СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ Российский патент 2017 года по МПК E21B43/25 E21B47/00 

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 отклонителя для противодействия естественному профилю закачки и для как можно более точного соблюдения оптимального профиля закачки.

[0066] Постановка задач 478 включает постановку одной или более задач в отношении работ по интенсификации. Задачи могут быть поставлены 478 с учетом ограничивающих условий, определенных в блоке 480. Типовые задачи могут включать одну или более из следующих: максимальная скорость добычи после обработки, максимальная добыча флюида из пластового резервуара, равномерное размещение флюида во всех зонах, равномерная закачка после обработки (в случае нагнетательных скважин), минимальное давление закачки после обработки (в случае нагнетательных скважин), достижение конкретных отрицательных значений призабойной корки в определенных зонах (в то время как перспектива других зон может иметь или может не иметь значение), равномерное устранение повреждения, устранение необходимости дополнительно интенсифицировать зону (т.е. достижение призабойной корки повреждения = 0 в каждой зоне) и т.д.

[0067] Целевая функция может быть переведена в математические термины в средстве проектирования, применяемом при определении распределений 482. Например, целевая функция может быть выполнена в виде любой комбинации типовых задач, перечисленных выше, с различными массами, чтобы обеспечить ранжирование приоритета задач.

[0068] Целевая функция может быть установлена 478 до выбора технологических параметров 484. Технологические параметры, такие как выбор отклонителей потока, могут быть применены для достижения поставленной задачи. Задача ведет к определению целевого объема и распределения скоростей добычи, а технологические параметры (например, материалы/режимы закачки) применяют для выполнения этой задачи. Способ 400 также обеспечивает отделение целевой функции в блоке 478 от технологических параметров в блоке 484. Следовательно, в данном способе отделяются аспекты работ по интенсификации 400 для рассмотрения каждого аспекта по отдельности.

[0069] Задачи, такие как выбор материалов, определение режима закачки и целевая оптимизация, могут выполняться одновременно (например, инженером), без указания, является ли проектируемая обработка оптимальной или нет. Может осуществляться взаимодействие между различными аспектами данного способа, такими как соотношения между скоростью закачки и эффективностью интенсификации.

[0070] Способ может применяться таким образом, который позволяет рассмотрение каждого аспекта по отдельности и/или в целом. Это может также обеспечить выявление различных причин результатов. Если заранее определено, что работы по интенсификации будут проводиться не в оптимальном режиме, это может быть из-за неправильного выбора материалов, параметров закачки или просто из-за параметров скважины или пластового резервуара. Путем разделения способа могут исследовать по отдельности или в комбинации различные аспекты способа для определения того, какой из них оказал негативное или положительное воздействие.

[0071] Ограничивающие условия (или границы) для определения распределений 482 могут быть определены в блоке 480. Ограничивающие условия могут иметь различную природу и могут включать, например, тип кислоты, мощность, градиент давления гидроразрыва, максимальное устьевое давление, объем кислоты, рабочие давления, затраты, задачи по окружающей среде, требования клиента, наличие флюидов и т.п. Различные кислоты могут быть применены для работ по интенсификации, в зависимости от эффективности при применимых условиях. Например, доступная мощность может определять скорость закачки, которая может быть ограничена применением (например, шельфовая добыча, скорость при гибких НКТ малого диаметра и т.д.).

[0072] Объем кислоты может быть ограничен, например, количеством доступных резервуаров для флюидов, пространством места и т.д. Максимальное BHP и/или устьевое давление могут быть определены для конкретных работ по интенсификации. Клиентом могут быть установлены ограничения затрат, что может повлиять, например, на объем закачки, цену присадок, определенные ограничения размещения и т.д. Другие критерии, такие как опасение относительно коррозии, которая может ограничить силу кислоты, которую могут применять, пожелания клиентов, заинтересованных попробовать одно техническое решение за другим на основании их прошлого опыта или мотиваций их организации (например, отсутствие корпускулярного отклонителя потока на интеллектуальных системах освоения скважин и внутреннего регулирующего клапана (ВРК), тип методов размещения (например, гибкие НКТ малого диаметра по сравнению с закачкой под давлением) и т.д.

