Система и способ выполнения операции интенсификации

Система и способ выполнения операции интенсификации

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Перекрестная ссылка на родственные заявки

[0001] Настоящее изобретение притязает на приоритет предварительной заявки на патент США №61/545,935, поданной 11 октября 2011 года, озаглавленной «METHOD OF CONTROLLING HYDRAULIC FRACTURING ACROSS PRE-EXISTING PERMEABLE DISCONTINUITIES», содержание которой полностью включено в настоящее описание посредством ссылки.

Уровень техники

[0002] Настоящее изобретение относится, в целом, к способам и системам для выполнения нефтепромысловых операций. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам и системам для выполнения операций интенсификации, таких как исследование подземных формаций, определение характеристик сетей гидроразрывов пласта в подземной формации и создание проекта интенсификации.

[0003] Изложения, сделанные в настоящем описании, только обеспечивают информацию, относящуюся к настоящему изобретению, и могут не составлять предшествующий уровень техники, и могут описывать некоторые варианты реализации, иллюстрирующие настоящее изобретение.

[0004] Для облегчения извлечения углеводородов из нефтяных и газовых скважин, подземные формации, окружающие такие скважины, могут гидравлически разламываться. Гидравлический разрыв пласта стал важной технологией для создания трещин в толщах пород, которые обеспечивают возможность продвижения углеводородов к скважине. Гидроразрывы могут простираться далеко от ствола скважины на сотни футов в двух противоположных направлениях согласно собственным напряжениям в пределах формации. При определенных обстоятельствах они могут сформировать комплексную сеть трещин. Комплексные сети трещин могут содержать вызванные гидроразрывы и естественные природные трещины, которые могут пересекаться или могут не пересекаться, вдоль множества азимутов, во множестве плоскостях и направлениях и во множестве областей.

[0005] Образование трещин в формации происходит путем введения специально разработанной текучей среды (называемой «жидкостью для гидроразрыва» или «глинистым раствором для гидроразрыва») при высоком давлении и с высокой интенсивностью подачи в формацию через по меньшей мере один ствол скважины. Нефтепромысловые специализированные обслуживающие фирмы усовершенствовали множество различных текучих сред на основе нефти и воды и способов обработки для более эффективного вызова и поддержания проницаемых и производительных трещин. Состав этих текучих сред изменяется значительно, от простой воды и песка до сложных полимерных веществ с множеством добавок. У каждого типа жидкости для гидроразрыва есть уникальные характеристики, и каждый обладает своими собственными положительными и отрицательными характеристиками выполнения. Желательно выборочно изменять определенные свойства жидкости для гидроразрыва и характеристики закачивания для достижения необходимой комплексности сети трещин.

[0006] Например, очень сложная геометрия сети трещин с извилистыми трещинами, множественным образованием петель и изменениями направлений трещин могут сделать раскрытие трещины слишком узким или создать точки прижима, которые затрудняют транспортировку частиц или углеводорода. Для достижения лучшей производительности трещинных коллекторов необходимо создавать относительно прямые и открытые гидроразрывы.

[0007] В некоторых случаях возникновение трещин и протяженность трещин в формации могут быть смоделированы в числовом отношении для выведения развития гидроразрыва с течением времени. Обычные модели гидроразрыва, как правило, принимают двукрылую искусственно образованную трещину. Эти двукрылые трещины могут быть короткими в представлении комплексного характера искусственно образованных трещин в некоторых нетрадиционных продуктивных пластах с существующими ранее разделами, такими как природные трещины (NF). Кроме того, хотя некоторые коммерчески доступные модели трещин могут учитывать существующие ранее естественные трещины в формации, тем не менее, многие из доступных моделей упрощены и не учитывают строгого упругого решения взаимодействия между искусственно образованными трещинами и естественными трещинами. Кроме того, огромное большинство доступных моделей явно не учитывают свойства закачивания текучей среды, которые могут охватывать скорость закачки, вязкостные свойства текучей среды и концентрацию жидких добавок.

Сущность изобретения

[0008] Сущность изобретения обеспечена для представления выбора принципов, которые дополнительно раскрыты в представленном ниже подробном описании. Данная сущность изобретения не предназначена для определения ключевых или существенных признаков заявленного изобретения, а также не предназначена для использования в качестве ограничения объема заявленного изобретения.

