visualizations of DST performed by different simulators. This figure illustrates the reservoir and NMD used to compare models made using a commercial reservoir simulator and NMD. FIG. 21.1 illustrates an example of DST 2135.1 and 2135.2, as shown by a reservoir simulator, for example, ECLIPSE ™. FIG. 21.2 illustrates DST 2135.3 created using NMD. As shown, each of the depicted DSTs may be the same DST with which various images were obtained.
[0145] Фиг. 22-24 сравнивают результаты, полученные симулятором пласта-коллектора и НМД на примерах, где проводимости ДСТ могут колебаться. Фиг. 22 является сравнением смоделированной совокупной добычи на симуляторе добычи и НМД для различных проводимостей трещин, которые колеблются в диапазоне от 0,082 mD.ft (24,99 mD.mm) до 8200 mD.ft (2499.36 mD.m), а также для двукрылой трещины. [0145] FIG. 22-24 compare the results obtained by the reservoir simulator and NMD using examples where the conductivity of DST may fluctuate. FIG. 22 is a comparison of simulated cumulative production on a production simulator and NMD for various fracture conductivities that range from 0.082 mD.ft (24.99 mD.mm) to 8200 mD.ft (2499.36 mD.m), as well as for a double-wing crack .
[0146] Фиг. 22 иллюстрирует, что чем больше расстояние от перфорационных каналов (центр сетки модели), тем меньше начальное время. Фиг. 22 представляет собой график 2000 совокупной добычи в поверхностных условиях (ось y) в отношении времени t (ось x). Данная фигура иллюстрирует обоснование посредством сравнения с помощью симулятора пласта-коллектора. Полученные сплошные линии 2288.1-2288.6 и полученные пунктирные линии 2289.1-2289.6 показывают добычу, основанную на симуляторе пласта-коллектора и НМД, соответственно, в различных местоположениях. Данный график 2200 показывает, что чем больше расстояние от перфорационных каналов, тем больше времени у BHP уйдет на то, чтобы распространиться до этого места. [0146] FIG. 22 illustrates that the greater the distance from the perforation channels (the center of the mesh of the model), the smaller the initial time. FIG. 22 is a
[0147] Для целей настоящего документа, НМД без «задержки» означает, что НМД симулятор использует аналитическую часть модели, где постоянное начальное время равно 0. Когда проводимость трещины увеличивается, разница между симулятором пласта-коллектора и симуляцией НМД без «задержки» может сокращаться.[0147] For the purposes of this document, UDM without a “delay” means that the UDM simulator uses the analytical part of the model, where the constant initial time is 0. When the fracture conductivity increases, the difference between the reservoir simulator and the UDM simulation without a “delay” can be reduced .
[0148] Эти сравнения показывают достаточно хорошее соответствие между двумя симуляторами, в частности, при низкой проводимости, где алгоритм корректировки начального времени играет важную роль. Для иллюстрации важности алгоритма корректировки начального времени Фиг. 23.1 и 23.2 сравнивают результаты симуляций при проводимости трещины, равной 82 mD.ft (24,99 mD.m).[0148] These comparisons show a fairly good match between the two simulators, in particular at low conductivity, where the initial time adjustment algorithm plays an important role. To illustrate the importance of the start time adjustment algorithm of FIG. 23.1 and 23.2 compare the simulation results with a fracture conductivity of 82 mD.ft (24.99 mD.m).