[0073] Выявленные ограничивающие условия 480 могут применяться при определении распределений 482 с помощью, например, инженерного инструмента (например, WELLBOOK или другое моделирующее устройство размещения кислоты). Определение распределений 482 может включать, например, определение объема и распределения скоростей закачки для каждой зоны с тем, чтобы флюид для интенсификации закачивался в каждый дискретизированный проницаемый пласт вдоль ствола скважины.

[0074] Фиг. 5.1-5.3 иллюстрируют примеры 500.1-500.3 ствола скважины 506 с двумя зонами 588 и 590. Фиг. 5.1 иллюстрирует один проницаемый пласт для каждой зоны в двухзональном пластовом резервуаре. Фиг. 5.2 иллюстрирует вычисление потока по проницаемому пласту с одной из двух изолированных зон. Фиг. 5.3 иллюстрирует вычисление потока по проницаемому пласту с другой изолированной зоной.

[0075] В примере 500.1 по Фиг. 5.1, дискретизацию ствола скважины и пласта вдоль скважины осуществляют с разрешением по меньшей мере один проницаемый пласт на каждую зону. Множественные проницаемые пласты могут быть отнесены к каждой зоне с целью увеличить точность вычислений. Это может быть сделано, например, когда распределение потока в пределах конкретной зоны не может быть однородным (например, из-за воздействия силы притяжения). Моделирующее устройство может получить фрагменты информации, собранной в 476, 478 и 480 на Фиг. 4.

[0076] Могут производить вычисление призабойной корки в зависимости от объема закачки для различных скоростей размещения и для выбранных флюидов, независимо, слой за слоем. В двухзональном случае по Фиг. 5.2 поток сначала рассчитывается в проницаемом пласте зоны 588 путем изолирования зоны 590 и изменения параметров закачки. Затем зону 588 могут изолировать, и процесс повторяется по проницаемому пласту зоны 590, как проиллюстрировано на Фиг. 5.3. Некоторое количество имитационных моделей может быть выполнено в расчете на проницаемый пласт.

[0077] В конкретном примере каждая имитационная модель может включать закачку большого объема флюида для интенсификации, в пределах ограничивающих условий объема, на скорости r_l. Следовательно, для каждого проницаемого пласта l выходные данные представляют собой набор кривых n_r×n_f локальной призабойной корки s_l,t,f проницаемого пласта в зависимости от объема для каждой скорости закачки t=1, n_r и для каждого флюида f=1, n_f.

[0078] После того как набор кривых был определен для всех проницаемых пластов, могут применить алгоритм оптимизации для определения того, какая комбинация объемов и скоростей приводит к (или ближе к) выполнению задачи, установленной в блоке 478, в рамках ограничивающих условий, установленных в блоке 480. Затем с помощью этого определяют оптимальную обработку. Такой способ могут применять для прогнозирования того, насколько результат каждой обработки оказывается далеко от выбранной задачи (задач) и соблюдены ли ограничивающие условия. Например, если цель состоит в том, чтобы обеспечить максимальный выход последующей обработки, алгоритм может рассчитать выход на основании заданного профиля призабойной корки для рассматриваемых ствола скважины и пластового резервуара.

[0079] В другом примере алгоритм может обратиться к результатам моделирования, которые могут уже содержать расчеты выхода как часть их выходных данных. Это может быть сделано с помощью моделирующего устройства, вычисляющего в некоторых случаях закачку (например, Design WELLBOOK: Acidizing). Если задача состоит в достижении равномерной постобработки призабойной корки с определенным значением, то можно разработать простой алгоритм с обращением ко всем комбинациям обработки, которые были ранее смоделированы и которые ведут к выполнению этой задачи. Это может быть сделано без необходимости рассчитывать или заново рассчитывать поток.

[0080] Фиг. 6 представляет собой график 600, иллюстрирующий сценарии работ по интенсификации, применяемые при определении оптимальной обработки. График 600 графически отображает объем V (ось x) в зоне 588 и зоне 590 по Фиг. 5.1-5.3 в зависимости от призабойной корки S (ось y) для различных скоростей потока 1-4. Линии 592.1-4 представляют изменение призабойной корки в зоне 588 при скоростях 1-4, соответственно. Линии 594.1-3 представляют изменение призабойной корки в зоне 590 при скоростях 1-3, соответственно.