[0009] Технологии, раскрытые в настоящем описании, относятся к нефтепромысловым операциям, охватывающим получение интегрированных данных о месте расположения скважины (например, геомеханические, геологические и/или геофизические свойства формации и/или механические и геометрические свойства механических разрывов в формации). Нефтепромысловая операция также может содержать создание механической модели геологической среды с использованием объединенных данных о месте расположения скважины, и определение характера пересечения между вызванным гидроразрывом и по меньшей мере одним разделом в формации. Нефтепромысловая операция может быть оптимизирована путем использования механической модели геологической среды для создания проекта интенсификации, который содержит вязкость текучей среды и скорость нагнетания жидкости для гидроразрыва. Оптимизация может дополнительно содержать корректировку проекта интенсификации для достижения оптимизированного характера пересечения между вызванным гидроразрывом и разделом в формации.

Краткое описание чертежей

[0010] Варианты реализации способа и системы для выполнения скважинной операции интенсификации описаны со ссылкой на следующие чертежи. Одинаковые позиционные обозначения указывают на подобные элементы. Для ясности не каждый компонент может быть обозначен на каждом чертеже.

На фиг. 1A-1D показаны схематические виды, изображающие различные нефтепромысловые операции в месте расположения скважины;

На фиг. 2A-2D показаны схематические виды данных, собранных операциями, указанных на фиг. 1A-1D;

На фиг. 3А показан схематический вид места расположения скважины, изображающий различные скважинные операции интенсификации;

На фиг. 3B-3D показаны схематические виды различных трещин места расположения скважины фиг. 3А;

На фиг. 4А показана схема операции, изображающая операцию интенсификации скважины;

На фиг. 4B показана схематическая диаграмма, изображающая части операции интенсификации скважины;

На фиг. 5 показано схематическое изображение возможных характеров пересечения между искусственно образованной трещиной и естественной трещиной;

На фиг. 6А-6С показаны схематические изображения ортогональных характеров пересечения между разделом и вызванным гидроразрывом;

На фиг. 7А-7С показаны схематические изображения наклоненных характеров пересечении раздела вызванным гидроразрывом;

На фиг. 8А-8В показаны схематические изображения взаимодействий вызванного гидроразрыва, развивающегося в смоделированной формации, с существующими ранее естественными трещинами;

На фиг. 9А-9Н показаны схематические изображения потенциальных эффектов изменяющихся свойств текучей среды на характерах пересечения; и

На фиг. 10 показана схема операции, изображающая способ выполнения операции интенсификации.

Подробное описание

[0011] Представленное ниже описание содержит типовые системы, устройства, способы и последовательности команд, которые воплощают способы настоящего изобретения. Однако подразумевается, что описанные варианты реализации могут быть осуществлены без таких конкретных деталей.

[0012] Настоящее изобретение относится к созданию, реализации и отклику операций интенсификации, выполняемых в месте расположения скважины. Операции интенсификации могут быть выполнены с использованием комплексного подхода, применяющего центральный продуктивный пласт. Такие операции интенсификации могут содержать объединенный план интенсификации на основании мультидисциплинарной информации (например, используемой специалистом в области физики пласта, геологом, специалистом в области механики горных пород, геофизиком и промысловым инженером), применений кустовых месторождений и/или многоступенчатых нефтепромысловых операций (например, заканчивание, интенсификация и добыча). Некоторые применения могут быть специально приспособлены к нетрадиционным областям применения места расположения скважины (например, газ в плотных породах, сланцевая глина, карбонат, уголь и т.д.), комплексным применениям места расположения скважины (например, куст скважин) и различным моделям разрыва (например, обычные плоские двукрылые модели разрыва для песчаных продуктивных пластов или комплексные сеточные модели разрыва для продуктивных пластов низкой проницаемости с разрывами, сформированными естественным образом) и т.п. В контексте настоящего изобретения нетрадиционные продуктивные пласты относятся к продуктивным пластам, таким как газ в плотных породах, нефтеносный пласт-коллектор, карбонатная горная порода, каменный уголь и т.п., в которых порода не распределена равномерно или пересечена природными трещинами (все другие продуктивные пласты считаются обычными).

