Система и способ для выполнения операций интенсификации добычи в скважине

Система и способ для выполнения операций интенсификации добычи в скважине

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Перекрестная ссылка на родственные заявки

[1] По настоящей заявке потребуется преимущество в отношении Предварительной Заявки на патент США 61/464,134, поданной 28 февраля 2011 года, и в Предварительной Заявки США 61/460,372, поданной 30 декабря 2010 года и озаглавленной INTEGRATED RESERVOIR CENTRIC COMPLETION AND STIMULATION DESIGN METHODS», которые в полном объеме включены в этот документ путем ссылки.

Уровень техники

[2] Настоящее описание относится к методике выполнения нефтепромысловых операций. В частности, настоящее описание относится к методикам выполнения операций интенсификации, таких как перфорация, закачивание и/или гидроразрыв, в подземной формации, имеющую по меньшей мере один резервуар. Высказывания в этом разделе просто предоставляют справочную информацию, относящуюся к настоящему изобретению, и могут не представлять известный уровень техники.

[3] Нефтепромысловые операции можно выполнять для нахождения и сбора ценных скважинных флюидов, таких как углеводороды. Нефтепромысловые операции могут включать, например, разведку, бурение, оценку скважины, заканчивание, добычу, интенсификацию притока и анализ месторождения. Сейсморазведка может включать сейсморазведку, используя, например, сейсмостанцию для отправки и получения скважинных сигналов. Бурение может включать продвижения скважинного инструмента в землю для образования ствола скважины. Скважинная оценка может включать развертывание скважинного инструмента в стволе скважины для получения скважинных измерений и/или для извлечения скважинных проб. Заканчивание может включать цементирование и крепление обсадными трубами ствола скважины для подготовки к добыче. Добыча может включать развертывание насосно-компрессорной колонны в стволе скважины для транспортировки флюидов из резервуара на поверхность. Интенсификация может включать, например, перфорацию, гидроразрыв пласта, нагнетание и/или другие операции интенсификации для облегчения получения флюидов из резервуара.

[4] Анализ месторождения может включать, например, оценку информации о месте расположения буровой и различных операциях и/или выполнении работ по плану бурения скважины. Такая информация может быть, например, петрофизической, собранной и/или проанализированной петрофизиком; геологической информацией, собранной и/или проанализированной геологом; или геофизической информацией, собранной и/или проанализированной геофизиком. Петрофизическая, геологическая и геофизическая информация может быть проанализирована отдельно с каждым потоком данных. Оператор может вручную переместить и анализировать данные с помощью нескольких средств программного обеспечения и приборов. План бурения может использоваться для разработки нефтепромысловых операций на основе информации, собранной о буровой.

Сущность изобретения

[5] Это краткое изложение дано для представления выбора решений, которые подробно описаны далее. Это изложение не предназначено для идентификации главных или существенных особенностей объекта изобретения, а также не предназначено для использования в качестве средства, ограничивающего область применения объекта изобретения.

[6] Методики, описанные здесь, относятся к операциям интенсификации, включающим расчет участков. В одном из примеров воплощения данного описания изобретения способ может включать получение нескольких показателей качества из ряда записей и сочетание ряда показателей качества для образования сводного показателя качества. Сводный показатель качества может быть применен с каротажем напряжения для образования сводного показателя качества, причем, объединенный показатель напряжения и сводный показатель качества включают ряд блоков с границами между ними. Способ может далее включать определение классификации для ряда блоков; определение участков вдоль объединенного показателя напряжения и сводного показателя качества на основе классификаций; и выборочно позиционированные перфорационные отверстия в выбранных участках на основе классификаций.

Краткое описание чертежей

[7] Варианты воплощения способа и системы для выполнения операции интенсификации скважины описаны со ссылкой на следующие фигуры. Как и позиционные обозначения, они предназначены для обозначения сходных элементов с целью обеспечения согласованности. Для ясности не каждый элемент может помечаться в каждом чертеже.

На Фиг.1.1-1.4 представлены схемы, демонстрирующие различные нефтепромысловые операции на буровой;

На Фиг.2.1-2.4 представлены схемы данных, собранных в операциях на Фиг.1.1-1.4.

На Фиг.3.1 представлена схема буровой, демонстрирующая различные операции интенсификации скважины.