[0081] Этот график 600 иллюстрирует изменение призабойной корки как функцию закачанного объема в каждой зоне, для скоростей 1-4. В данном случае для зоны 588 применяли четыре скорости, при этом скорость один была самой низкой, а скорость четыре - самой высокой. Общий объем V_t представляет собой максимальный возможный объем вдоль оси х. Объем V588 представляет собой объем в зоне 588.

[0082] Для зоны 590 были учтены скорости вплоть до значения, требующего большего давления, чем давление гидроразрыва. Этот предел гидроразрыва пласта обеспечивает ограничивающее условие 480 (Фиг. 4). Таким образом, оптимальная обработка может быть определена на Фиг. 6 как случай, когда объем V₅₈₈ кислоты закачивают со скоростью четыре в зону 588, а объем V₅₉₀⋅(=V_t-V₅₈₈) закачивают со скоростью три в зону 590. Общий доступный объем V_t кислоты для обработки может также рассматриваться как ограничивающее условие 480. Эта оптимальная обработка соответствует задаче достижения самой низкой равномерной призабойной корки последующей обработки и определенных ограничивающих условий.

[0083] Когда получена дополнительная информация, она может быть представлена в диаграмме 700 на Фиг. 7. Эта диаграмма 700 иллюстрирует ствол скважины 506 с зонами 588' и 590'. Зона 588' иллюстрирует оптимизированный объем и скорость закачки для зоны 588 по Фиг. 5.1-5.3. Зона 590' иллюстрирует оптимизированный объем и скорость закачки для зоны 590 по Фиг. 5.1-5.3.

[0084] Оптимальное размещение может быть определено на основании случаев, когда имитационные моделирования выполняются на одиночных проницаемых пластах, одно за другим и независимо. Иными словами, каждая имитационная модель может не учитывать распределение потока по всей скважине, когда в наличии есть несколько проницаемых пластов. Это также означает, что необходимо выполнять некоторые проверки согласованности при объединении всех результатов для определения оптимальной обработки.

[0085] Подтверждения могут быть выполнены, чтобы проверить правильность выходных данных. К примеру, сумму объемов закачки для каждой зоны можно проверить, чтобы убедиться, что она равна общему объему, подлежащему закачке, если это является ограничивающим условием. В другом примере в случае двухзонального сценария по Фиг. 5.1-5.3 и предположения, что общий объем обработки был ограничивающим условием, сценарий, приведенный на Фиг. 5, может быть допустимым, если общий объем для закачки составляет 90 барр. Такую задачу проверки согласованности могут выполнять посредством алгоритма оптимизации, который был описан ранее.

[0086] Снова в соответствии с Фиг. 4, после определения распределений в блоке 482 могут определить размещение флюида. Можно принять последующие решения относительно стратегии размещения, выбора материала отклонителя потока, чтобы получить как можно более оптимальное распределение флюидов. Это может быть сделано без исследования, собственно, оптимального распределения флюидов, как определено в блоке 482.

[0087] Затем могут быть выбраны технологические параметры 484, такие как выбор материалов и план обработки. На данном этапе выбирают отклонители потока и параметры режима закачки. Выбор отклонителя потока включает определение того, какой отклонитель может дать возможность распределить поток так, как определено в блоке 482. Способ размещения могут также предоставляться на основании выбора отклонителя потока. Параметры режима закачки, такие как скорость закачки, количество этапов отклонителей потока, скорость, объем закачки отклонителей потока на каждом этапе и т.д., определяются для того, чтобы получить распределение потока 482.

[0088] Отклонители потока могут быть выбраны на основании свойств отклонителей по документации или на основании целевых лабораторных тестов. Выбор материала и модификация режима закачки могут быть осуществлены с помощью моделирующего устройства размещения, такого как модуль размещения кислот в STIMCADE или design WELLBOOK: Acidizing, или любого моделирующего устройства размещения. На этом этапе могут активировать по меньшей мере некоторые переменные. Переменные повреждений, таких как призабойная корка повреждения и проникновение повреждения, также могут быть включены. Переменные повреждений могут влиять на распределение потока и на результаты каждого этапа утечки, но могут не влиять на план оптимального размещения, определенный в блоке 482, который может быть независим от характеристик околоскважинной зоны повреждения.