[0013] Операции интенсификации могут быть также выполнены с использованием оптимизации, приспосабливания к определенным типам продуктивных пластов (например, газ в плотных породах, сланцевая глина, карбонатная горная порода, каменный уголь и т.п.), интегрирования оценочных критериев (например, критериев продуктивного пласта и заканчивания) и объединения данных от множества источников. Операции интенсификации могут быть выполнены вручную с использованием обычных способов для выполнения отдельного анализа потока данных, при этом отдельный анализ прерывается и/или вовлекает человека - оператора для перемещения вручную данных и объединения данных с использованием множества программных приложении и инструментов. Кроме того, такие операции интенсификации могут быть объединены, например упорядочены путем автоматического или полуавтоматического максимального увеличения мультидисциплинарных данных.

Нефтепромысловые операции

[0014] На фиг. 1A-1D изображены различные нефтепромысловые операции, которые могут быть выполнены в месте расположения скважины, и на фиг. 2А -2D изображена различная информация, которая может быть собрана в месте расположения скважины. На фиг. 1A-1D изображены упрощенные схематические виды типового месторождения нефти или места 100 расположения скважины, имеющего толщу пород 102, содержащую, например, продуктивный пласт 104, и показывающего различные нефтепромысловые операции, выполняемые на месте расположения скважины. На фиг. 1А показаны геофизические исследования в скважинах, выполняемые прибором для измерения искривления скважины, таким как передвижная сейсмическая станция 106.1, для измерения свойств толщи пород. Геофизические исследования в скважинах могут представлять собой операцию сейсморазведки для создания звуковых колебаний. На фиг. 1А одно такое звуковое колебание 112, созданное источником 110, отражается от множества разрывов 114 в толще пород 116. Звуковое колебание (колебания) 112 может быть принято датчиками, такими как сейсмоприемники 118, расположенными на поверхности земли, и сейсмографы 118 создают электрические выходные сигналы, называемые принятыми данными 120 на Фиг. 1А.

[0015] В ответ на принятое звуковое колебание (колебания) 112, представляющее различные параметры (такие как амплитуда и/или частота) звукового колебания (колебаний) 112, сейсмографы 118 могут создать электрические выходные сигналы, содержащие данные относительно толщи пород. Принятые данные 120 могут быть обеспечены в виде входных данных компьютеру 122.1 передвижной сейсмической станции 106.1, и в ответ на входные данные компьютер 122.1 может создать сейсмические и микросейсмические выходные данные 124. Сейсмические выходные данные 124 при необходимости могут быть сохранены, переданы или дополнительно обработаны, например, путем преобразования данных.

[0016] На фиг. 1B изображена операция бурения, выполняемая бурильным инструментом 106.2, подвешенным на буровой установке 128 и перемещаемым в толщу пород 102 для формирования ствола скважины 136 или другого канала. Бак 130 для бурового раствора может быть использован для втягивания бурового раствора в бурильные инструменты через напорный трубопровод 132 для циркуляции бурового раствора через бурильные инструменты, ствол скважины 136 и назад на поверхность. Буровой раствор может быть профильтрован и возвращен в бак для бурового раствора. Циркуляционная система может быть использована для хранения, управления или фильтрации проходящих буровых растворов. На данном изображении бурильные инструменты продвинуты в толщи пород для достижения продуктивного пласта 104. Каждая скважина может быть нацелена по меньшей мере на один продуктивный пласт. Бурильные инструменты могут быть выполнены с возможностью измерения свойств в скважинных условиях с применением каротажа в процессе бурения. Инструмент проведения каротажа в процессе бурения также может быть выполнен с возможностью выборки керна 133, изображенного на фиг. 1B и 2B, или удален так, чтобы керн 133 мог быть взят с использованием другого инструмента.

