Способ оптимизации интенсификации ствола скважины

Способ оптимизации интенсификации ствола скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] Данное изобретение, в основном, относится к способам и системам для выполнения работ на буровой. В частности, это изобретение относится к способам и системам для выполнения работ по интенсификации вдоль ствола скважины.

[0002] Работы в скважине выполняют с целью добычи различных флюидов, таких как углеводороды, из подземных пластов. Чтобы облегчить добычу таких флюидов из пластовых резервуаров внутри пластов, могут выполнять работы по интенсификации. Работы по интенсификации могут включать кислотные обработки, такие как матричная кислотная обработка или гидроразрыв пласта. Матричная кислотная обработка может включать закачку кислоты в нефтяную или газовую скважину с целью устранения некоторых повреждений продуктивного пласта вдоль стенки ствола скважины, причиненных бурением, растворами для освоения скважин и буровыми долотами в процессе бурения и освоения скважин. Гидравлический разрыв пласта может включать закачку флюидов в пласт с целью создания разрывов, определяющих большие каналы, по которым флюид может проникнуть из подземных пластовых резервуаров в ствол скважины.

[0003] В некоторых случаях может быть желательным спрогнозировать результат работ по интенсификации, включая кислотные обработки. Примеры методов интенсификации добычи, включающие применение кислот, приведены в патентах США №7603261. Также может быть желательно оценить различные аспекты работ по интенсификации. Методы размещения флюидов и стратегии закачки, а также оценка кислотной обработки пласта предложены в Economides and Nolte, RESERVOIR STIMULATION, 3d Edition, Wiley & Sons Ltd. (2000), главы 19 и 20 (далее "ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПЛАСТОВОГО РЕЗЕРВУАРА"), полное содержание которой включено в данный документ в качестве ссылки.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0004] По меньшей мере в одном аспекте данное изобретение относится к способу выполнения работ по интенсификации на буровой. Буровая располагается около подземного пласта, содержащего проходящий через него ствол скважины и находящиеся вдоль него зоны. Способ реализации изобретения включает установление по меньшей мере одной задачи по интенсификации добычи пластового флюида, перемещающегося из подземного пласта в ствол скважины. Интенсификация включает размещение флюида для интенсификации притока вдоль зон ствола скважины. Данная задача основывается на данных буровой. Способ реализации изобретения также включает определение по меньшей мере одного ограничивающего условия для интенсификации, определение целевых распределений флюида для интенсификации притока на основании задачи (задач) и ограничивающего условия (условий) и выбор технологических параметров для интенсификации на основании ограничивающего условия (условий) и целевых распределений. Данный способ реализации изобретения может также включать сбор данных по буровой, интенсификацию подземного пласта с помощью целевых распределений и технологических параметров, мониторинг буровой во время интенсификации и/или регулирование интенсификации на основании мониторинга.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0005] Варианты реализации способов, относящихся к выполнению оптимизации интенсификации, описаны со ссылкой на следующие фигуры. Те же, или аналогичные, цифры могут быть использованы во всех случаях указания цифр для ссылки на аналогичные функции и компоненты.

[0006] Фиг. 1 представляет собой принципиальную схему, иллюстрирующую работы по интенсификации на буровой;

[0007] Фиг. 2 представляет собой принципиальную схему, иллюстрирующую способ интенсификации ствола скважины с применением конфигурации "планирование, выполнение, оценка";

[0008] Фиг. 3 представляет собой принципиальную схему, иллюстрирующую способ интенсификации ствола скважины с применением конфигурации "скин-эффекта"; и

[0009] Фиг. 4 представляет собой принципиальную схему, иллюстрирующую способ интенсификации ствола скважины с применением конфигурации "целевая функция".