На Фиг.3.2-3.4 представлены схемы различных разрывов на месте буровой из Фиг.3.1.

На Фиг.4.1 представлена блок-схема с изображением операции интенсификации скважины.

На Фиг.4.2 и 4.3 показаны схематические диаграммы, демонстрирующие части операции интенсификации скважины.

На Фиг.5.1 показано структурную схему, а на Фиг.5.2 - схему, демонстрирующую способ определения участков операции интенсификации в формациях с газом в уплотненных песчаниках.

На Фиг.6 показана схема набора результатов исследований для получения взвешенных сводных результатов исследований.

На Фиг.7 представлена схема показателя качества резервуара, полученного из первых и вторых данных.

На Фиг.8 показана схема сводного показателя качества, полученного из показателя качества заканчивания и резервуара.

На Фиг.9 показана схема с изображением участков на основе профиля напряжения и сводного показателя качества.

На Фиг.10 показана схема корректировки границ участков для повышения однородности сводных показателей качества.

На Фиг.11 показана схема поэтапного разделения на основе сводного показателя качества.

На Фиг.12 показана схема размещения перфорационных отверстий на основе показателя качества.

На Фиг.13 показана блок-схема, демонстрирующая способ операции интенсификации для сланцевого резервуара.

На Фиг.14 показана блок-схема, демонстрирующая способ выполнения операции скважинной интенсификации.

Подробное описание

[8] Описание, представленное ниже, включает примеры систем, устройств, способов и последовательностей указаний, которые воплощают методики предмета рассмотрения. Однако понятно, что описанные воплощения могут быть осуществлены без этих конкретных деталей.

[9] Настоящее описание относится к разработке, осуществлению и использованию результатов операций интенсификации, выполняемых на буровой. Операции интенсификации могут выполняться с помощью резервуароцентричного, комплексного подхода. Эти операции интенсификации могут включать комплексный расчет интенсификации на основе междисциплинарной информации (например, используемой петрофизиком, геологом, геомехаником, геофизиком и инженером-промысловиком), многоскважинных применений и/или многоэтапных нефтепромысловых операций (например, заканчивание, интенсификация и добыча). Некоторые приложения могут разрабатываться с учетом нестандартных буровых приложений (например, газ в плотных породах песчаника, сланцы, карбонат, уголь и т.д.), комплексных буровых приложений (например, многоскважинные) и различных моделей разрыва пласта (например, обычные плоскостные модель «двухкрыльного» излома для песчаных пластовых резервуаров) или сложных моделей сетевого излома для естественно трещиноватых пластовых резервуаров с низкой проницаемостью и тому подобное. В данном контексте нестандартные резервуары относятся к таким резервуарам, как газ в плотных песчаниках, песок, сланцы, карбонат, уголь и т.п., где формация является неравномерной или пересекается естественными изломами (все другие резервуары считаются обычными).

[10] Операции по интенсификации скважины могут также выполняться с помощью оптимизации, адаптации под конкретные типы резервуаров (например, газ в плотном песчанике, сланцы, карбонат, уголь и т.д.), интеграции критериев оценки (например, критерии резервуара и заканчивания) и интеграции данных из различных источников. Операции интенсификации могут быть выполнены вручную с помощью обычных методик для отдельного анализа потока данных с отдельным анализом или включать человека-оператора вручную перемещающего данные и интегрирующего данные с использованием нескольких видов программного обеспечения и приборов. Кроме того, данные операции интенсификации могут быть интегрированы, например, упорядочены путем максимального привлечения междисциплинарных данных в автоматическом или полуавтоматическом режиме.

Нефтепромысловые операции

[11] На Фиг.1.1-1.4 показаны различные нефтепромысловые операции, которые могут быть выполнены на буровой, а на Фиг.2.1-2.4 показана различная информация, которая может быть собрана на буровой. На Фиг.1.1-1.4 показана упрощенная схема типичного месторождения нефти или буровой 100, имеющей подземную формацию 102, содержащую, например, резервуар 104, и показаны различные нефтепромысловые месторождения, выполняемые на буровой 100. На Фиг.1.1 показана операция разведки, выполняемая разведочным инструментом, например сейсмостанцией 106.1, для измерения свойств подземной формации. Разведочная операция может быть операцией сейсморазведки для выработки звуковых колебаний. На Фиг.1.1 одно такое звуковое колебание 112, генерируемое источником 110, отражается от ряда горизонтов 114 в земной формации 116. Звуковые колебания 112 могут быть приняты датчиками, такими как сейсмоприемники-геофоны 118, расположенные на поверхности земли, и геофоны 118 вырабатывают электрические выходные сигналы, называемые приемными данными 120 на Фиг.1.1.