[0017] Наземный блок 134 может быть использован для взаимодействия с действиями бурильного инструмента 106.2 и/или внеплощадочных объектов. Наземный блок 134 может взаимодействовать с бурильным инструментом 106.2 для отсылки команд бурильному инструменту 106.2 и принятия от него данных. Наземный блок 134 может быть образован вычислительными средствами для приема, хранения, обработки и/или анализа данных в результате эксплуатации скважины. Наземный блок 134 может собирать данные, созданные в течение процесса бурения, и создавать выходные данные 135, которые могут быть сохранены или переданы. Вычислительные средства, такие, которые расположены в наземном блоке 134, могут быть размещены в различных местах около места расположения скважины и/или в отдаленных местах.

[0018] Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг месторождения нефти для собора данных, касающихся различных операций, упомянутых в приведенном выше описании. Согласно изображениям на чертежах датчик (S) может быть размещен по меньшей мере в одном положении в бурильном инструменте 106.2 и/или на буровой вышке для измерения параметров бурения, таких как нагрузка на буровом долоте, вращающий момент на буровом долоте, давления, температуры, расходы, составы, частота вращения и/или другие параметры рабочего процесса. Датчики (S) могут также быть размещены по меньшей мере в одном месте в циркуляционной системе.

[0019] Данные, собранные датчиками, могут быть собраны наземным блоком 134 и/или другими источниками сбора данных для анализа или другой обработки. Данные, собранные датчиками, могут быть использованы отдельно или в комбинации с другими данными. Данные могут быть собраны по меньшей мере в одну базу данных и/или переданы объектам в пределах промысловой площадки или за ее пределами. Все или выбранные части данных могут быть выборочно использованы для анализа и/или прогнозирования операции текущего и/или других стволов скважины. Данные могут представлять собой предысторию, данные в реальном времени или их комбинацию. Данные в реальном времени могут быть использованы в реальном времени или храниться для более позднего использования. Кроме того, данные могут быть объединены с предысторией или другими входными данными для дополнительного анализа. Данные могут быть сохранены в отдельных базах данных или объединены в одну базу данных.

[0020] Собранные данные могут быть использованы для выполнения анализа, такого как моделирование операций. Например, сейсмические выходные данные могут быть использованы для выполнения геологического, геофизического анализа и/или анализа технологии разработки пласта. Данные о продуктивном пласте, стволе скважины, наземные и/или обработанные данные могут быть использованы для моделирования продуктивного пласта, ствола скважины, геологических и геофизических или других условий разработки месторождения. Выходные данные, образуемые в результате рабочего процесса, могут быть созданы непосредственно от датчиков или после некоторой предварительной обработки или моделирования. Эти выходные данные могут выступать в качестве входных данных для дополнительного анализа.

[0021] Данные могут быть собраны и храниться в наземном блоке 134. В месте расположения скважины может быть расположен по меньшей мере один наземный блок 134, или он может быть соединен отдаленно от места расположения скважины. Наземный блок 134 может представлять собой один блок или объединенную сеть блоков, используемую для выполнения необходимых функций управления данными по всему месторождению нефти. Наземный блок 134 может представлять собой автоматическую систему или систему ручного управления. Пользователь может управлять и/или настраивать наземный блок 134.

[0022] Наземный блок 134 может быть образован приемопередатчиком 137 для обеспечения возможности связи между наземным блоком 134 и различными частями текущего месторождения нефти или других местоположений. Наземный блок 134 также может быть образован или функционально соединен по меньшей мере с одним контроллером для приведения в действие механизмов в месте 100 расположения скважины. Таким образом, наземный блок 134 может послать командные сигналы в месторождение нефти в ответ на принятые данные. Наземный блок 134 может принимать команды через приемопередатчик или может самостоятельно исполнять команды для контроллера. Для анализа данных (локально или удаленно), принятия решения и/или приведения в действие контроллера может быть обеспечен процессор. Таким образом, можно выборочно корректировать рабочий процесс на основании собранных данных. Части рабочего процесса, такие как управление бурением, нагрузка на буровом долоте, скорости нагнетания или другие параметры, могут быть оптимизированы на основании информации. Такие корректировки могут быть внесены автоматически на основании протокола вычислительного устройства и/или вручную оператором. В некоторых случаях, проекты скважин могут быть скорректированы для выбора оптимальных эксплуатационных условий или во избежание проблем.