[0010] Фиг. 5.1-5.3 представляют собой принципиальные схемы, иллюстрирующие зоны ствола скважины в процессе закачки;

[0011] Фиг. 6 представляет собой график, иллюстрирующий образование призабойной корки как функции расхода флюида на единицу времени и объема по всем зонам во время интенсификации;

[0012] Фиг. 7 представляет собой принципиальную схему, иллюстрирующую оптимизированную закачку для двух зон ствола скважины;

[0013] Фиг. 8.1-8.3 представляют собой графики, иллюстрирующие объем, закачанный через зоны на основании заданных целей;

[0014] Фиг. 9.1-9.2 представляют собой графики, иллюстрирующие объем, закачанный через зоны с целью максимально увеличить добычу и с другой целью свести к минимуму среднеквадратичное отклонение призабойной корки, соответственно;

[0015] Фиг. 10.1-10.2 представляют собой принципиальные схемы, иллюстрирующие оптимизированную закачку для трех зон ствола скважины, имеющих одинаковые и разные скорости закачки, соответственно; и

[0016] Фиг. 11 представляет собой способ интенсификации ствола скважины с применением "оптимизированной" конфигурации.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0017] Последующее описание включает типовые устройства, средства, методы и последовательности инструкций, которые реализуют методы заявляемого предмета изобретения. Однако следует понимать, что описанные варианты реализации изобретения могут быть реализованы на практике без этих конкретных подробностей.

[0018] Флюиды для интенсификации ствола скважины (например, кислоты) выборочно помещают в скважину в процессе работ по интенсификации (или обработки) с целью облегчения добычи флюидов из подземных пластовых резервуаров. Работы по интенсификации могут включать, например, матричную кислотную обработку, закачку, гидроразрыв пласта и т.д. Флюиды для интенсификации могут быть размещены в некоторых зонах вдоль ствола скважины в зависимости от понимания эксплуатационных целей, таких как максимальная скорость добычи, максимальная добыча флюидов, равномерное размещение флюидов по зонам, и/или других целей, для выполнения работ по интенсификации. Флюиды для интенсификации также могут применять с применением различных параметров интенсификации, таких как скорости потока, концентрации, состав и т.д. Могут быть приняты во внимание другие критерии, такие как призабойная корка вокруг ствола скважины, и/или другие параметры буровой.

[0019] В контексте данного документа "призабойная часть пласта" относится к безразмерной величине, характеризующей объем повреждения, которому подверглась часть пласта вокруг ствола скважины во время бурения (или других работ) ствола скважины. В некоторых случаях повреждение вдоль ствола скважины может привести к снижению проницаемости вследствие, например, засорения перфорационных отверстий в пласте, когда геологическая среда перемещается в процессе бурения и/или освоения скважины. Параметры призабойной корки могут включать скин-эффект, проницаемость вследствие повреждения призабойной корки и т.д. "Размещение" в контексте данного документа может относиться к положению, составу, расходу флюида на единицу времени и/или другим параметрам флюидов относительно одной или более зон, которые могут быть скорректированы при применении флюидов для интенсификации, таких как кислоты.

[0020] Фиг. 1 иллюстрирует работы по интенсификации на буровой 100. Буровая 100 содержит ствол скважины 104, проходящий от устья скважины 108 на поверхности сквозь подземный пласт 102, находящийся под ним. Насосная система 129 расположена возле устья скважины 108 для того, чтобы флюид для интенсификации проходил сквозь лифтовую трубу 142 в ствол скважины 104.

[0021] Различные флюиды для интенсификации могут быть размещены в скважине для выполнения различных работ по интенсификации. Например, кислоты (к примеру, соляная (HCl), фтористоводородная (HF) или уксусная кислота) могут применяться к участкам стенки 107 ствола скважины 104 для матричной кислотной обработки, как проиллюстрировано стрелкой 109. Кислоты могут быть размещены в скважине вдоль зон 110.1-110.5, расположенных на различных глубинах вдоль ствола скважины 104, как проиллюстрировано на фигуре.

[0022] Устройства, такие как отклонители потока, клапаны или другие флюидные управляющие устройства, могут быть расположены возле лифтовой трубы 142 и могут быть применены для выборочного распространения флюида для интенсификации, проходящего через лифтовую трубу 142. Эти устройства могут также применять, чтобы сосредоточить конкретный флюид в требуемой области ствола скважины. Например, отклонители потока могут представлять собой химические агенты и/или механические устройства (например, шаровой отклонитель потока), применяемые для обеспечения равномерного распределения флюида для интенсификации по одной или более зон 110.1-110.4.

