Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва



Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва
Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва

 


Владельцы патента RU 2634677:

ПРЭД РИСЕРЧ ЭНД ДИВЕЛОПМЕНТ ЛИМИТЕД (VG)
ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Предлагается способ выполнения нефтепромысловой операции вокруг ствола скважины, проникающего в подземный пласт. Данный способ включает выполнение операции гидроразрыва пласта посредством создания трещин вокруг ствола скважины. Трещины обуславливают гидравлическую систему трещин (ГСТ) вокруг ствола скважины. Способ также включает формирование дискретной системы трещин (ДСТ) вокруг ствола скважины, основываясь на данных по разрывам ГСТ. ДСТ включает оперяющие трещины с пересечениями и матричные блоки. Способ также включает определение глубины заложения дренажа посредством ДСТ, определение параметра(ов) добычи и выполнение операции добычи для получения флюидов из подземных пластов, основываясь на глубине заложения дренажа и параметра(ов) добычи. Операция добычи может включать определение расхода потока посредством ДСТ, формирование профиля давления ДСТ для начального хронологического расхода потока и формирование темпа добычи, основанного на профиле давления. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения скважинных операций. 3 н. и 28 з.п. ф-лы, 36 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[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.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[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.

[0018] Фиг. 1.1-1.4 схематически иллюстрируют различные нефтепромысловые операции в буровой скважине;

[0019] Фиг. 2.1-2.4 схематически иллюстрируют данные, полученные при операциях, проиллюстрированных на Фиг. 1.1-1.4;

[0020] Фиг. 3 схематически иллюстрирует площадку гидравлического разрыва, на которой представлена операция разрыва;

[0021] Фиг. 4.1 и 4.2 – блок-схемы, иллюстрирующие способы выполнения нефтепромысловой операции и операции добычи, соответственно;

[0022] Фиг. 5 схематически иллюстрирует моделирование добычи дискретной системы трещин (ДСТ), полученное моделированием гидравлического разрыва;

[0023] Фиг. 6 схематически иллюстрирует ДСТ Фиг. 5 с множеством матричных блоков;

[0024] Фиг. 7 схематически иллюстрирует аппроксимацию потока через матричный блок;

[0025] Фиг. 8.1-8.3 графически иллюстрируют добычу, совокупную добычу и давление скважины, соответственно;

[0026] Фиг. 9 схематически иллюстрирует координаты трещин матричного блока;

[0027] Фиг. 10 схематически иллюстрирует расход потока из матричного блока в ветвь ДСТ;

[0028] Фиг. 11.1 и 11.2 графически иллюстрируют давление в зависимости от времени для высокопроводящей ДСТ;

[0029] Фиг. 12 графически иллюстрирует нормализованное давление и задержку в течение периода времени для высокопроводящей ДСТ;

[0030] Фиг. 13 графически иллюстрирует совокупную добычу в течение периода времени для высокопроводящей ДСТ;

[0031] Фиг. 14.1 и 14.2 графически иллюстрируют давление в зависимости от времени для низкопроводящей ДСТ;

[0032] Фиг. 15 графически иллюстрирует нормализованное давление и задержку в течение периода времени для низкопроводящей ДСТ;

[0033] Фиг. 16 графически иллюстрирует совокупную добычу в течение периода времени для низкопроводящей ДСТ;

[0034] Фиг. 17 графически иллюстрирует нормализованное давление и задержку в течение времени для низкопроводящей ДСТ с использованием Нетиповой Модели Добычи (НМД);

[0035] Фиг. 18 графически иллюстрирует совокупную добычу в течение периода времени для низкопроводящей ДСТ с использованием НМД;

[0036] Фиг. 19 иллюстрирует таблицу графиков давления и временных задержек;

[0037] Фиг. 20 графически иллюстрирует сравнение смоделированной добычи в течение периода времени с использованием симулятора пласта-коллектора и НМД;

[0038] Фиг. 21.1 и 21.2 схематически иллюстрируют ДСТ, сделанные симулятором пласта-коллектора и НПМ, соответственно;

[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

[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.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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).

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЕ ОПЕРАЦИИ

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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).

[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.

ОПЕРАЦИИ ДОБЫЧИ

[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.

1. АНАЛИТИЧЕСКОЕ РЕШЕНИЕ

[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:

[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.

[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).

[0095] В матрице уравнение неразрывности для сжимаемого флюида принимает следующий вид.

[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:

a определяется в Уравнении 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.

[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.