[0149] Фиг. 23.1 представляет собой график 2300.1, иллюстрирующий расход потока в поверхностных условиях. Полученные линии 2390.1-2390.3 иллюстрируют симуляцию, созданную симулятором пласта-коллектора, НМД и НМД без задержки, соответственно. Фиг. 23.2 представляет собой график 2300.2, иллюстрирующий текущую добычу в поверхностных условиях. Совокупная добыча P (ось y) построена на графике в отношении времени t (ось x). Полученные линии 2390.4-2390.6 иллюстрируют симуляцию, созданную симулятором пласта-коллектора, НМД и НМД без задержки, соответственно. Данные фигуры иллюстрируют сравнение темпа (Фиг. 23.1) и совокупной добычи (Фиг. 23.2) у коммерческого симулятора добычи, НМД и НМД без «задержки». [0149] FIG. 23.1 is a graph 2300.1 illustrating flow rate in surface conditions. The resulting lines 2390.1-2390.3 illustrate the simulation created by the reservoir simulator, NMD and NMD without delay, respectively. FIG. 23.2 is a graph 2300.2 illustrating current production in surface conditions. The cumulative production of P (y axis) is plotted against time t (x axis). The resulting lines 2390.4-2390.6 illustrate the simulation created by the reservoir simulator, NMD and NMD without delay, respectively. These figures illustrate the comparison of the rate (Fig. 23.1) and cumulative production (Fig. 23.2) of a commercial production simulator, NMD and NMD without a “delay”.
[0150] Следует отметить, что для развития любого такого фактического воплощения, нужно сделать многочисленные воплощения и принять соответствующие решения, чтобы достичь конкретной цели разработчика, например, соответствия системно связанным требованиям и требованиям, связанным с деловой активностью, которые варьируются от одного воплощения к другому. Кроме того, следует отметить, что такие усилия по разработке могут быть сложными и требовать много времени, но, тем не менее, быть обычным делом для специалистов в данной области техники, которые извлекают выгоду из данного изобретения. Кроме того, состав, используемый/раскрытый в данном документе может также содержать другие компоненты, нежели те, что были приведены. В заключении и детальном описании каждую числовую величину следует прочитывать один раз с учетом особенностей термина «около» (кроме тех случаев, когда корректировки явно видны) и затем прочитать снова, как вовсе не корректированные, если иное не указано в контексте. Также в заключении и детальном описании следует понимать, что диапазон концентрации, упомянутый или описанный как полезный, подходящий и т.д., предназначен для того, чтобы любая и каждая концентрация в пределах диапазона, включая конечные и начальные точки, рассматривались как заданные. Например, «диапазон от 1 до 10» следует читать, как указывающий на все возможные числа в диапазоне между около 1 и около 10. Таким образом, даже если конкретные точки данных в диапазоне, или даже отсутствие точек данных в диапазоне, явно определены или ссылаются только на несколько конкретных, следует понимать, что изобретатели ценят и понимают, что все до одной точки данных в пределах диапазона следует рассматривать как определенные, и что изобретатели изучили весь диапазон и все точки в диапазоне.[0150] It should be noted that for the development of any such actual embodiment, it is necessary to make numerous implementations and make appropriate decisions in order to achieve the specific goal of the developer, for example, compliance with systemically related requirements and requirements related to business activity, which vary from one embodiment to another . In addition, it should be noted that such development efforts can be complex and time consuming, but nonetheless be commonplace for those skilled in the art who benefit from the present invention. In addition, the composition used / disclosed in this document may also contain other components than those that were given. In the conclusion and detailed description, each numerical value should be read once, taking into account the peculiarities of the term “about” (unless the corrections are clearly visible) and then read again, as they are not adjusted at all, unless otherwise indicated in the context. Also in the conclusion and detailed description, it should be understood that the concentration range mentioned or described as useful, suitable, etc., is intended so that any and every concentration within the range, including end and start points, is considered as given. For example, “a range of 1 to 10” should be read as indicating all possible numbers in the range between about 1 and about 10. Thus, even if specific data points in a range, or even the absence of data points in a range, are explicitly defined or referenced only a few specific, it should be understood that the inventors appreciate and understand that all up to one data point within the range should be considered as defined, and that the inventors have studied the entire range and all points in the range.
[0151] Заявления, сделанные в данном документе, просто предоставляют информацию, связанную с настоящим изобретением, и могут не считаться предшествующим уровнем техники, а также могут описывать некоторые воплощения, иллюстрирующие раскрытый предмет. Все ссылки, сделанные в данном документе, включены в этот документ виде ссылки в полном объеме.[0151] The statements made herein merely provide information related to the present invention and may not be considered prior art, and may also describe some embodiments illustrating the disclosed subject. All references made in this document are hereby incorporated by reference in their entirety.