[0023] Флюиды для интенсификации, такие как вода, кислота, полимерный гель и т.д., также могут быть дополнительно закачаны в окружающий пласт для гидроразрыва пласта вокруг ствола скважины, как проиллюстрировано стрелкой 112. Пласт 102 может содержать сеть разрывов 106, содержащую естественные разрывы 114, имеющиеся до гидроразрыва пласта, а также плоскости разрыва 116, образованные во время закачки флюидов для интенсификации. Флюиды для интенсификации, такие как кислоты, вязкие гели, "реагент на водной основе" (который может содержать понизитель трения (полимер) и воду), могут применять для гидравлического разрыва пласта 102. Такой "реагент на водной основе" может быть в виде легкоподвижного флюида (например, почти с такой же вязкостью, как и вода) и может применяться для образования более сложных гидроразрывов, таких как множественные микросейсмические гидроразрывы, обнаруживаемые посредством мониторинга. Проппанты, такие как песок, могут после этого закачивать для удерживания каналов от смыкания в пласты, открытые для добычи через них флюида.

[0024] Флюиды для интенсификации могут быть размещены в скважине с помощью насосной системы 129. Насосная система 129 проиллюстрирована как управляемая оператором поля 127 для учета технического обслуживания и технологических данных и/или проведения технического обслуживания в соответствии с установленным планом обслуживания. В проиллюстрированном примере насосная система 129 содержит множество резервуаров 131, с которых флюиды поступают в смеситель 135, где их смешивают с проппантом для образования флюида для интенсификации притока. Загуститель могут применять для увеличения вязкости флюида для интенсификации и обеспечения суспендирования проппанта во флюиде для интенсификации. Он может также выступать в качестве снижающего трение агента для обеспечения более высоких скоростей закачки с меньшим вязкостным давлением.

[0025] Флюид для интенсификации перекачивают из смесителя 135 в автоцистерны для обработки 120 с плунжерными насосами, как проиллюстрировано сплошными линиями 143. Каждая автоцистерна для обработки 120 принимает флюид для гидроразрыва под низким давлением и подает его в общий коллектор 139 (иногда называемый прицепом для ракет или ракетой) под высоким давлением, как проиллюстрировано пунктирными линиями 141. Затем ракета 139 направляет флюид для интенсификации из автоцистерн для обработки 120 в скважину 104, как проиллюстрировано сплошной линией 115.

[0026] Одна или более автоцистерн для обработки 120 могут быть использованы для подачи флюида для интенсификации на требуемой скорости. Каждая автоцистерна для обработки 120 может нормально эксплуатироваться на любой скорости подачи, например, как скважина при ее максимальной рабочей мощности. Управление автоцистернами для обработки 120 при их рабочей мощности могут допускать, что какая-либо из них выйдет из строя, а остальные будут работать на более высокой скорости подачи с целью восполнения отсутствия вышедшего из строя насоса.

[0027] Поверхностный блок 121 с инструментом интенсификации притока 123 предусмотрен для управления всей насосной системой 129 во время работ по интенсификации. Поверхностный блок 121 схематически проиллюстрирован как имеющий связь с оператором 127, но при необходимости он может вручную или автоматически соединяться с различными компонентами буровой и/или находящимися вне участка местами, такими как передвижная станция управления 149.

[0028] Инструмент интенсификации притока 123 могут применять для выборочного предоставления флюидов для интенсификации. Инструмент интенсификации притока 123 схематически проиллюстрирован в виде части поверхностного блока 121, но он может находиться в любом месте. Инструмент интенсификации притока 123 могут применять для связи с буровой, например, для получения данных и/или для отправки команд. Инструмент интенсификации притока 123 может определять распределения на основании требуемых задач с помощью компонента распределения, выполнять мониторинг в режиме реального времени с применением компонента мониторинга и управлять контроллером 126 для регулирования, при необходимости, хода работ. Затем инструмент интенсификации притока 123 и контроллер 126 могут применять для управления потоком флюидов для интенсификации в ствол скважины и/или в пласты вдоль одной или более зон 110.1-110.5 по стволу скважины 104.

[0029] Флюидами для интенсификации могут управлять с целью регулирования матричной кислотной обработки, процесса гидроразрыва пласта и/или других работ по интенсификации. Например, типы флюидов, давления, размещение и другие параметры интенсификации могут регулировать для оптимизации матричной кислотной обработки и/или гидроразрыва пласта. В зависимости от требуемых задач по интенсификации, могут размещать по необходимости флюиды для интенсификации и/или выполнять работы по интенсификации.