[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:

внутри матрицы (7)

внутри системы трещин (8)

[0100] Базовое уравнение для расчета линейного потока газа внутри матричного блока

где

[0101] Следующее определение псевдодавления упростит решение предыдущего уравнения

[0102] Тогда Уравнение 11 принимает вид

где

и граничные условия:

[0103] Применение преобразование Лапласа к решению уравнения (15) дает

где

[0104] Для решения в качестве формы

применение преобразования Лапласа к уравнению (16)

которое дает, что B=0, поэтому

[0105] Пока предполагается, что давление в системе трещин практически постоянно.

[0106] Таким образом, применение преобразования Лапласа к уравнению (15) дает

что дает

и

[0107] Преобразованием с помощью ряда Тейлора можно получить следующее:

[0108] Обратное преобразование Лапласа дает

[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:

[0110] Lk соответствует максимальной длине дренажа на стороне k разрыва.

что дает

[0111] Также может быть определен поток внутри оперяющей трещины между пересечением i и j. Поток внутри системы трещин описывается в следующем уравнении:

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:

где следующие граничные условия:

где Lf – длина трещины между двумя пересечениями. С помощью следующего:

и введение уравнения (30) в уравнение (32), получаем следующее:

где

[0112] Решение уравнения (35) имеет форму

и уравнение (34) дает

[0113] Расход потока также можно получить на пересечении, например, i из ветви i, j.

[0114] При вводе уравнения (48) в уравнение (39)

если это элемент из обсадки, уравнение принимает вид

[0115] Можно также определить массовый баланс на пересечении между разрывами

где N_ij – число ветвей, достигающих этого пересечения.

[0116] Это можно преобразовать следующим образом

[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).

или

[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).

[0119] Значение t0,k (t) было найдено с помощью итеративного алгоритма Ньютона:

[0120] Производная рассчитывается с помощью количественного градиента

где

a = переменная

ct = способность к сжатию (Па-1)

C = проводимость (м2.м)

F o, k = целевая функция (м3)

H = высота трещины (м)

km = проницаемость матрицы (м2)

L = максимальная длина заложения дренажа (м)

m = псевдодавление реального газа (Па/с)

m* = нормализованное псевдодавление реального газа (Па/с)

mf = псевдодавление реального газа в трещинах (Па/с)

mf* = нормализованное псевдодавление реального газа в трещинах (Па/с)

mm = псевдодавление реального газа в матрице (Па/с)

mm* = нормализованное псевдодавление реального газа в матрице (Па/с)

mm_0 = первичное псевдодавление реального газа в матрице (Па/с)

M = молярная масса (кг/моль)

Pm = давление в матрице (Па)

Pm0 = первичное давление в матрице (Па)

Pf = первичное давление в трещине (Па)

PLB = низкое базовое давление (Па)

Qtot = общий расход потока из матричного блока в трещину (м3/с)

Qmf = локальный расход потока из матричного блока в трещину (м2/с)

Qf = расход потока внутри матрицы (м3/с)

R = универсальная газовая постоянная (Дж/моль/К)

t = время (c)

t0, k = начальное время добычи (с)

T = температура (К)

xf = координаты на трещине (м)

xm = координаты на матрице (м)

Z = объемный коэффициент

µ = вязкость (Па⋅с)

φm = пористость

ρ = плотность пластового флюида (кг/м3)

γ = переменная

[0121] Где t0, k (t) известна, можно рассчитать профиль давления следующим образом:

[0122] Это решение линейно относительно давления, Уравнение 2 можно преобразовать и решить.

[0123] Зная профиль давления внутри системы, можно рассчитать темп добычи по закону Дарси.

[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.

ОБОСНОВАНИЕ АНАЛИТИЧЕСКОГО РЕШЕНИЯ

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

РАСШИРЕННОЕ ОБОСНОВАНИЕ АНАЛИТИЧЕСКОГО РЕШЕНИЯ

[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.

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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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).

[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».

[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.

[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.

[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.

[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.

1. Способ осуществления добычи около ствола скважины, проникающего в подземный пласт, причем подземный пласт имеет множество трещин, который включает в себя:

формирование расхода потока через дискретную систему трещин, причем дискретная система трещин экстраполирована из гидравлической системы трещин, характеризующейся множеством трещин в подземном пласте, причем дискретная система трещин содержит множество оперяющих трещин с множеством пересечений и множеством матричных блоков;

формирование профиля давления дискретной системы трещин для начального момента времени на основе расхода потока; и

формирование темпа добычи, основанного на профиле давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что формирование расхода потока содержит формирование расхода потока от одного из множества матричных блоков до одного из множеств оперяющих трещин.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что формирование расхода потока содержит формирование расхода потока внутри, по меньшей мере, одного из множеств трещин.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что формирование расхода потока содержит формирование расхода потока от одного из множества матричных блоков до одной из оперяющих трещин.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что формирование расхода потока содержит формирование расхода потока внутри одной из оперяющих трещин между двумя из пересечений дискретной системы трещин.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что формирование расхода потока содержит формирование расхода потока внутри одного из множеств оперяющих трещин на пересечениях дискретной системы трещин.