[0023] На фиг. 1C изображена операция, выполняемая инструментом 106.3, спускаемым в скважину на канате, подвешенным на буровой вышке 128 и проходящим в ствол 136 скважины на фиг. 1B. Инструмент 106.3, спускаемый в скважину на канате, может быть выполнен с возможностью развертывания в стволе 136 скважины для создания каротажных диаграмм, выполнения проверок на забое скважины и/или сбора образцов. Инструмент 106.3, спускаемый в скважину канате, может быть использован для обеспечения другого способа и устройства, предназначенных для выполнения операции сейсморазведки. Канатный инструмент 106.3 на фиг. 1C может иметь, например, взрывчатый, радиоактивный, электрический или акустический источник 144 энергии, который посылает и/или принимает электрические сигналы к окружающим толщам 102 пород и текучим средам в них.

[0024] Инструмент 106.3, спускаемый в скважину на канате, может быть функционально соединен, например, с сейсмографами 118 и компьютером 122.1 передвижной сейсмической станции 106.1 с фиг. 1А. Инструмент 106.3, спускаемый в скважину на канате, также может обеспечивать данные наземному блоку 134. Наземный блок 134 может собирать данные, созданные в течение канатных работ в скважине, и создавать выходные данные 135, которые могут быть сохранены или переданы. Инструмент 106.3, спускаемый в скважину на канате, может быть расположен на различных глубинах в стволе 136 скважины для обеспечения данных наблюдения или другой информации, относящейся к толще пород.

[0025] Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг на месте 100 расположения скважины для собора данных, касающиеся различных операций, упомянутых в приведенном выше описании. Как показано, датчик (S) размещен в инструменте 106.3, спускаемом в скважину на канате, для измерения параметров скважины, которые касаются, например, пористости, проницаемости, состава текучей среды и/или других параметров рабочего процесса.

[0026] На фиг. 1D изображена производственный процесс, выполняемый производственным инструментом 106.4, развернутым от производственного блока или фонтанной арматуры 129 и в законченный ствол 136 скважины, показанной на фиг. 1C, для извлечения текучей среды из продуктивных пластов в пределах скважины в наземные промысловые объекты 142. Текучая среда проходит из продуктивного пласта 104 через перфорационные отверстия в корпусе (не показан) и в производственный инструмент 106.4 в стволе 136 скважины и к наземным промысловые объектам 142 через собирающую сеть 146.

[0027] Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг месторождения нефти для собора данных, касающиеся различных операций, упомянутых в приведенном выше описании. Согласно изображениям на чертежах датчик (S) может быть размещен в производственном инструменте 106.4 или связанном оборудовании, таком как фонтанная арматура 129, собирающей сети, наземных промысловых объектах и/или производственном объекте, для измерения параметров текучей среды, таких как состав текучей среды, расходы, давления, температуры и/или другие параметры производственной деятельности.

[0028] Несмотря на то что изображены только упрощенные виды места расположения скважины, предполагается, что месторождение нефти или место 100 расположения скважины может охватывать часть земли, моря и/или воды, которая размещает по меньшей мере одно место расположения скважины. Производство может также содержать скважины закачки (не показаны) для дополнительного извлечения или, например, для хранения углеводородов, углекислого газа или воды. По меньшей мере одна система промыслового сбора может быть функционально соединена по меньшей мере с одним местом расположения скважины для выборочно сбора внутрискважинной текучей среды из места (мест) расположения скважины.

[0029] Следует понимать, что на фиг. 1B-ID изображены инструменты, которые могут быть использованы для измерения не только свойств месторождения нефти, но также и свойств не нефтепромысловых операций, таких как шахты, водоносные горизонты, хранение и другие объекты, находящиеся под поверхностью. Кроме того, несмотря на то, что изображены определенные инструменты сбора данных, следует понимать, что могут быть использованы различные инструменты измерения (например, каротажный кабель, измерения в процессе бурения (MWD), каротаж в процессе бурения (LWD), керн и т.д.), выполненные с возможностью измерения параметров, таких как сейсмическое полное время пробега, плотность, удельное сопротивление, дебит скважины и т.д., толщи пород и/или ее геологических формаций. Различные датчики (S) могут быть расположены в различных положениях по стволу скважины и/или инструментам текущего контроля для собора и/или текущего контроля за необходимыми данными. Кроме того, из местоположений прилегающих промысловых объектов могут быть обеспечены другие источники данных.