[0030] Датчики 125 могут быть предоставлены около буровой 100 для измерения различных параметров, таких как параметры интенсификации (например, скорости потока), параметры буровой (например, забойные температуры) и/или другие параметры. Информация, полученная от датчиков 125, может быть подана в инструмент интенсификации притока 123. Инструмент интенсификации притока 123 может быть применен для приема и обработки данной информации. Инструмент интенсификации притока 123 могут после этого применять для воздействия на эксплуатационные изменения, такого как регулировка интенсификации или других работ на буровой 100 через контроллер 126.

[0031] Работы по интенсификации могут выполнять с применением различных методов, таких как конфигурация "планирование, выполнение, оценка" на Фиг. 2, конфигурация "скин-эффекта" на Фиг. 3 и конфигурация "целевая функция" на Фиг. 4. Хотя различные конфигурации описаны по отдельности, различные аспекты конфигураций могут дополнительно применять и/или менять местами по необходимости. Например, конфигурация целевой функции по Фиг. 4 может дополнительно применять конфигурацию скин-эффекта по Фиг. 3. Выбранная конфигурация может быть применена для оптимизации интенсификации, добычи и/или других работ на буровой.

[0032] Способы, связанные с различными конфигурациями, предложенными в этом документе, могут быть реализованы, например, с применением инструмента интенсификации притока 123 и/или поверхностного блока 121 по Фиг. 1. Способы могут быть реализованы с последовательной аппроксимацией, когда новые данные поступают, например, от датчиков 125 на буровой 100 во время выполнения работ по интенсификации. Инструмент интенсификации притока 123 может содержать различные модули и/или моделирующие устройства, которые могут применять для выполнения имитационных моделирований, такие как моделирующее устройство размещения (например, WELLBOOK, STIMCADE, ACTIVE, ACTIVE MATRIX, PROCADE, PIPESIM и т.д. (имеющиеся в продаже от компании SCHLUMBERGER TECHNOLOGY CORPORATION на http://www.slb.com).

[0033] Работы по интенсификации могут быть скорректированы, например, путем выборочного обеспечения размещения кислоты, когда сведения получают с применением, например, работы насосов по Фиг. 1. Контроллер 126 может выполнять корректировки на буровой 100. Эти способы могут применять для обеспечения, например, режима закачки, определяющего конфигурации закачки с целью размещения флюида для интенсификации в одной или более зон 110.1-110.5 во время работ по интенсификации.

[0034] Фиг. 2 иллюстрирует типовой способ 200 выполнения работ по интенсификации, включающих матричную кислотную обработку с применением конфигурации "планирование, выполнение, оценка". Способ 200 включает этап ствола скважины 240, этап планирования 242, этап выполнения 244 и этап оценки 246. Этап ствола скважины 240 включает согласование кривой добычи 248 и определение скважинной зоны 250. Этап ствола скважины 240 может быть выполнен с применением, например, PROCADE, Analysis WELLBOOK: Production (AWP) для отображения кривых по оценкам добычи и узлового анализа посредством моделирующего устройства, такого как PIPESIM, для определения ствола скважины. Моделирования могут быть выполнены, например, для дискретизации скважины по зонам и определения, например, оптимального окончательного распределения призабойной корки. Эти имитационные модели могут предоставлять информацию, которая может быть применена, например, в моделирующем устройстве размещения флюидов и/или в планировании работ по интенсификации с целью достижения окончательного распределения призабойной корки вдоль ствола скважины.

[0035] Этап планирования 242 включает сбор проектных параметров 252, определение размещения кислот 254 и определение прогноза добычи 256. Проектные параметры 252 могут включать, например, выбор кандидата, определение повреждения продуктивного пласта, выбор флюида, создание режима закачки и т.д.