7. Способ по п.1, дополнительно содержащий определение массового баланса на пересечении двух или множества оперяющих трещин.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что формирование профиля давления содержит формирование профиля давления по закону Дарси.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что формирование профиля давления не ограничено временным шагом.

10. Способ по п.1, дополнительно содержащий определение временной функции потока флюида через матричный блок, причем временная функция имеет начальный момент времени.

11. Способ по п.10, дополнительно содержащий корректировку временной функции потока флюида через матричный блок.

12. Способ по п.1, дополнительно содержащий корректировку темпа добычи во множестве временных шагов.

13. Способ по п.1, дополнительно содержащий корректировку темпа добычи для множества оперяющих трещин.

14. Способ по п.1, дополнительно содержащий учет задержек в добыче каждого из множества матричных блоков посредством корректировки начального момента времени таким образом, что фактическая масса, добытая из каждого из множества матричных блоков, равна массе при условии, что текущие условия давления в одном из смежных множеств оперяющих трещин было бы постоянным с момента корректировки начального момента времени.

15. Способ по п.1, дополнительно содержащий проверку правильности темпов добычи.

16. Способ по п.15, отличающийся тем, что проверка правильности содержит сравнение темпов добычи с темпами добычи, полученными с помощью симулятора пласта-коллектора.

17. Способ по п.15, отличающийся тем, что проверка правильности представлена для дискретной системы трещин с высокой и низкой проводимостью, двукрылых трещин, сетчатых трещин, временных задержек и их комбинаций.

18. Способ по п.15, отличающийся тем, что проверка правильности включает корректировку начального момента времени таким образом, что объем добычи из множества матричных блоков в течение времени для каждого из множества оперяющих трещин отвечает требованиям массового баланса.

19. Способ выполнения нефтепромысловой операции около ствола скважины, проникающего в подземный пласт, причем подземный пласт имеет расположенный в нем пласт-коллектор, способ содержит:

выполнение операции гидроразрыва пласта, причем операция гидроразрыва содержит формирование трещин около ствола скважины, причем трещины определяют гидравлическую систему трещин около ствола скважины;

формирование дискретной системы трещин вокруг ствола скважины посредством экстраполяции данных трещин в гидравлической системе трещин, причем дискретная система трещин содержит множество оперяющих трещин с пересечениями и множество матричных блоков;

формирование глубины заложения дренажа посредством дискретной системы трещин, причем формирование глубины заложения дренажа содержит оценку глубины заложения дренажа посредством множества матричных блоков дискретной системы трещин, при этом формирование глубины заложения дренажа содержит формирование глубины заложения дренажа для каждого из множества матричных блоков на основе аппроксимации линейных потоков через множество матричных блоков, причем формирование глубины заложения дренажа содержит автоматическую оценку глубины заложения дренажа множества матричных блоков, подлежащих истощению, перед множеством оперяющих трещин и учет объема истощения для каждого из множества матричных блоков;

определение, по меньшей мере, одного параметра добычи; и

выполнение операции добычи для получения флюидов из подземного пласта, основываясь на глубине заложения дренажа и, по меньшей мере, одном параметре добычи.

20. Способ по п.19, дополнительно содержащий измерение скважинных данных около ствола скважины.

21. Способ по п.19, отличающийся тем, что выполнение операции разрыва содержит стимулирование добычи из ствола скважины посредством закачки флюида в подземный пласт.

22. Способ по п.19, отличающийся тем, что выполнение операции разрыва включает моделирование выполнения операции разрыва.

23. Способ по п.19, отличающийся тем, что дискретная система трещин использует усредненное значение, по меньшей мере, для одного параметра разрыва в каждом множестве оперяющих трещин.

24. Способ по п.23, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один параметр разрыва содержит пространственные координаты края оперяющей трещины, проницаемость, усредненную проницаемость, высоту, усредненную высоту, давление в пласте, усредненное давление в пласте в месте оперяющей трещины, флюидопроницаемость, усредненную флюидопроницаемость пласта-коллектора в месте оперяющей трещины и их комбинации.

25. Способ по п.19, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один параметр добычи содержит забойное давление, вязкость пластового флюида в пластовых условиях, сжатие пластового флюида в пластовых условиях, период, в течение которого будет моделироваться добыча, и их комбинации.