[0089] В оперативном примере инженер или клиент может начать проектирование работ по интенсификации с пожеланием, чтобы не применять механическую изоляцию в целях экономии средств. Инженер, ответственный за проектирование, может оценить, насколько это желание может повлиять на результат обработки, и показать без двусмысленности, насколько отдалена обработка отклоняющими растворами от оптимального распределения флюидов. Если отклоняющий раствор позволяет разместить флюид вблизи оптимальной цели, тогда инженер может быть в состоянии четко определить, где и сколько мостовых пробок можно разместить для достижения обработки, которая находится в пределах допустимого отклонения от оптимальной обработки.

[0090] Выполнение 486 может включать обработку закачки, мониторинг параметров распределения флюидов и/или изменение обработки. Изменение может включать закачивание отклонителей потока с целью преодолеть отклонение от цели, как определено в определении распределения 482. В процессе выполнения 486 могут осуществлять мониторинг распределения потока флюида во время работ по интенсификации, чтобы понять, где именно оптимальное распределение флюида отклоняется от определенного распределения 482. Могут принимать соответствующие решения для устранения этих отклонений. Выполнение 486 может быть активировано с помощью, например, поверхностного блока 121 и контроллера 126 по Фиг. 1.

[0091] Могут применять способы отслеживания объема и скорости закачиваемой жидкости вдоль скважины, такие как распределенное измерение вибрации (РИВ) и распределенное измерение температуры (РИТ). Мониторинг в режиме реального времени может быть выполнен с применением, например, ACTIVE MATRIX. Она может быть применена, например, для мониторинга обработок, которые выполняются с помощью гибких НКТ малого диаметра в качестве транспортировочного средства и способа закачки.

[0092] В некоторых случаях может оказаться необходимым вмешаться и перенаправить поток в не подвергавшиеся интенсификации зоны, например, туда, где профиль начального повреждения, скорее всего, будет отличаться от изначально предположенного профиля повреждения. Еще в некоторых случаях, когда повреждение одной зоны устранено, флюид имеет тенденцию перемещаться преимущественно в эту зону, и могут быть необходимы меры для перераспределения флюида в другие целевые зоны.

[0093] Инструмент интенсификации притока 123 могут применять для оптимизации объема флюида и скорости вдоль скважины. Инструмент интенсификации притока может содержать компонент распределения, применяемый для выполнения определения распределения 482. Это может включать вычисление оптимального объема и скорости размещения, независимо, слой за слоем. Компонент распределения может также выполнять ряд имитационных моделирований для каждой зоны (или проницаемого пласта). Каждая имитационная модель представляет собой закачку большого объема флюида для интенсификации на заданной скорости закачки r_n. После оценки ряда кривых для всех зон алгоритм оптимизации определяет оптимальное сочетание объема и скорости в зависимости от глубины, чтобы свести к минимуму отклонение от выбранной задачи.

[0094] Инструмент интенсификации притока 123 также может содержать компонент измерения в режиме реального времени для оценки объема флюида и скорости закачки вдоль ствола скважины. Его могут применять для выполнения корректирующего действия при отклонении от оптимального размещения, определенного в блоке 482. Корректирующее действие может быть реализовано с помощью контроллера 126 и/или поверхностного блока 121.

[0095] Оптимизированное размещение объема может быть разработано с учетом неповрежденной скважины (например, в случае карбонатов повреждения можно избежать и, следовательно, это не может повлиять на тип оптимального размещения флюида). То, как повреждение влияет на размещение флюида, могут принять во внимание в процессе выбора материалов 484 и выполнения 486. Размещение флюида может быть оптимизировано на основании известных данных, таких как каротажные данные проницаемости и данных по пластовому давлению, которые могут быть измерены. Повреждение может быть основано на предположениях, но, если оно меняет профиль приемистости во время закачки флюидов, то обработка может быть изменена с целью максимального приближения к цели оптимального размещения флюидов.

[0096] В типовых работах, реализующих способ по Фиг. 4, выполняют сбор данных в блоке 476. Собранные данные в этом примере включают радиус дренирования, статическую температуру на забое скважины (СТЗС), температуру на поверхности и температуру поверхности флюида, как указано ниже в Таблице 1. Могут также учитывать другие данные, такие как размер обсадной колонны, перфорационные каналы и характеристики зон.