[0030] Контуром месторождения нефти на фиг. 1A-1D изображены примеры места 100 расположения скважины и различные операции, используемые с обеспеченными в настоящем изобретении способами. Часть или все месторождение нефти может быть расположено на земле, воде и/или в море. Кроме того, несмотря на то что изображено одно месторождение нефти, измеренное в одном положении, технология разработки месторождений может быть использована с любой комбинацией из по меньшей мере одного месторождения нефти, по меньшей мере одного технологического оборудования и по меньшей мере одного места расположения скважины.

[0031] На фиг. 2A-2D представлены графические изображения примеров данных, собранных инструментами, представленными на фиг. 1A-1D, соответственно. На фиг. 2А изображена дорожка 202 сейсмограммы толщи пород, показанной на фиг. 1А, выполненная передвижной сейсмической станцией 106.1. Дорожка 202 сейсмограммы может быть использована для обеспечения данных, таких как двухсторонний отклик, в течение некоторого периода времени. На фиг. 2B изображен керн 133, взятый бурильными инструментами 106.2. Керн может быть использован для обеспечения данных, таких как график плотности, пористости, проницаемости или другого физического свойства керна по длине керна. Испытания на плотность и вязкость могут быть выполнены на основании текучих сред в керне при переменных давлениях и температурах. На фиг. 2С изображена кернограмма 204 толщи пород фиг. 1C, инструментом 106.3, спускаемым в скважину на канате. Кернограмма 204 может обеспечивать сопротивляемость или другое измерение продуктивного пласта в различном глубинах. На фиг. 2D изображена кривая падения добычи или график 206 прохождения текучей среды через толщу пород, показанную на фиг. ID, измеренная в наземных промысловых объектах 142. Кривая падения добычи может обеспечивать дебит Q в зависимости от времени t.

[0032] Соответствующие графики фиг. 2А, 2С и 2D изображают примеры статических измерений, которые могут описывать или обеспечивать информацию о физических свойствах формации и продуктивных пластов, содержащихся в ней. Эти измерения могут быть проанализированы для определения свойств формации (формаций), для определения точности измерений и/или для проверки наличия ошибок. Графики каждого из соответствующих измерений могут быть совмещены и отмасштабированы для сравнения и проверки свойств.

[0033] На фиг. 2D изображен пример динамического измерения свойств текучей среды, проходящей по стволу скважины. По мере прохождения текучей среды через ствол скважины, определяются свойства текучей среды, такие как расходы, давления, составы и т.д. Согласно приведенному ниже описанию статические и динамические измерения могут быть проанализированы и использованы для создания модели толщи пород для определения ее характерных особенностей. Подобные измерения могут быть также использованы для определения изменений физиономичности формации в течение долгого времени.

Операции интенсификации

[0034] На фиг. 3А изображены операции интенсификации, выполненные в местах 300.1 и 300.2 расположения скважины. Место 300.1 расположения скважины содержит буровую вышку 308.1, имеющую вертикальный ствол скважины 336.1, проходящий в формацию 302.1. Место 300.2 расположения скважины содержит буровую вышку 308.2, имеющую ствол 336.2 скважины, и буровую вышку 308.3, имеющую ствол 336.3 скважины, проходящий в подземную формацию 302.2. Несмотря на то что места 300.1 и 300.2 расположения скважины показаны имеющими конкретные конфигурации буровых вышек со стволами скважины, тем не менее, следует понимать, что по меньшей мере в одном месте расположения скважины может быть размещена по меньшей мере одна буровая вышка по меньшей мере с одним стволом скважины.