[0152] Предшествующее описание было представлено со ссылкой на некоторые воплощения. Специалисты в данной области техники, к которой относится данное изобретение, оценят, что исправления и изменения в описанных структурах и способах операции могут быть осуществлены на практике без значительного отклонения от принципа и области применения. Соответственно, предшествующее описание не должно быть прочитано только в отношении точных структур, описанных и проиллюстрированных в прилагаемых чертежах, а скорее должно быть прочитано, как соответствующее и как поддержка для последующих формул, которые предоставляют их наиболее полный и подробный объем.[0152] The foregoing description has been presented with reference to some embodiments. Those skilled in the art to which this invention pertains will appreciate that corrections and changes to the described structures and methods of operation can be practiced without significant deviation from the principle and scope. Accordingly, the foregoing description should not be read only in relation to the exact structures described and illustrated in the accompanying drawings, but rather should be read as appropriate and as support for subsequent formulas that provide their most comprehensive and detailed scope.
[0153] Хотя выше детально было описано только несколько примеров воплощений, специалисты в данной области техники оценят, что возможны многие модификации этих воплощений без существенного отхода от системы и способа выполнения операций моделирования ствола скважины. Соответственно, все такие модификации должны быть включены в состав данного изобретения, как определено в нижеследующей формуле изобретения. В формуле изобретения пункты средство-плюс-функция предназначены для охвата структур, описанных в данном документе в качестве выполняющих указанную функцию, а также не только структурные эквиваленты, но и эквивалентные структуры. Таким образом, хотя гвоздь и винт могут не быть структурными эквивалентами, поскольку гвоздь использует цилиндрическую поверхность, чтобы закрепить вместе деревянные части, тогда как винт использует винтовую поверхность, а в среде крепежа деревянных деталей гвоздь и винт могут быть эквивалентными структурами. Это явное выражение намерения заявителя не ссылаться на 35 U.S.C. § 112, пункт 6 для каких-либо ограничений любой из формул изобретения, кроме тех, где формула явно использует слова «предназначено для» вместе с ассоциированной функцией.[0153] Although only a few examples of embodiments have been described in detail above, those skilled in the art will appreciate that many modifications to these embodiments are possible without substantially departing from the system and method for performing wellbore modeling operations. Accordingly, all such modifications should be included in the composition of the present invention, as defined in the following claims. In the claims, the means-plus-function clauses are intended to encompass the structures described herein as performing the specified function, as well as not only structural equivalents, but also equivalent structures. Thus, although the nail and the screw may not be structural equivalents, since the nail uses a cylindrical surface to fix the wooden parts together, while the screw uses a screw surface, and in the fastener environment of wooden parts, the nail and screw can be equivalent structures. This is an explicit expression of the applicant's intention not to invoke 35 U.S.C. § 112, paragraph 6, for any limitation of any of the claims, except those where the claims explicitly use the words “intended for” together with an associated function.