26. Способ по п.19, отличающийся тем, что операция по добыче содержит размещение трубопроводов в забое скважины и транспортировку флюидов из пласта-коллектора на поверхность.

27. Способ по п.19, отличающийся тем, что операция по добыче содержит оценку темпов добычи из ствола скважины посредством моделирования добычи флюида из ствола скважины.

28. Способ по п.27, отличающийся тем, что выполнение операции добычи содержит визуализацию темпа добычи.

29. Способ по п.27, отличающийся тем, что дополнительно содержит корректировку выполнения, основанную на оценочном темпе добычи.

30. Способ по п.19, отличающийся тем, что выполнение операции добычи основано на ряде параметров трещины.

31. Способ выполнения нефтепромысловой операции около ствола скважины, проникающего в подземный пласт, причем подземный пласт имеет пласт-коллектор, способ содержит:

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;

формирование дискретной системы трещин вокруг ствола скважины посредством экстраполяции данных трещины из гидравлической системе трещин, причем дискретная система трещин включает множество оперяющих трещин с пересечениями и множество матричных блоков;

определение глубины заложения дренажа посредством дискретной системы трещин, причем формирование глубины заложения дренажа содержит оценку глубины заложения дренажа посредством множества матричных блоков дискретной системы трещин, при этом формирование глубины заложения дренажа содержит формирование глубины заложения дренажа для каждого из множества матричных блоков на основе аппроксимации линейных потоков через множество матричных блоков, причем формирование глубины заложения дренажа содержит автоматическую оценку глубины заложения дренажа множества матричных блоков, подлежащих истощению, перед множеством оперяющих трещин и учет объема истощения для каждого из множества матричных блоков;

определение, по меньшей мере, одного параметра добычи; и

оценку темпа добычи в течение периода времени, основанного на глубине заложения дренажа и, по меньшей мере, одном параметре добычи; и

получение флюидов из подземного пласта на основе оценочного темпа добычи.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к медицине и может быть использована для управления данными об инъекции контрастных веществ. Система содержит а) систему инъекции контрастных веществ, содержащую силовую головку, включающую: корпус, приводной толкатель с электродвигателем, держатель шприца; первый пульт, поддерживающий связь с силовой головкой, при этом указанный первый пульт содержит первый дисплей и может использоваться пользователем для программирования параметров инъекции; модуль управления силовой головкой, содержащий совместимую со стандартом CAN коммуникационную шину инжектора; б) первый модуль преобразования данных, оперативно связанный с совместимой со стандартом CAN коммуникационной шиной инжектора; в) систему формирования изображений, оперативно связанную с системой инъекции контрастных веществ, при этом указанный первый пульт оперативно связан с по меньшей мере одной указанной системой инъекции контрастных веществ и указанной системой формирования изображений; г) устройство хранения и раздачи контрастных веществ, содержащее множество емкостей с контрастными веществами; д) по меньшей мере, один модуль оценки функции почек е) медицинскую информационную систему; ж) модуль управления данными об инъекции, содержащий первый модуль преобразования данных, при этом модуль управления данными об инъекции размещен между совместимой со стандартом CAN коммуникационной шиной инжектора и медицинской информационной системой и оперативно связан с каждой из них; з) хранилище данных, содержащее данные контрастных веществ множества типов и данные множества пороговых функций почек, при этом контрастное вещество каждого типа связано с соответствующей пороговой функцией почек, а указанное хранилище данных оперативно связано с по меньшей мере одной указанной системой инъекции контрастных веществ и указанным устройством хранения и раздачи контрастных веществ.

Группа изобретений относится к медицинской технике и может быть использована для осуществления сканирования во время магнитно-резонансной томографии с использованием МР-сканера.

Изобретение относится к области информационных технологий и может быть использовано для дистанционного проведения конкурсных мероприятий по робототехнике для обучающихся общеобразовательных организаций, профессиональных образовательных организаций и организаций дополнительного образования.

Группа изобретений относится к области медицины, а именно к устройствам мониторирования пациента. Для получения и адаптивного предоставления данных используют устройство, имеющее в своем составе датчик, регистрирующий физиологические данные пациента; элемент регистрации, выявляющий то, присутствует ли медицинский работник в палате пациента; дисплей с возможностью работы в двух режимах, адаптированных для просмотра медицинским работником и непрофессиональным наблюдателем; процессор для генерирования сигнала тревоги в палате пациента, когда уровень серьезности является высоким.

Группа изобретений относится к медицине и может быть использована для непрерывного прогнозирования тяжести заболевания у пациента, летального исхода и длительности госпитализации.