[12] В ответ на полученный образец различных параметров (например, амплитуды и/или частоты) звуковых колебаний 112 геофоны 118 могут прородуцировать электрические выходные сигналы, содержащие данные о подземной формации. Полученные данные 120, могут подаваться в качестве входных данных на компьютер 122.1 сейсмостанции 106.1, и в ответ на эти входные данные компьютер 122.1 может генерировать выходные сейсмические и микросейсмические данные 124. Выходные сейсмические данные 124 могут храниться, передаваться или дополнительно обрабатываться по желанию, например путем сокращения объема используемых данных.

[13] На Фиг.1.2 показаны буровые операции, выполняемые буровым инструментом 106.2, подвешенным к установке 128 и введенным в подземные формации 102 для образования ствола скважины 136 или другого канала. Емкость для бурового раствора 130 может использоваться для извлечения бурового раствора в бурильные инструменты через поточную линию 132 для циркуляции бурового раствора через буровой инструмент и вверх по стволу скважины 136 обратно к поверхности. Буровой раствор может фильтроваться и возвращаться в емкость для бурового раствора. Циркуляционная система может использоваться для хранения, управления или фильтрации протекающих буровых растворов. На этом чертеже бурильные инструменты выдвинуты в подземные формации для достижения резервуара 104. Каждая скважина может быть нацелена на один или несколько резервуаров. Бурильные инструменты могут быть адаптированы для измерения свойств в скважинных условиях с помощью геофизических исследований в скважине во время бурения. Кроме того, инструмент для геофизических исследований во время бурения может быть адаптирован для получения керновой пробы 133, как показано, или удален, так что керновая проба может быть получена с помощью другого инструмента.

[14] Наземный блок 134 может использоваться для связи с буровыми инструментами и/или работами вне месторождения. Наземный блок может связываться с буровыми инструментами для отправки команд бурильным инструментам и для получения данных из него. Наземный блок может обеспечиваться вычислительными возможностями для получения, хранения, обработки и анализа данных операции. Наземный блок может собирать данные, полученные в ходе операции бурения и выдавать выходные данные 135, которые могут храниться или передаваться. Вычислительные возможности, например, в наземном блоке, могут быть расположены в различных местах около буровой и/или в удаленных пунктах.

[15] Датчики (S) могут быть расположены около месторождения для сбора данных, касающихся различных операций, как описано ранее. Как показано, датчик (S) может быть размещен в одном или более местах в бурильных инструментах и/или в буровой установке для измерения параметров бурения, таких как нагрузка на долото, момент на долото, давление, температура, расход, состав, скорость вращения и/или другие параметры операции. Датчики (S) могут располагаться в одном или нескольких местах в циркуляционной системе.

[16] Данные с датчиков могут быть собраны наземным блоком и/или другими источниками сбора данных для анализа или другой обработки. Данные с датчиков могут использоваться отдельно или в сочетании с другими данными. Данные могут быть собраны в одну или несколько баз данных и/или переданы на или вне места буровой. Все, или отобранные, фрагменты данных могут использоваться выборочно для анализа и/или прогнозирования операций текущей и/или других скважин. Данные могут быть информацией за прошлые периоды, данными реального времени или их сочетанием. Данные реального времени могут быть использованы в режиме реального времени или сохраняться для последующего использования. Кроме того, для дальнейшего анализа эти данные могут сочетаться с данными прошлых периодов или другой информацией. Данные могут храниться в отдельных базах данных или быть объединены в одну базу данных.