[0036] Различные модули могут быть применены для обеспечения проектных параметров 252, размещения кислоты и других частей способа 200. Например, могут применять модуль данных о критической просадке для обеспечения выбора кандидата, могут применять устройство прогноза осаждений с целью обеспечить определение повреждения продуктивного пласта, могут применять уплотнительный шарик с целью обеспечения генератора режима закачки и т.д. В другом примере инженер может предоставить по меньшей мере такую информацию, как сведения о режиме закачки для генератора режима закачки.

[0037] Размещение кислоты 254 определяют по проектным параметрам 252, а прогноз добычи 256 генерируют по размещению кислоты 254. Размещение кислоты 254 и прогноз добычи 256 могут подвергнуть последовательной аппроксимации, как обозначено двойной стрелкой. Результаты могут быть реализованы на буровой на этапе выполнения 244 (например, с помощью оператора 127 и/или поверхностного блока 121 по Фиг. 1). В ходе реализации датчики (например, 125 по Фиг. 1) могут быть применены для предоставления информации на этапе оценки 246. Новые прогнозы добычи могут быть созданы и выполнены корректировки. Через различные промежутки времени или в заданные моменты времени (например, после завершения этапа планирования 242 или этапа оценки 246), могут быть предоставлены выходные данные (например, отчеты, графики) 268.1, 268.2.

[0038] Различные модули могут быть применены для обеспечения размещения кислоты 254, прогноза добычи 256, выполнения 244 и оценки 246. Например, модуль размещения (например, GEOCHECK™) могут применять, чтобы обеспечить размещение кислоты 254, модуль выполнения (например, MATTIME и STEP RATE Migration) могут применять для выполнения 244, и модули добычи (например, прогноз/эконом. размещения кислоты и добычи в режиме реального времени) могут быть применены при оценке.

[0039] Информация, представленная в способе 200, может включать глобальные переменные. Глобальные переменные могут быть применены, например, при выполнении 244 и оценке 246 для обеспечения глобальной цели или общего решения с целью выполнения работ по интенсификации. Способ 200 может также быть дополнительно реализован с применением целевых переменных, которые подходят для работ по интенсификации с целью достижения заранее определенных задач, например, какие зоны подвергать интенсификации и насколько. Полученный график флюидов может представлять собой оптимальный график флюидов или принимают решения, так чтобы было выполнена требуемая задача. Например, оптимизация может быть выполнена на основании возможности создавать лучшую имитационную модель скважины с объемом закачиваемых флюидов или возможности распределять флюид по-разному по зонам для оптимизации добычи или достижения профильной цели добычи.

[0040] Глобальные переменные могут быть предоставлены без дискретизации по зоне, и они могут включать, например, целевую глубину проникновения флюида, целевую глубину проникновения кислоты, целевую призабойную корку окончательного повреждения, объем ствола скважины и т.д. Целевая глубина проникновения флюида представляет собой расстояние от ствола скважины, используемого для безреактивной предварительной промывки, закачки вытесняющего флюида и основных флюидов. Целевая глубина проникновения кислоты представляет собой расстояние от ствола скважины, используемого для реактивных флюидов предварительной промывки (например, этапы HCl в песчаниковых пластах). Целевую призабойную корку окончательного повреждения могут определять для реактивных основных флюидов и/или для флюидов, растворяющих осадочные образования (например, если есть повреждение осадочных образований). Например, HCl могут применять для карбонатных пластовых резервуаров, а HF могут применять для песчаников. Объем ствола скважины рассчитывают внутренне на основании входных данных для зазора освоения скважины, и его могут применять для перемещения флюидов и трубных распорок.

[0041] Распределение флюидов вдоль зон может также быть выполнено с применением имитационных моделей размещения кислоты. Различные параметры могут быть изменены для достижения требуемой конфигурации, такой как распределение флюидов, которое обеспечит целевое распределение призабойной корки. Могут учитывать корреляции между скоростью закачки флюида, объемом флюида и уменьшением призабойной корки. Моделирующее устройство размещения может рассматривать различные зоны при каждом моделировании, чтобы определить, как каждое изменение в конструкции может повлиять на распределение флюида в нескольких зонах. Моделирующее устройство размещения, такое как WELLBOOK или STIMCADE, может отделять различные аспекты работ по интенсификации на основании общего решения обеспечения сведений, где и/или как закачать флюид для интенсификации притока. Данные по материалам, отклонителю потока, размещению и/или другие параметры интенсификации могут быть выбраны для достижения оптимального распределения флюидов.