[0035] Ствол 336.1 скважины проходит от буровой установки 308.1 сквозь нетрадиционные продуктивные пласты 304.1-304.3. Стволы 336.2 и 336.3 скважины проходят от буровых установок 308.2 и 308.3, соответственно, к нетрадиционному продуктивному пласту 304.4. Как показано, нетрадиционные продуктивные пласты 304.1-304.3 представляют собой плотные песчаные коллекторы, содержащие газы, и нетрадиционный продуктивный пласт 304.4 представляет собой глинистый коллектор. В представленной формации может присутствовать по меньшей мере один нетрадиционный коллектор (например, такой как плотный с наличием газа, глинистый, насыщенный углекислотой, угольный, с наличием тяжелой нефти и т.д.) и/или обычные продуктивные пласты.

[0036] Операции интенсификации, представленные на фиг. 3А, могут быть выполнены отдельно или совместно с другими нефтепромысловыми операциями, такими как нефтепромысловые операции на фиг. 1А и ID. Например, стволы 336.1-336.3 скважин могут быть измерены, пробурены, проверены и созданы согласно изображениям на фиг. 1A-1D. Операции интенсификации, выполненные в местах 300.1 и 300.2 расположения скважины, могут охватывать, например, перфорирование, гидроразрыв, закачивание и т.п. Операции интенсификации могут быть выполнены совместно с другими нефтепромысловыми операциями, такими как заканчивания и операции добычи (см., например, фиг. 1D). Согласно фиг. 3А стволы 336.1 и 336.2 скважин были закончены и снабжены перфорационными отверстиями 338.1-338.5 для облегчения добычи.

[0037] Скважинный инструмент 306.1 размещен в вертикальном стволе 336.1 скважины рядом с плотным песчаным газовым коллектором 304.1 для выполнения скважинных измерений. Пакеры 307 размещены в стволе 336.1 скважины для изоляции его части, расположенной в непосредственной близости с перфорационными отверстиями 338.2. После формирования перфорационных отверстий вокруг ствола скважины, текучая среда может быть закачена через перфорационные отверстия и в формацию для создания и/или увеличения в ней трещин для интенсификации притока от продуктивных пластов.

[0038] Продуктивный пласт 304.4 формации 302.2 были перфорирован, и для изоляции ствола 336.2 скважины около перфорированных отверстий 338.3-338.5 был размещен пакер 307. Согласно представленным изображениям пакеры 307 были размещены в горизонтальном стволе 336.2 скважины на ступенях St₁ и St₂ ствола скважины. Кроме того, согласно представленным изображениям ствол 304.3 скважины может представлять собой соседнюю (или экспериментальную) скважину, проходящую через формацию 302.2 для достижения продуктивного пласта 304.4. По меньшей мере в одном месте расположения скважины может быть размещен по меньшей мере один ствол скважины. При необходимости может быть размещено множество стволов скважин.

[0039] Трещины могут быть расширены в различные продуктивные пласты 304.1-304.4 для облегчения притока текучей среды из таких пластов. Примеры трещин, которые могут быть сформированы, схематично показаны на фиг. 3B-3D вокруг ствола 304 скважины. Согласно фиг. 3B-3С механические разрывы 340, такие как естественные трещины, плоскости напластования, сдвиги горной породы и плоскости ослабления, проходят слоями в формации. Перфорированные отверстия (или группы перфорированных отверстий) 342 могут быть сформированы вокруг ствола 304 скважины, и текучая среда 344 и/или текучие среды, смешанные с расклинивающим наполнителем 346, могут быть закачены через перфорированные отверстия 342. Согласно фиг. 3В-3С гидравлический разрыв пласта может быть выполнен путем закачки через перфорированные отверстия 342, создания трещин по плоскости σ_max максимального напряжения и открытия и расширения естественных трещин.

[0040] На поверхности места расположения скважины, показанного на фиг. 3B, около устья 308.4 отверстия скважины размещена система 329 накачки для пропускания текучих сред 344 и/или текучих сред, смешанных с расклинивающим наполнителем 346, через трубопровод 315.

[0041] Система 329 накачки изображена в качестве системы, управляемой полевым оператором 327 для регистрации данных о техническом обслуживании и рабочих данных и/или выполнения технического обслуживания в соответствии с предусмотренным планом технического обслуживания. Система 329 накачки нагнетает текучие среды 344 с поверхности к стволу 304 скважины в течение промыслового процесса.