Таблица 1
Данные по пластовому резервуару Данные Измерение Радиус дренажа 1500,0 фут 457,2 м Статическая температура на забое скважины (СТЗС): 220°F 104,4°С Температура на поверхности 80°F 26,7°С Температура флюида на поверхности: 80°F 26,7°С

[0097] Параметры буровой для этого примера могут быть известны или определены. Некоторые такие параметры могут включать количество зон, размеры зон и проницаемость, приемистость (K-H – проницаемость х высота), пористость, давление зоны, коэффициент горизонтальной проницаемости (K_h) по вертикальной проницаемости (K_v), градиент давления гидроразрыва и другие характеристики зон. Далее Таблица 2 показывает (в английских единицах и единицах СИ) примеры параметров буровой (или характеристик зон), которые могут быть рассмотрены.

Таблица 2
Характеристики зон, подлежащих интенсификации
Характеристики зон добычи Зона
Наз-ва-ние Верх
(ИГ)
фут Низ
(ИГ)
фут Ин-тер-вал
(ИГ)
фут Прони-цае-мость
мД KH
мД-фут По-рис-тость

% Зона
Дав-ление
фун-тов/
кв. дюйм Kh/Kv Разр
Градиент
фунтов/
кв. дюйм/
фут K1 15322,0 15457,9 135,9 32,3 2487 19,0 5200 10,00 0,900 K2 15850,0 15894,1 44,1 209,9 5042 20,0 5232 10,00 0,900 K3 16802,0 16904,9 102,9 71,4 3999 21,0 5287 10,00 0,900

Характеристики зон добычи

Зона
Наз-вание Верх
(ИГ)
м Низ
(ИГ)
м Интер-вал
(ИГ)
м Про-ница-емость
м² KH
м²-м По-рис-тость
% Зона
Дав-лениеМПа Kh/Kv Разр
Гради-ент
кПа/м K1 4670,1 4711,6 41,5 32,3×
10^-15 1340×10^-15 19,0 35,85 10,00 22,62 K2 4831,1 4844,5 13,4 209,9×10^-15 2813×10^-15 20,0 36,07 10,00 22,62 K3 5121,3 5152,6 31,3 71,4×
10^-15 2235×10^-15 21,0 36,45 10,00 22,62

[0098] В этом примере выбраны две разные задачи 478: 1) максимальное увеличение объема добычи, измеряемое по скважинным условиям, и 2) сведение к минимуму среднеквадратичного отклонения конечных призабойных корок трех зон (т.е. наиболее равномерное сокращение призабойной корки). Эти задачи будут применены для иллюстрации их влияния на размещение флюидов.

[0099] Ограничивающие условия определяются 480 как давление в забое в процессе обработки, скорость закачки на зону и общий объем кислоты. Ограничивающее условие по давлению в забое в процессе обработки устанавливает, что в любой момент в процессе обработки давление в забое остается ниже давления гидроразрыва трех зон. Ограничивающее условие по скорости закачки на зону устанавливает, что максимальная скорость закачки на зону не превышает 80 барр./мин.

[0100] Ограничивающее условие по общему объему кислоты устанавливает, что общий закачанный объем не превышает общий объем V_t. С целью этого примера рассмотрены три случая для иллюстрации того, как ограничивающее условие по объему может повлиять на оптимальное размещение для достижения задач, определенных в 478: случай 1) Vt=200 барр., случай 2) V_t=500 барр. и случай 3) V_t=800 барр.