[0042] Конфигурация "планирование, выполнение, оценка" включает разработку процедур обработки, учитывающих информацию, которая может быть собрана. Например, планирование обработки с помощью проектного инструмента (такого как STIMCADE) может включать определение характеристик призабойной корки в каждом слое. Характеристики повреждения призабойной корки могут быть определены на основании проникновения повреждения с помощью каротажных инструментов.

[0043] Интенсификация притока может быть оптимизирована, например, путем проведения анализа чувствительности в связи с различными параметрами буровой, такими как характеристики повреждения, объемы, проницаемость, скорость, призабойная корка и т.д., и выбора обработки, которая является наиболее действенной в случае таких параметров. Другими словами, обработка может быть выбрана на основании выходных данных, которые являются наименее зависимыми от неопределенности, при обеспечении результата, достаточно близкого к оптимальному.

[0044] Корректировка может осуществляться во время выполнения интенсификации 246 на основании мониторинга в режиме реального времени (РРВ). Например, корректирующие действия могут быть предприняты во время закачки на основании измерений, проведенных во время закачки. Мониторинг РРВ может включать применение глобального параметра, такого как призабойная корка (или повреждение ствола скважины вдоль стенки ствола скважины, причиненное бурением). В другом примере, для многослойных карбонатных пластов, осуществляют мониторинг правильного размещения флюида в зонах с различной приемистостью и различным воздействием на добычу.

[0045] Корректировки могут быть сделаны во время работ с помощью, например, блока гибких НКТ малого диаметра, оснащенного оптоволокном, помещенным в колонну труб для обеспечения телеметрии в КНБК. Данное оборудование может быть применено для изменения первоначального плана обработки в целевых зонах, которые проявляют плохую приемистость во время работ. Пример гибких НКТ малого диаметра включает ACTIVE™.

[0046] Корректирующие действия во время обработки также могут быть предприняты с учетом оптимального размещения флюида. Инструменты, такие как оборудование гибких НКТ малого диаметра, могут быть применены для выявления зон, не принимающих флюиды, и предпринимают корректирующие действия для перенаправления флюидов в эти зоны, а не для распределения флюида вдоль скважины с целью достичь наилучшей модификации обработки.

[0047] Модификация обработки может отделять вопросы оптимального размещения флюида для конкретной скважины, эффективности выбранных материалов, а также рассматриваемого режима закачки.

[0048] Трудность в связи с кислотной обработкой во многослойных карбонатных пластовых резервуарах можно преодолеть с целью достижения оптимального размещения флюидов для интенсификации. Оптимальное размещение можно интерпретировать как равномерное размещение флюида по нефтеносному интервалу. Оптимальное размещение может также учитывать как задачу обработки, так и ее ограничивающие условия. Модификация кислотной обработки карбонатных пластов может быть дополнена для определения оптимального размещения флюида с целью достижения целевой функции.

[0049] Фиг. 3 иллюстрирует другой типовой способ 300 выполнения работ по интенсификации с применением конфигурации "скин-эффекта". Этот способ 300 обеспечивает диагностику обработки с помощью изменения призабойной корки в режиме реального времени. Способ 300 включает первоначальный анализ призабойной корки 343, скин-эффект 345 и анализ призабойной корки 347. Анализ призабойной корки 343 включает определение 347 первоначального скин-эффекта 349 с помощью теста скорости этапа 351 и повторной оценки трудностей по скважине 353, если нет положительного скин-эффекта.

[0050] Если положительный скин-эффект присутствует, то можно реализовать скин-эффект 345. Скин-эффект 345 включает проведение кислотной обработки пласта 355 для определения кажущегося скин-эффекта в режиме реального времени 357. Достигает ли скин-эффект заданной цели, определяют в блоке 359. Если нет, то работа может быть прекращена или предложен следующий флюид 361. Если да, то в блоке 363 могут определить, стабилизируется ли реакция скин-эффекта. Если нет, то этап может быть продолжен до тех пор, пока не происходит стабилизации реакции в блоке 365.