[17] Собранные данные могут быть использованы для выполнения анализа, например, моделирования операций. Например, выходные сейсмические данные могут использоваться для выполнения геологического, геофизического и/или анализа технологии разработки резервуара. Данные из резервуара, ствола скважины, поверхности и/или обработанные данные могут использоваться для выполнения моделирования резервуара, ствола скважины, геологического, геофизического или иного моделирования. Выходные данные операции могут быть сгенерированы непосредственно с датчиков или после некоторой предварительной обработки или моделирования. Эти выходные данные могут выступать в качестве информации для дальнейшего анализа.

[18] Данные могут накапливаться и сохраняться в наземном блоке 134. Один или более наземных блоков могут быть размещены на буровой или подсоединены удаленно. Наземный блок может быть одним блоком или сложной сетью блоков, используемых для выполнения необходимых функций управления данными на всем месторождении. Наземный блок может быть ручной или автоматической системой. Наземный блок 134 может управляться и/или регулироваться пользователем.

[19] Наземный блок может быть оснащен приемопередатчиком 137, что позволит обеспечить связь между наземным блоком и различными частями текущего месторождения или другими местами. Кроме того, наземный блок 134 может быть оснащен или функционально подключен к одному или нескольким управляющим устройствам для активации механизмов на буровой 100. В таком случае наземный блок 134 может отправлять командные сигналы на месторождение в ответ на полученные данные. Наземный блок 134 может принимать команды через приемопередатчик или может сам передавать команды управляющему устройству. Для анализа данных (локально или удаленно), принятия решений и/или активации управляющего устройства может быть предусмотрено устройство обработки данных. Таким образом, операции могут быть выборочно скорректированы на основе собранных данных. Части операции, такие как управление, бурение, нагрузка на долото, подача насосов или другие параметры, на основе данной информации могут быть оптимизированы. Эти корректировки могут быть выполнены автоматически на основе компьютерного протокола и/или вручную оператором. В некоторых случаях планы бурения могут быть скорректированы для выбора оптимальных рабочих условий или во избежание проблем.

[20] На Фиг.1.3 показано канатную операцию в скважине, выполняемую с помощью канатного инструмента 106.3, спускаемого в скважину на канате, подвешенном на буровой установке 128 и в ствол скважины 136 с Фиг.1.2. Проводной инструмент 106.3 может быть приспособлен для развертывания в стволе скважины 136 для генерации каротажных диаграмм, выполнения скважинных испытаний и/или сбора проб. Канатный инструмент 106.3 может использоваться для обеспечения другого способа и аппарата для выполнения операции сейсморазведки. Канатный инструмент 106.3 из Фиг.1.3 может, например, иметь источник 144 взрывной, радиоактивной, электрической или акустической энергии, который отправляет и/или получает электрические сигналы для окружающих подземных формаций 102 и флюидов в нем.

[21] Канатный инструмент 106.3 может быть оперативно подключен к, например, геофонам 118 и компьютеру 122.1 сейсмостанции 106.1 на Фиг.1.1. Кроме того, канатный инструмент 106.3 может предоставлять данные наземному блоку 134. Наземный блок 134 может собирать данные, полученные в ходе канатной операции, и производить выходные данные 135, которые могут храниться или быть отправлены дальше. Канатный инструмент 106.3 может располагаться на разных глубинах в стволе скважины для обеспечения разведки или других сведений о подземной формации.

[22] Датчики (S) могут быть расположены около буровой 100 для сбора данных, касающихся различных операций, описанных ранее. Как показано, датчик (S) позиционируется в канатном инструменте 106.3 для измерения скважинных параметров, к которым относятся, например, пористость, проницаемость, состав флюидов и/или другие параметры операции.

[23] На Фиг.1.4 показана операция добычи, выполняемая с помощью инструмента добычи 106.4, развернутого из технологического модуля или фонтанного устьевого оборудования 129 в законченный ствол скважины 136 на Фиг.1.3 для извлечения флюида из скважинных резервуаров к наземному оборудованию 142. Флюид (текучая среда) выходит из резервуара 104 через отверстия в обсадной колонне (не показана) и проходит в инструмент добычи 106.4 в стволе скважины 136 и в наземное оборудование 142 через сеть сбора 146.