[0042] В одной типовой схеме расположения система 329 накачки может содержать множество водяных баков 331, которые подают воду к блоку 333 гидратации геля. Блок 333 гидратации геля смешивает воду из баков 331 с гелеобразующим агентом для формирования геля. Затем гель направляется в смеситель 335, в котором происходит смешивание геля с расклинивающим наполнителем, поступающим из блока 337 транспортировки расклинивающего наполнителя, для формирования жидкости 344 для гидроразрыва. Гелеобразующий агент может быть использован для увеличения вязкости жидкости для гидроразрыва и обеспечивает возможность задержки расклинивающего наполнителя в жидкости для гидроразрыва. Кроме того, такой гелеобразующий агент может действовать в качестве понизителя трения для обеспечения более высоких скоростей нагнетания с меньшей фрикционной нагрузкой. Блок 333 гидратации геля может объединить дополнительные жидкие присадки к воде для образования жидкости 344 для гидроразрыва с конкретными свойствами.

[0043] Жидкость 344 для гидроразрыва затем нагнетается от смесителя 135 к грузовикам 320 технологической обработки при помощи плунжерных насосов, как показано сплошными линиями 343. Каждый грузовик 320 технологической обработки принимает жидкость для гидроразрыва с низким давлением и подает ее к общему коллектору 339 (иногда называемого реактивным прицепом или реактивным снарядом) с высоким давлением, как показано пунктирными линиями 341. Реактивный снаряд 339 затем направляет жидкость для гидроразрыва от грузовиков 320 технологической обработки к стволу 304 скважины, как показано сплошной линией 315. По меньшей мере один грузовик 320 технологической обработки может быть использован для подачи жидкости для гидроразрыва с необходимым расходом.

[0044] Каждый грузовик 320 технологической обработки может быть нормально эксплуатирован с любой интенсивностью, например, удовлетворительно функционировать при его максимальной рабочей производительности. Функционирование грузовиков 320 технологической обработки с их рабочей производительностью может предусматривать отказ одного и запуск остальных с более высокой скоростью для замены неисправного насоса. Согласно представленным изображениям компьютеризированная система 345 управления может быть использована для управления всей системой 329 насоса в течение процесса образования трещин.

[0045] На фиг. 3D показан другой вид операции образования трещин вокруг ствола 304 скважины. На данном виде искусственно образованные трещины 348 проходят радиально около ствола 304 скважины. Искусственно образованные трещины могут быть использованы для достижения карманов микросейсмических явлений 351 (схематично показаны в виде точек) вокруг ствола 304 скважины. Процесс трещинообразования может быть использован в качестве части процесса интенсификации для обеспечения проходов, служащих для облегчения движения углеводородов к стволу 304 скважины для производства.

[0046] Вновь согласно фиг. 3А датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть размещены вокруг месторождения нефти для собора данных, касающихся различных операций, упомянутых в представленном выше описании. Некоторые датчики, такие как сейсмографы, могут быть размещены вокруг формаций в течение гидравлического разрыва пласта для измерения микросейсмических волн и выполнения микросейсмической картографии. Данные, собранные датчиками, могут накапливаться наземным блоком 334 и/или другими источниками сбора данных для анализа или другой обработки согласно представленному выше описанию (см., например, наземный блок 134). Согласно представленным изображениям наземный блок 334 связан с сетью 352 и другими компьютерами 354.

[0047] Инструмент 350 интенсификации может быть образован в виде части наземного блока 334 или других частей места расположения скважины для выполнения операций интенсификации. Например, информация, созданная в течение по меньшей мере одной операций интенсификации, может быть использована при проектировании по меньшей мере одной скважины, по меньшей мере одного места расположения скважины и/или по меньшей мере одного продуктивного пласта. Инструмент 350 интенсификации может быть функционально связан по меньшей мере с одной буровой вышкой и/или местом расположения скважины и использован для приема данных, обработки данных, отсылки управляющих сигналов и т.д., что дополнительно будет объяснено в настоящем описании. Инструмент 350 интенсификации может содержать блок 363 определения характеристик продуктивного пласта для генерирования механической модели геологической среды (mechanical earth model - MEM), блок 365 проектирования интенсификации для создания проектов интенсификации, средство 367 оптимизации для оптимизации проектов интенсификации, о