[0051] Если реакция скин-эффекта стабилизируется, могут сделать анализ призабойной корки 347. Анализ призабойной корки 347 включает анализ эффективности обработки на теперешнем этапе 367 и определение того, указывает ли анализ на необработанную зону или подъем 369. Если да, то корректировки на буровой могут быть выполнены в блоке 371. Если корректировка является эффективной (например, наблюдается увеличение концентрации) 373, то процесс может вернуться к блоку 359. Если нет, то работа может быть остановлена в блоке 375.

[0052] Фиг. 3 иллюстрирует пример способа, который учитывает размещение флюидов для интенсификации. Правильное размещение может зависеть, например, от рассматриваемых зон, применяемого оборудования и т.д. Идеальное размещение флюида для интенсификации может включать равномерное размещение, например, там, где все зоны имеют аналогичную приемистость. Идеальное размещение могут варьироваться, например, когда многослойные зоны с различной закачкой могут находиться вдоль ствола скважины. Оценки могут быть проведены путем сопоставления объемов, необходимых для скважины с тремя зонами, имеющими различные характеристики, со случаем, когда все зоны имеют одну и ту же приемистость. Различные отклонители потока могут быть применены в стволе скважины, который также может быть рассмотрен. Эти и другие факторы могут рассматриваться при определении оптимального размещения. Примеры размещения флюида предложены в RESERVOIR STIMULATION, предварительно включенном в данный документ в качестве ссылки.

[0053] Интенсификацию могут корректировать в режиме реального времени на основании различных скважинных параметров, таких как изменение призабойной корки в режиме реального времени. Анализ призабойной корки может включать, например, метод Paccaloni, способ Prouvost и Economides, способ Behema и/или другие способы. Примеры стратегии применения насосов и оценки матричной обработки предложены в RESERVOIR STIMULATION, предварительно включенном в данный документ в качестве ссылки.

[0054] Диагностику обратной приемистости могут применять для обеспечения в режиме реального времени оценки глобальных и/или локальных распределений призабойной корки. Забойное давление (ЗД), как могут предположить, зависит от различных факторов, таких как скорость закачки, призабойная корка и другие факторы. Эти способы могут определить, например, влияет ли отклонитель потока на приемистость скважины. Эти способы могут также применять, чтобы обрабатывать описание утечки вниз к уровню зоны, для количественной оценки распределения потоков и определения того, являются ли целевые зоны на самом деле теми, которые подвергаются кислотной обработке. Датчики могут быть предложены для обнаружения скоростей закачки да в тех случаях, когда флюид закачивают на скоростях, являющихся очень низкими, как, например, в скважинах с большей приемистостью (длинные горизонтальные скважины или скважины в толстых карбонатных слоях), где создается меньшее давление при закачке отклонителей потока.

[0055] Во время работ блоки 353, 361 и/или 375 могут быть продлены или остановлены в процессе закачки. Другие варианты также могут быть включены, как, например, изменение скорости закачки в карбонатные пласты. Могут применять различные объемы флюидов, если таковые имеются. В некоторых случаях объемы флюида могут быть ограничены (например, в шельфовых применениях, когда флюиды для интенсификации закачивают из резервуаров для флюидов интенсификации или когда объемы флюида ограничены по площади и количеству резервуаров на площадке).

[0056] В некоторых случаях могут выделить средний скин-эффект из измерений ЗД и применить его в качестве диагностического фактора для оптимизации обработки во многослойном пластовом резервуаре. Например, среднюю оценку призабойной корки могут применять для определения того, удаляет ли кислота крупный компонент повреждения локально или равномерно по всему интервалу обработки. В многослойном пластовом резервуаре размещение может быть функцией локального устранения повреждения.

[0057] В некоторых случаях можно предположить, что существует взаимосвязь между призабойной коркой и ЗД. В иных случаях другие факторы могут привести к тому, что ЗД меняется, тогда как призабойная корка остается неизменной. Такие эффекты могут включать, например, эффекты многофазного потока, разность вязкости между закачиваемыми и пластовыми флюидами, вскрытие разрывов и т.д.