[24] Датчики (S) могут быть расположены около месторождения для сбора данных, касающихся различных операций, как описано ранее. Как показано, датчик (S) может располагаться в инструменте добычи 106.4 или связанном с ним оборудовании, таком как фонтанное устьевое оборудование 129, сеть сбора, наземное оборудование и/или оборудование добычи, для измерения параметров флюида, таких как состав флюида, скорость потока, давление, температура и/или другие параметры операции добычи.

[25] Хотя показаны только упрощенные конфигурации буровой, следует понимать, что месторождение или буровая 100 может охватывать часть площади земли, моря и/или воды, на которой размещена одна скважина или более. Кроме того, добыча может включать нагнетательные скважины (не показаны) для добавляемого восстановления или, например, для хранения углеводородов, углекислого газа или воды. Одна или несколько единиц оборудования сбора может оперативно подсоединяться к одной буровой или более для избирательного сбора скважинных флюидов из буровой(ых).

[26] Следует понимать, что на 1.2-1.4 показаны инструменты, которые могут использоваться для измерения не только свойств месторождения, но и свойств не нефтепромысловых операций, таких как рудные залежи, водоносные горизонты, хранилища и другие подземные объекты. Кроме того, хотя показаны определенные инструменты сбора данных, понятно, что могут использоваться различные измерительные приборы (например, канатные, измерение во время бурения (MWD), каротаж во время бурения (LWD), керновая проба и т.д.), способные измерять параметры, такие как сейсмическое полное время прохождения сигнала в прямом и обратном направления, плотность, удельное сопротивление, темп добычи и т.п., подземных формаций и/или ее геологических формаций. Для сбора и/или контроля нужных данных различные датчики (S) могут быть расположены в различных местах вдоль ствола скважины и/или средств мониторинга. Из удаленных мест также могут предоставляться и другие источники данных.

[27] Конфигурация месторождений на Фиг.1.1-1.4 показывает примеры буровой 100 и различных операций, которые могут использоваться с методиками, приведенными в настоящем документе. Часть или все из месторождений могут быть землей, водой и/или морем. Кроме того, хотя показано одно месторождение, измеряемое в одном месте, технология разработки пластовых резервуаров может быть использована с любым сочетанием одного или более месторождений, одного или более технологических объектов и одной или более скважин.

[28] На Фиг.2.1-2.4 показаны графические примеры данных, собираемых с помощью инструментов на Фиг.1.1-1.4, На Фиг.2.1 показано сейсмотрассу 202 подземной формации из Фиг.1.1, полученную сейсмостанцией 106.1. Сейсмическая трасса может использоваться для предоставления данных, например двухпутного ответа в течение времени. На Фиг.2.2 показано керновую пробу 133, взятую инструментами бурения 106.2. Керновая проба может использоваться для предоставления данных, таких как график плотности, пористость, проницаемость или другие физические свойства керновой пробы по длине керна. Испытания на плотность и вязкость могут выполняться на флюидах в керне при различных давлениях и температурах. На Фиг.2.3 показано каротажную диаграмму 204 подземной формации из Фиг.1.3, полученную с помощью спускаемого в скважину инструмента 106.3. Каротажная кривая, полученная от зонда на каротажном кабеле, может показывать удельное сопротивление или другие измерения формации при различных глубинах. На Фиг.2.4 показано кривую спада добычи или график 206 флюида, протекающего через подземную формацию из Фиг.1.4, измеренный на наземном оборудовании 142. Кривая спада добычи может показать дебит нефтеотдачи Q как функцию от времени t.

[29] На соответствующих графиках на Фиг.2.1, 2.3 и 2.4 показаны примеры статических измерений, которые могут описать или предоставить информацию о физических характеристиках формации и резервуаров, содержащихся в ней. Эти измерения могут быть проанализированы для определения свойств формации(й) и точности измерений и/или проверки на наличие ошибок. Участки кривой каждого из соответствующих измерений могут быть выровнены и промасштабированы для сравнения и проверки свойств. На Фиг.2.4 показан пример динамического замера свойств флюида через скважину. Когда флюид проходит через скважину, то осуществляются измерения его свойств, такие как расход, давление, состав и т.п. Как описано ниже, статические и динамические измерения могут быть проанализированы и использованы для создания моделей подземной формации для определения ее характеристик. Подобные измерения также можно использовать для измерения изменений в свойствах формаций стечением времени.