[0101] Целевой объем и распределение скоростей добычи в зависимости от глубины определяется в 482. Этот объем и распределение скоростей добычи должны быть введены в каждый дискретизированный проницаемый пласт вдоль ствола скважины. В этом примере применяют один проницаемый пласт на зону. HCl 28% применяют в качестве флюида для интенсификации притока. Имитационные моделирования выполняют с помощью системы, произведенной Design WELLBOOK:

[0102] Алгоритм был закодирован таким образом, что для каждой из трех зон выполняется пакет имитационных моделей при изолировании данной зоны от двух других (см., напр., Фиг. 5.1-5.3). Это изолирование может быть выполнено при изменении как скорости закачки (от 5 барр./мин. до 80 барр./мин., с интервалом в 5 барр./мин.), так и объема закачки. Объем закачки может быть представлен "охватом", начиная с 10 галлон/фут (124,19 1/м) вплоть до какого-либо значения объема 800 барр. HCl 28%, закачанного в зону, с интервалом охвата 10 галлон/фут (124,19 1/м). В общей сложности могут выполнять 2144 имитационных моделей для покрытия примера, включающего две целевые функции, установленные в блоке 478, и при различных значениях ограничивающих условий, выявленных в блоке 480.

[0103] Моделирования могут выполняться в трех различных партиях (по одной для каждой зоны в отдельности). Этот пример содержит 400 имитационных моделей для верхней зоны (зоны Kl), 1216 имитационных моделей для центральной зоны (зоны К2) и 528 имитационных моделей для нижней зоны (зоны К3).

[0104] После того как получены результаты моделирования, могут применять алгоритм оптимизации для поиска комбинаций скоростей и объемов для каждой зоны, которые подходят или соответствуют целевым функциям 478. Этот алгоритм может быть применен с целью, во-первых, исключить комбинации, которые не удовлетворяют ограничивающим условиям, выявленным в блоке 480. Затем на основании полученной уменьшенной матрицы результатов сумму трех объемов, закачанных в три зоны, могут сопоставить с максимально допустимым общим объемом. Комбинации, которые превышают максимальный объем, могут быть отброшены.

[0105] Остальные комбинации могут быть ранжированы относительно того, насколько близко они подходят к целевым функциям. Следует обратить внимание на то, что работы по оптимизации могут осуществлять после выполнения всех имитационных моделирований. Альтернативный способ может заключаться в том, чтобы применять алгоритм оптимизации, который изменяет подходящие параметры (в данном случае скорость и объем для каждой зоны), применяемые в качестве входных данных, собственно, прямого моделирования (следовательно, происходит смешивание оптимизации и моделирования), для выполнения задачи.

[0106] Технологические параметры могут быть выбраны в блоке 484, например, путем сопоставления различных выходных данных на основании выбранных задач. Отдельные выходные данные могут быть графически представлены и проанализированы, как проиллюстрировано на Фиг. 8.1-8.3. Фиг. 8.1-8.3 иллюстрируют графики 800.1-800.3 с иллюстрированием объема, закачанного (ось x) для каждой зоны (ось y) для трех различных общих объемов закачки. Задача 1 по максимальной скорости добычи и задача 2 по минимальному среднеквадратичному отклонению призабойной корки каждая проиллюстрирована для сопоставления в гистограммах.

[0107] Эти графики по Фиг. 8.1-8.3 могут применять для сопоставления различий в том, как целевые функции могут влиять на целевое размещение флюидов, и в том, как значения ограничивающих условий влияют на стратегию размещения. Как проиллюстрировано на этих фигурах, видны различия в распределении объемов. Тогда как на Фиг. 8.1-8.3 проиллюстрированы конкретные параметры, применяемые для сопоставления, другие варианты размещения могут быть созданы имитационными моделями и могут содержать другие элементы, такие как объемы и скорости размещения. Эта информация может представлять ценность при разработке интенсификации притока в многозональной скважине.

[0108] Графики на Фиг. 8.1-8.3 могут быть проанализированы с целью определения оптимального размещения для различных целевых функций. Эти фигуры иллюстрируют объемы на зоне, которые закачивают с целью удовлетворения различных целевых функций для случаев, когда общий объем ограничен 200 барр., 500 барр. и 800 барр., соответственно.

[0109] Тогда как для 200 барр. на Фиг. 8.1 распределение объема одно и то же для двух задач, Фиг. 8.2 и 8.3 иллюстрируют, что размещение флюидов может, по существу, отличаться в зависимости от того, заключается ли задача в достижении максимальной добычи или в достижении равномерного размещения в случаях, когда будут закачивать 500 и 800 барр. Это подчеркивает, что достижение единообразного профиля призабойной корки во всех зонах может не быть универсальным подходом и что максимальное увеличение скорости добычи может потребовать распределения флюидов, отличающегося от равномерного охвата.