Claims (46)
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201161574131P | 2011-07-28 | 2011-07-28 | |
US61/574,131 | 2011-07-28 | ||
US201161574521P | 2011-08-04 | 2011-08-04 | |
US61/574,521 | 2011-08-04 | ||
PCT/US2012/048871 WO2013016733A1 (en) | 2011-07-28 | 2012-07-30 | System and method for performing wellbore fracture operations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014107732A RU2014107732A (en) | 2015-09-10 |
RU2634677C2 true RU2634677C2 (en) | 2017-11-02 |
Family
ID=47601583
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014107732A RU2634677C2 (en) | 2011-07-28 | 2012-07-30 | System and method for performing well operations with hydraulic fracture |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20140151035A1 (en) |
CN (1) | CN103827441A (en) |
CA (1) | CA2843469A1 (en) |
GB (1) | GB2506793A (en) |
RU (1) | RU2634677C2 (en) |
WO (1) | WO2013016733A1 (en) |
Families Citing this family (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8412500B2 (en) | 2007-01-29 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation |
US9135475B2 (en) | 2007-01-29 | 2015-09-15 | Sclumberger Technology Corporation | System and method for performing downhole stimulation operations |
US10060241B2 (en) * | 2009-06-05 | 2018-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method for performing wellbore fracture operations using fluid temperature predictions |
GB2500332B (en) | 2010-12-30 | 2018-10-24 | Schlumberger Holdings | System and method for performing downhole stimulation operations |
US9618652B2 (en) | 2011-11-04 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
CA2915625C (en) | 2011-03-11 | 2021-08-03 | Schlumberger Canada Limited | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
CN103857876A (en) * | 2011-07-28 | 2014-06-11 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | System and method for performing wellbore fracture operations |
CN104040110B (en) | 2011-11-04 | 2019-01-15 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | Hydraulic fracturing interaction modeling in complicated pressure break network |
US10422208B2 (en) | 2011-11-04 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Stacked height growth fracture modeling |
CA2898736C (en) * | 2013-02-21 | 2017-02-21 | Stewart H. Fowler, Jr. | Systems and methods for optimized well creation in a shale formation |
WO2015030837A1 (en) * | 2013-08-27 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Simulating fluid leak-off and flow-back in a fractured subterranean |
AU2015210609B2 (en) | 2014-02-03 | 2017-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geomechanical and geophysical computational model for oil and gas stimulation and production |
WO2016122792A1 (en) | 2015-01-28 | 2016-08-04 | Schlumberger Canada Limited | Method of performing wellsite fracture operations with statistical uncertainties |
US10846445B2 (en) * | 2015-06-18 | 2020-11-24 | M-I L.L.C. | Method of waste distribution and formation pressure profile determination |
WO2016205774A1 (en) * | 2015-06-18 | 2016-12-22 | M-I L.L.C. | Method of waste distribution and formation pressure profile determination |
CN104963673B (en) * | 2015-07-13 | 2017-12-26 | 中国石油大学(北京) | Visual experimental device for simulating temporary hydraulic fracture plugging of fiber diverter |
GB2555365B (en) * | 2015-07-28 | 2021-07-28 | Geoquest Systems Bv | Seismic constrained discrete fracture network |
US10920538B2 (en) | 2015-08-07 | 2021-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method integrating fracture and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite |
US11578568B2 (en) | 2015-08-07 | 2023-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Well management on cloud computing system |
US10787887B2 (en) * | 2015-08-07 | 2020-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method of performing integrated fracture and reservoir operations for multiple wellbores at a wellsite |
US10794154B2 (en) | 2015-08-07 | 2020-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of performing complex fracture operations at a wellsite having ledged fractures |
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 |
JP2018533099A (en) | 2015-09-24 | 2018-11-08 | カリフォルニア インスティチュート オブ テクノロジー | Data visualization system and method using three-dimensional display |
US10190582B2 (en) | 2015-10-28 | 2019-01-29 | Caterpillar Inc. | Systems and methods for collecting high frequency data associated with a pump by utilizing an FPGA controller |