[0058] Тогда как решения могут быть основаны на задаче обработке, которая включает достижение равномерного охвата всей скважины, задача обработки в рамках интенсификации может классифицироваться как стремление достичь максимального увеличения добычи. В некоторых случаях может оказаться более выгодным закачать всю кислоту в наиболее продуктивные зоны. Эти зоны могут содействовать добыче, и закачка отклоняющей кислоты в менее продуктивные зоны может пагубно сказаться на общей добыче. Высокопродуктивные зоны могут иметь способность дренирования других зон таким образом, который может быть эквивалентен интенсификации менее продуктивных зон.

[0059] Фиг. 4 иллюстрирует типовой способ 400 выполнения работ по интенсификации, включающих кислотную обработку с применением конфигурации "целевая функция". Этот способ включает разработку и выполнение кислотной обработки пласта, так что обработка приводит к оптимальному размещению флюида для интенсификации притока, тем самым обеспечивая оптимальную обработку скважины. Проектные параметры выполнены с возможностью соответствия целевой функции.

[0060] Способ 400 включает сбор данных 476, постановку задач 478, определение ограничивающих условий 480, определение целевых распределений (например, объем и скорость в зависимости от z) 482, выбор технологических параметров (например, выбор материала и создание режима закачки) 484 и выполнение 486. Сбор данных 476 может быть выполнен при помощи датчиков на буровой (например, 125 по Фиг. 1), ввода данных персоналом вне участка (например, инженер), ввода данных клиентом, статистических данных и т.д. В конкретном примере инженер может собирать информацию о всех переменных, которые могут повлиять на размещение флюида во время закачки. Типовые данные могут включать данные об освоении скважин и данные о свойствах (например, схемы, перфорационные каналы скважин, исследования по отклонению скважин), данные по пластовому резервуару (например, радиус дренирования, температура на дне скважины, тип свойства пластовых флюидов или физические свойства), данные о типе повреждения (например, бурение, буровой раствор, твердые осадки), данные о свойствах зоны и данные добычи.

[0061] Данные о свойствах зоны могут включать, например, сведения о верхних и нижних измеряемых глубинах зон, проницаемости, пористости, давлении отдаленных полей, характеристиках пород (минералогия/фации), наличии естественных разрывов, механических характеристиках, каротажные диаграммы с информацией по глубине и т.д. Свойства зоны могут обеспечивать дискретизацию параметров зоны. Значения могут быть оценены на основании каротажных измерений и скоррелированы с опытом работы в данном пластовом резервуаре. Наличие естественных разрывов и определение характеристик с помощью пластового микросканера можно применять для обнаружения разностей между показателями проницаемости керна и скважинной приемистости.

[0062] Данные добычи могут включать, например, данные, полученные от FlowScan Imager (FSI), приборов каротажа эксплуатационных скважин (ПКЭС), или данные по скважинным тестам. Данные добычи могут быть применены для уточнения описания пластового резервуара и обоснованности свойств зон. Согласованность между описанием пластового резервуара и фактическими данными добычи оценивают по данным каротажа. Данные добычи также могут применять для обеспечения согласованности между описанием пластового резервуара и фактическими данными добычи.

[0063] Данные могут отдельно классифицировать и/или обрабатывать. Например, информация о повреждении может быть в виде "характера повреждения", что может оказаться полезным при выборе надлежащих флюидов или присадок для устранения повреждения. Однако количественная оценка повреждения может иметь второстепенное значение для частей 476-482 способа (например, включающих целевой объем и распределение скоростей добычи). Повреждение может влиять или может не влиять на размещение флюидов, а оптимальное размещение может не быть необходимым условием для обработки, которая обходит повреждение во всех зонах, подлежащих возможной интенсификации.

[0064] В другом примере в тех случаях, когда есть подозрение значительного повреждения или применяют небольшие объемы кислоты, задача обхода повреждения может быть введена в целевую функцию, определяющую оптимальную обработку. Это может быть сделано путем определения гипотетической глубины повреждения (например, глобально или для каждой зоны) или путем введения чувствительности в целевую функцию, что способствует более глубоким обработкам. Локальное повреждение может рассматриваться как переменная, которая может влиять на распределение флюидов.

[0065] То, как повреждение влияет на размещение флюида, могут применять в частях 484 и 486 способа реализации изобретения. Например, влияния повреждения на размещение могут быть применены в процессе выбора отклонителя потока и выполнения обработки и/или когда роль инженера заключается в выборе правильного отклон