Операции интенсификации

[30] На Фиг.3.1 показано операции интенсификации, выполняемые на буровых 300.1 и 300.2. Буровая 300.1 включает установку 308,1, имеющую вертикальную скважину 336.1, простирающуюся в формацию 302.1. Буровая 300.2 включает установку 308.2, имеющую скважину 336.2, и установку 308.3, имеющую скважину 336.3, простирающуюся вниз в подземную формацию 302.2. Хотя буровые 300.1 и 300.2 показаны с конкретными конфигурациями установок со скважинами, следует понимать, что на одной или более буровых могут быть размещены одна или более установок с одной или более скважинами.

[31] Скважина 336.1 простирается от буровой 308.1 через нестандартные резервуары 304.1-304.3. Скважины 336.2 и 336.3 простираются от установок 308.2 и 308.3 к нестандартному резервуару 304.4. Как показано, нестандартные резервуары 304.1-304.3 являются песчаными резервуарами с плотным газом, а нестандартный резервуар 304.4 - это сланцевый резервуар. В данной формации могут присутствовать один или несколько нестандартных резервуаров (например, плотного газа, сланцев, карбоната, угля, тяжелой нефти и т.п.) и/или обычных резервуаров.

[32] Операции интенсификации на Фиг.3.1 могут быть выполнены самостоятельно или в сочетании с другими нефтепромысловыми операциями, такими как нефтепромысловые операции, представленные на Фиг.1.1 и 1.4. Например, скважины 336.1-336.3 могут быть измерены, пробурены, испытаны и добыты, как показано на Фиг.1.1-1.4. Операции интенсификации, выполняемые на буровых 300.1 и 300.2, могут включать, например, перфорацию, гидроразрыв пласта и т.п. Операции интенсификации могут выполняться параллельно с другими нефтепромысловыми операциями, такими как операции заканчивания скважин и добычи (см., например, Фиг.1.4). Как показано на Фиг.3.1 скважины 336.1 и 336.2 были закончены и в них выполнены отверстия 338.1-338,5 для облегчения добычи.

[33] Скважинный инструмент 306.1 размещается в вертикальной скважине 336.1, прилегающей к песчаному резервуару с плотным газом 304.1, для выполнения скважинных измерений. Пакеры 307 размещаются в стволе скважины 336.1 для изоляции части прилегающих перфорационных отверстий 338.2. После образования отверстий около ствола скважины флюид может вводиться через эти перфорации в формацию для создания и/или расширения изломов в ней с целью интенсификации добычи из резервуаров.

[34] Резервуар 304.4 формации 302.2 перфорирован и пакеры 307 размещены для изоляции ствола скважины 336.2 около отверстий 338.3-338.5. Как показано в горизонтальной скважине 336.2, пакеры 307 размещены участках St₁ и St₂ ствола скважины. Как также показано, скважина 304.3 может быть подсасывающей (или опытной) скважиной, простирающейся через формацию 302.2 для достижения резервуара 304.4. Один или более стволов скважин могут быть размещены в одной или более буровых. Возможно размещение нескольких скважин.

[35] В различные резервуары 304.1-304.4 для облегчения добычи флюидов могут быть продлены изломы. Примеры изломов, которые могут быть образованы, схематически показаны на Фиг.3.2 и 3.4 около скважины 304. Как показано на Фиг.3.2, естественные изломы 340 расходятся по слоям около скважины 304. Отверстия (или пучки отверстий) 342 могут образовываться около скважины 304, а флюид 344 и/или флюиды, смешанные с расклинивающим наполнителем 346, могут быть введены через отверстия 342. Как показано на Фиг.3.3, гидроразрыв пласта может выполняться путем нагнетания через отверстия 342, создания изломов вдоль плоскости, имеющей максимальное напряжение σ_hmax, и вскрытие и расширение природных изломов.

[36] На Фиг.3.4 показан другой вид операции разрыва пласта около ствола скважины 304. На этом виде изломы 348 от гидроразрыва пласта расходятся радиально вокруг скважины 304. Изломы от гидроразрыва пласта могут использоваться для достижения карманов микросейсмических событий 351 (показаны схематично как точки) около скважины 304. Операция гидроразрыва пласта может использоваться как часть операции интенсификации для предоставления путей с целью облегчения перемещения углеводородов в стволе скважины 304 при добыче.