EP3371416B1 (en) * | 2015-11-02 | 2023-08-30 | Landmark Graphics Corporation | Method and apparatus for fast economic analysis of production of fracture-stimulated wells |
US10961834B2 (en) * | 2015-11-09 | 2021-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture network fluid flow simulation with junction area modeling |
US10989034B2 (en) | 2016-07-29 | 2021-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Time-dependent spatial distribution of proppant effects in a discrete fracture network |
WO2018022114A1 (en) * | 2016-07-29 | 2018-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Time-dependent spatial distribution of multiple proppant types or sizes in a fracture network |
CA3080938C (en) * | 2017-11-01 | 2022-12-13 | Seismos, Inc. | Fracture length and fracture complexity determination using fluid pressure waves |
US10426424B2 (en) | 2017-11-21 | 2019-10-01 | General Electric Company | System and method for generating and performing imaging protocol simulations |
US10621762B2 (en) * | 2018-05-14 | 2020-04-14 | Virtualitics, Inc. | Systems and methods for high dimensional 3D data visualization |
US11753918B2 (en) | 2018-12-06 | 2023-09-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method for multilayer hydraulic fracturing treatment with real-time adjusting |
CN110080739B (en) * | 2019-05-08 | 2021-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for judging construction site of vertical well multi-branch fracture |
CN111832962B (en) * | 2020-07-23 | 2023-12-15 | 中海石油(中国)有限公司 | Establishment method of oilfield exploration reserve quality rapid evaluation chart |
CN112683614A (en) * | 2020-12-10 | 2021-04-20 | 重庆大学 | Sample preparation device |
US11842127B2 (en) | 2021-02-18 | 2023-12-12 | Saudi Arabian Oil Company | Modeling fractured wells |
CN113899878B (en) * | 2021-09-30 | 2024-01-23 | 西南石油大学 | Shale reservoir fracturing postseepage microscopic model, manufacturing method and experimental device |
CN114563820B (en) * | 2022-03-07 | 2023-03-24 | 中国矿业大学(北京) | Geophysical monitoring method, device and system |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2006104788A (en) * | 2005-02-16 | 2007-09-10 | Коммонвелт Сайентифик Энд Индастриал Рисерч Органайзейшн (Au) | HYDRAULIC RIP |
US20080133186A1 (en) * | 2006-12-04 | 2008-06-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Method, System and Apparatus for Simulating Fluid Flow in a Fractured Reservoir Utilizing A Combination of Discrete Fracture Networks and Homogenization of Small Fractures |
EA200870303A1 (en) * | 2006-02-27 | 2009-02-27 | Лоджинд Б.В. | SYSTEM AND METHOD FOR PLANNING WELLS |
US20090151938A1 (en) * | 2007-12-18 | 2009-06-18 | Don Conkle | Stimulation through fracturing while drilling |
RU2417315C2 (en) * | 2005-10-07 | 2011-04-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method (versions) of analysis of collector properties of underground reservoirs with existent fissures |
US20110162849A1 (en) * | 2005-01-08 | 2011-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and System for Determining Formation Properties Based on Fracture Treatment |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1993533B (en) * | 2004-05-28 | 2014-09-24 | 施蓝姆伯格技术公司 | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
US7561998B2 (en) * | 2005-02-07 | 2009-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling, simulation and comparison of models for wormhole formation during matrix stimulation of carbonates |
BRPI0706580A2 (en) * | 2006-01-20 | 2011-03-29 | Landmark Graphics Corp | dynamic production system management |
US8412500B2 (en) * | 2007-01-29 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation |
US9074454B2 (en) * | 2008-01-15 | 2015-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | Dynamic reservoir engineering |
WO2010065774A2 (en) * | 2008-12-03 | 2010-06-10 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for predicting fluid flow characteristics within fractured subsurface reservoirs |
US20100250215A1 (en) * | 2009-03-30 | 2010-09-30 | Object Reservoir, Inc. | Methods of modeling flow of gas within a reservoir |
CN102640155B (en) * | 2009-05-07 | 2015-01-28 | 沙特阿拉伯石油公司 | Systems, computer implemented methods, and computer readable program products to compute approximate well drainage pressure for a reservoir simulator |
US20110067857A1 (en) * | 2009-09-23 | 2011-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Determining properties of a subterranean structure during hydraulic fracturing |