Группа изобретений относится к медицинской технике, а именно к средствам медицинского мониторинга острого повреждения легких (ALI). Постоянный запоминающий носитель, на котором сохранены инструкции, исполняемые электронным устройством обработки данных, включающим в себя дисплей, включает в себя прием значений множества физиологических параметров для пациента, прием информации о введении лекарственных средств, относящейся к введению одного или более лекарственных средств пациенту, вычисление значения индикатора ALI на основании по меньшей мере принятых значений множества физиологических параметров для пациента и принятой информации о введении лекарственных средств и отображение представления вычисленного значения индикатора ALI на дисплее.

Группа изобретений относится к медицине и может быть использована для наблюдения за пациентами. Предложены медицинская система (10), способ наблюдения за пациентом, процессор (84), постоянный машиночитаемый носитель данных (92), содержащий программное обеспечение, которое управляет процессором (84) для выполнения способа наблюдения за пациентом.
Группа изобретений относится к медицине, а именно к медико-техническим информационным технологиям, организации здравоохранения, и может быть использована для формирования индивидуального медицинского плана субъекта.

Изобретение относится к подземным операциям бурения, в частности к стабилизации бурового долота, бурильной колонны и/или скважинных приборов от боковой вибрации и скачкообразной подачи.

Изобретение относится к измерению части тела. Техническим результатом является обеспечение отслеживания движения сканера с 6-ю степенями свободы.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами и может быть применено для реализации интервального многостадийного гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки трещинами гидроразрыва пласта. Способ включает бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через вертикальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для увеличения эффективности вторичного вскрытия пласта. Способ включает перфорацию скважины корпусным перфоратором и последующее выполнение разрыва пласта с использованием термогазокислотного модуля, оснащенного зарядом твердого топлива, осуществление при его горении выделения газа, попадающего через соединительный узел в корпус перфоратора и направленными струями воздействующего на сформированные перфорационные каналы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.

Предложены способ и устройство для гидроразрыва пласта. Устройство содержит источник текучей среды для гидроразрыва, сообщающийся по текучей среде со стволом скважины, проходящим в подземную формацию; причем источник текучей среды для гидроразрыва содержит текучую среду для гидроразрыва и воду; источник природного газа; компрессор, имеющий вход, сообщающийся по текучей среде с источником природного газа, имеющий выход, сообщающийся по текучей среде со стволом скважины, и выполненный с возможностью сжатия природного газа, получаемого на входе, для подачи к выходу, систему рекуперации тепла для приема тепловой энергии от компрессора, причем тепловая энергия изменяет температуру текучей среды для гидроразрыва, воду или сжатый природный газ; и источник сжиженного газа, сообщающийся по текучей среде со стволом скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при совместной эксплуатации продуктивного и водоносного пластов с применением гидравлического разрыва пласта.

Настоящее изобретение относится к способу разрыва пласта, окружающего скважину, и содержит этапы, на которых: (i) обеспечивают трубу, включающую по меньшей мере два участка, причем каждый участок содержит средства изоляции кольцевого пространства, выборочный путь потока между внутренней областью и внешней областью трубы и средства изоляции сквозного ствола для выборочного закупоривания сквозного ствола трубы; (ii) перемещают трубу в скважину; (iii) изолируют кольцевое пространство между внешней областью трубы и скважиной, чтобы тем самым создавать по меньшей мере две изолированные зоны; (iv) выбирают любую зону для разрыва; (v) удаленно открывают путь потока в участке трубы, соответствующем выбранной зоне так, чтобы обеспечить протекание текучей среды между внутренней областью и внешней областью трубы; (vi) удаленно изолируют сквозной ствол трубы так, чтобы закупорить сквозной ствол закрытием средств изоляции сквозного ствола на участке трубы, соответствующем выбранной зоне так, чтобы предотвратить протекание текучей среды вдоль сквозного ствола; и (vii) разрывают по меньшей мере часть пласта, окружающего скважину.
Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, понизившегося вследствие кольматации призабойной зоны асфальтосмолопарафиновыми образованиями и мехпримесями.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неглубоко залегающего нефтяного пласта, содержащего высоковязкую нефть.

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему. Способ обработки подземной формации, содержащий введение указанного выше флюида в подземную формацию. Флюид для обработки подземной формации, содержащий растворитель, композицию, содержащую нанокристаллическую целлюлозу, содержащую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, и газ, причем флюид является вспененной цементной суспензией, включающей газ в количестве примерно от 10 до 80% по объему суспензии. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 6 ил., 7 табл.
Наверх