[37] На Фиг.3.1 датчики (S) могут быть расположены около месторождения для сбора данных, касающихся различных операций, описанных ранее. Некоторые датчики, такие как геофоны, могут быть расположены около формаций во время гидроразрыва пласта для измерения микросейсмических волн и выполнения микросейсмического сопоставления. Данные с датчиков могут собираться в наземном блоке 334 и/или в других источниках сбора данных для анализа или другой обработки, как описывалось ранее (см., например, наземный блок 134). Как показано, наземный блок 334 связан с сетью 352 и другими компьютерами 354.

[38] Инструмент интенсификации 350 может предоставляться как часть наземного блока 334 или других частей буровой для выполнения операций интенсификации. Например, информация, получаемая во время одной или нескольких операций интенсификации, может использоваться в плане бурения для одной или нескольких скважин, одной или более буровых и/или одного или нескольких резервуаров. Инструмент интенсификации 350 может быть оперативно связан с одной или более установками и/или буровыми и использоваться для получения данных, обработки данных, отправки сигналов управления и т.д., как будет описано далее в настоящем документе. Инструмент интенсификации 350 может включать блок определения характеристик резервуара 363 для создания геомеханической модели, блока планирования интенсификации 365 для выработки планов интенсификации, устройство оптимизации 367 для оптимизации планов интенсификации, блок реального времени 369 для оптимизации в режиме реального времени оптимизированного плана интенсификации, блок управления 368 для избирательной корректировки операции интенсификации на основе оптимизированного плана интенсификации в режиме реального времени, корректировщик текущей информации 370 для обновления модели определения характеристик резервуара на основе оптимизированного плана интенсификации в режиме реального времени и данных ретроспективной оценки и калибратор 372 для калибровки оптимизированного плана интенсификации, что будет описано ниже в настоящем документе. Блок планирования интенсификации 365 может включать инструмент расчета участков 381 для выполнения расчета участков, блок расчета интенсификации 383 для выполнения расчета интенсификации, инструмент прогнозирования добычи 385 для прогнозирования добычи и инструмент плана бурения 387 для генерации планов бурения.

[39] Данные буровой, используемые в операции интенсификации, могут варьировать от, например, керновых проб до петрофизической интерпретации на основе каротажных диаграмм для трехразмерных сейсмических данных (см., например, Фиг.2.1-2.4). К расчету интенсификации могут быть привлечены, например, петротехнические эксперты по нефтяным месторождениям для выполнения ручных процессов с целью сопоставления различных частей информации. Интеграция информации может потребовать ручного манипулирования несвязанными рабочими потоками и мероприятиями, такими как очерчивание зон резервуара, определение желаемых зон вскрытия пласта, оценка ожидаемого роста гидроразрыва пласта при данных конфигурациях оборудования вскрытия, решение о целесообразности размещения другой скважины или нескольких скважин для лучшей интенсификации формации и т.п. Данный расчет интенсификации может, кроме прочего, с целью облегчения операции интенсификации включать полуавтоматическую или автоматическую интеграцию, обратную связь и управление.

[40] Операции интенсификации для обычных и нестандартных резервуаров можно выполнить, исходя из знания данного резервуара. Характеристики резервуаров могут использоваться, например, при планировании бурения, определении оптимальных целевых зон для перфорации и расчета участков, расчета нескольких скважин (например, с интервалом и ориентацией) и генерации геомеханических моделей. Расчет интенсификации может быть оптимизирован на основе результирующего прогноза добычи. Эти расчеты интенсификации могут включать интегрированный резервуароцентричный технологический процесс, который включает компоненты расчета, реального времени и ретроспективной оценки обработки. Разработка заканчивания скважины и интенсификации может выполняться с использованием междисциплинарных данных о скважине и резервуаре.

[41] На Фиг.4.1 показан блок-схема 400, отображающая операцию интенсификации, подобную тем, что показанны на Фиг.3.1. Блок схема 400 представляет собой итеративный процесс, в котором используется комплексная информация и анализ для разработки, осуществления и обновления операции интенсификации. Способ предполагает оценку предварительной обработки 445, планирование интенсификации 447, оптимизацию обработки в реальном времени 451 и обновление расчета/модели 453. Часть или вся блок-схема 400 может быть итерирована для регулирования операций интенсификации и/или расчетных операций дополнительной интенсификации в существующих или дополнительных скважинах.