GB2515411B (en) * | 2009-10-09 | 2015-06-10 | Senergy Holdings Ltd | Well simulation |
CA2803068C (en) * | 2010-07-29 | 2016-10-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for reservoir modeling |
FR2967200A1 (en) * | 2010-11-10 | 2012-05-11 | IFP Energies Nouvelles | METHOD FOR CHARACTERIZING FRACTURE FRACTURE NETWORK AND METHOD FOR OPERATING IT |
RU2013132014A (en) * | 2010-12-16 | 2015-01-27 | Шеврон Ю.Эс.Эй, Инк. | SYSTEM AND METHOD FOR MODELING A FLUID FLOW IN A CRACKED LAY |
CN102110183B (en) * | 2010-12-30 | 2011-09-28 | 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司地质科学研究院 | Numerical simulation method for reflecting fluid channeling of fluid along great rifts of reservoir |
US9418184B2 (en) * | 2013-07-25 | 2016-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining flow through a fracture junction in a complex fracture network |
-
2012
- 2012-07-30 US US14/126,201 patent/US20140151035A1/en not_active Abandoned
- 2012-07-30 RU RU2014107732A patent/RU2634677C2/en not_active IP Right Cessation
- 2012-07-30 CN CN201280047523.0A patent/CN103827441A/en active Pending
- 2012-07-30 CA CA2843469A patent/CA2843469A1/en not_active Abandoned
- 2012-07-30 GB GB1400669.6A patent/GB2506793A/en active Pending
- 2012-07-30 WO PCT/US2012/048871 patent/WO2013016733A1/en active Application Filing
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20110162849A1 (en) * | 2005-01-08 | 2011-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and System for Determining Formation Properties Based on Fracture Treatment |
RU2006104788A (en) * | 2005-02-16 | 2007-09-10 | Коммонвелт Сайентифик Энд Индастриал Рисерч Органайзейшн (Au) | HYDRAULIC RIP |
RU2417315C2 (en) * | 2005-10-07 | 2011-04-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method (versions) of analysis of collector properties of underground reservoirs with existent fissures |
EA200870303A1 (en) * | 2006-02-27 | 2009-02-27 | Лоджинд Б.В. | SYSTEM AND METHOD FOR PLANNING WELLS |
US20080133186A1 (en) * | 2006-12-04 | 2008-06-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Method, System and Apparatus for Simulating Fluid Flow in a Fractured Reservoir Utilizing A Combination of Discrete Fracture Networks and Homogenization of Small Fractures |
US20090151938A1 (en) * | 2007-12-18 | 2009-06-18 | Don Conkle | Stimulation through fracturing while drilling |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB201400669D0 (en) | 2014-03-05 |
RU2014107732A (en) | 2015-09-10 |
US20140151035A1 (en) | 2014-06-05 |
CA2843469A1 (en) | 2013-01-31 |
WO2013016733A1 (en) | 2013-01-31 |
GB2506793A (en) | 2014-04-09 |
CN103827441A (en) | 2014-05-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2634677C2 (en) | System and method for performing well operations with hydraulic fracture | |
US10787887B2 (en) | Method of performing integrated fracture and reservoir operations for multiple wellbores at a wellsite | |
US10920552B2 (en) | Method of integrating fracture, production, and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite | |
US10920538B2 (en) | Method integrating fracture and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite | |
US10760416B2 (en) | Method of performing wellsite fracture operations with statistical uncertainties | |
RU2602858C1 (en) | Method of tying geometry of hydraulic fracturing to microseismic events | |
US10352145B2 (en) | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events | |
US10060241B2 (en) | Method for performing wellbore fracture operations using fluid temperature predictions | |
US20140151033A1 (en) | System and method for performing wellbore fracture operations | |
US9715026B2 (en) | System and method for performing microseismic fracture operations | |
Kuchuk et al. | Fractured-reservoir modeling and interpretation | |
CA2916371C (en) | Reservoir simulator, method and computer program product | |
US20220050224A1 (en) | Evaluating anisotropic effective permeability in rock formations having natural fracture networks | |
Izadi et al. | Mitigating Risks in Hydraulic Fracture Design for a Complex Carbonate Reservoir | |
RU2637255C2 (en) | Method for checking fracture geometry for microseismic events | |
Pankaj et al. | Hydraulic Fracture Calibration for Unconventional Reservoirs: A New Methodology for Predictive Modelling | |
US20240265179A1 (en) | Hydraulic fracturing system | |
Parsegov et al. | SPE-189859-MS | |
Gonzalez et al. | Post-Treatment Assessment of Fracture Networks |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180731 |