[42] Оценка предварительной интенсификации 445 включает получение характеристик резервуара 460 и генерацию трехмерной геомеханической модели 462. Получение характеристики резервуаров 460 может быть сгенерировано путем объединения информации, такой как информация, собранная на Фиг.1.1-1.4, для выполнения моделирования с использованием объединенного сочетания информации из предшествующих независимых технических режимов или дисциплин (например, петрофизика, геолога, геомеханика и геофизика, и предыдущих результатов операций по гидроразрыву пласта). Такая характеристика резервуаров 460 может быть получена с использованием методик комплексного статического моделирования для генерации геомеханической модели 462, как описано, например, в заявках на патент США под номерами 2009/0187391 и 2011/0660572. Так, например программное обеспечение, такое как PETREL™, VISAGE™, TECHLOG™, and GEOFRAME™, которое можно приобрести у компании SCHLUMBERGER™, может использоваться для выполнения оценки предварительной обработки 445.

[43] Получение характеристик резервуаров 460 может включать сбор различной информации, например, данных, связанных с подземной формацией и разработку одной или нескольких моделей резервуара. Собранная информация может включать, например, информацию об интенсификации, такую как продуктивная зона резервуара, зона геомеханического напряжения, распределение естественной трещиноватости. Получение характеристик резервуара 460 может осуществляться таким образом, что информация об интенсификации включается в оценки предварительной интенсификации. Генерация геомеханической модели 462 может имитировать подземные формации в стадии разработки (например, генерация численного представления состояния напряжения и скальные механические свойства для данного геологического профиля в месторождении или бассейне).

[44] Для генерации геомеханической модели 462 можно использовать обычное геомеханическое моделирование. Примеры методик геомеханического моделирования представлены в заявке на патент США №2009/0187391. Геомеханическая модель 462 может быть создана с помощью информации, собранной, например, из нефтепромысловых операций, представленных на Фиг.1.4, 2.1-2.4 и 3. Например, в трехмерной геомеханической модели в расчет принимаются различные ранее собранные данные о резервуаре, включая сейсмические данные, собранные во время ранних исследований формации и данных каротажа, собранных при бурении одной или более разведочных скважин перед добычей (см., например, Фиг.1.1-1.4). Геомеханическая модель 462 может использоваться для предоставления, например, геомеханической информации для различных нефтепромысловых операций, таких как выбор глубины установки обсадной колонны, оптимизация количества обсадных труб, бурение стабильных скважин, расчет заканчиваний, выполнение интенсификации трещинообразования и т.п.

[45] Сгенерированная геомеханическая модель 462 может использоваться в качестве входных данных при выполнении планирования интенсификации 447. Трехмерная геомеханическая модель может быть построена для определения потенциальных буровых скважин. В одном из вариантов воплощения, когда формация существенно однородна и существенно свободна от значительной естественной трещиноватости и/или барьеров высокого напряжения, можно предположить, что данный объем флюида для гидроразрыва пласта, закачиваемого при данном расходе в течение данного периода времени, будет генерировать существенно идентичную сеть изломов в формации. Керновые пробы, как показано на Фиг.1.2 и 2.2, могут предоставлять информацию, полезную при анализе свойств трещиноватости формации. Для участков резервуара, проявляющего подобные свойства, несколько скважин (или ответвлений) могут быть размещены на существенно равном расстоянии друг от друга и вся формация будет достаточно интенсифицирована.

[46] Планирование интенсификации 447 может включать планирование бурения 465, расчет участков 466, расчет интенсификации 468 и прогноз добычи 470. В частности, геомеханическая модель 462 может быть входными данными для планирования бурения 465 и/или промежуточного расчета 466 и расчета интенсификации 468. Некоторые варианты воплощения могут включать полуавтоматизированные способы для идентификации, например, расстояния между скважинами и их ориентации, расчета многоступенчатой перфорации и расчета гидроразрыва пласта. Для решения вопроса широкого разброса характеристик в углеводородных резервуарах, некоторые из вариантов воплощения могут вкл