[0110] На основании Фиг. 8.1 предложено идеальное соответствие между двумя задачами. Это может быть результатом этапов объема, применяемых в последовательных аппроксимациях. Тогда как распределение объема флюидов идентично для двух задач, скорости размещения в каждой зоне могут отличаться. Окончательная скорость добычи в случае, когда соответствующее равномерное размещение может быть выше, чем в случае, когда добыча максимально увеличена.

[0111] Оптимальное размещение может также быть предусмотрено для различных ограничивающих условий объема. Фиг. 9.1 и 9.2 представляют собой графики 900.1 и 900.2, иллюстрирующие обработку вдоль трех зон с учетом требуемой задачи для сопоставления. Эти фигуры графически отображают гидроразрыв объема обработки для каждой зоны (ось x) в зависимости от трех зон (ось y). Распределение флюидов выражается в процентах от общего объема для достижения задач максимального увеличения добычи 900.1 и сведения к минимуму среднеквадратичного отклонения 900.2 в случаях 1, 2 и 3, имеющих объем V_t 200, 500 и 800 барр., соответственно.

[0112] Как проиллюстрировано на Фиг. 9.1, относительный профиль закачиваемого флюида отличается для различных общих объемов, подлежащих закачке. Фиг. 9.2 также указывает, что относительный профиль закачиваемого флюида отличается для различных общих объемов, подлежащих закачке. Равномерный охват флюидом (т.е. закачка одного и того же количества флюида в каждую зону) не соответствует какой-либо целевой функции, рассмотренной в этом примере. В некоторых случаях в попытке закачать одно и то же количество флюида в зоны с различным уровнем закачки может быть, а может и не быть хорошим подходом для максимального увеличения добычи или для достижения равномерной интенсификации в всех этих зонах.

[0113] В некоторых случаях могут реализовать равномерное размещение кислоты. Как проиллюстрировано на Фиг. 8.1-9.3, могут учитывать задачи, которые могут предложить неравномерное размещение кислоты с целью оптимизации добычи.

[0114] Фиг. 10.1 и 10.2 иллюстрируют пример, в котором целевая функция относится к скорости добычи из скважины для конкретного ограничивающего условия общего объема с целью обработки. Фиг. 10.1 может быть применена в качестве эталона для определения технологических параметров 484 (например, выбора ее материалов и планирования режима закачки) и выполнения обработки 486 (Фиг. 4). Фиг. 10.1 представляет собой схематическую диаграмму, иллюстрирующую ствол скважины 1004 с тремя зонами 1088.1, 1090.1 и 1091.1. На Фиг. 10.1 целевая функция заключается в максимальном увеличении скорости добычи из скважины и ограничивающего условия общего объема для обработки в 200 барр. Каждая зона проиллюстрирована как имеющая свой, отличный, оптимальный объем, но ту же саму оптимальную скорость закачки для размещения 200 барр. HCl 28% с целью увеличения добычи.

[0115] В примере, где ограничивающее условие общего объема для обработки составляет 500 барр., целевой функцией является сведение к минимуму среднеквадратичного отклонения призабойной корки. Фиг. 10.2 также может быть применена в качестве эталона для определения технологических параметров 484 (например, выбора ее материалов и планирования режима закачки) и выполнения обработки 486 (Фиг. 4). Фиг. 10.2 представляет собой схематическую диаграмму, иллюстрирующую ствол скважины 1004 с тремя зонами 1088.2, 1090.2 и 1091.2. Каждая зона проиллюстрирована как имеющая свой, отличный, оптимальный объем и отличную оптимальную скорость закачки для размещения 500 барр. HCl 28% с целью сведения к минимуму среднеквадратичного отклонения призабойной корки.

[0116] Технологические параметры, такие как выбор материалов и планирование режима закачки флюидов, могут быть определены в блоке 484 с целью получить как можно более точное распределение флюидов и распределения скоростей добычи, определенные в блоке 482 (Фиг. 4). Такие инструменты, как Design WELLBOOK: Acidizing (модификация WELLBOOK: кислотная обработка), могут быть применены для определения технологических параметров. Design WELLBOOK: Acidizing могут применять для моделирования влияния отклонителей потока на размещение флюида и для мониторинга скорости потока флюида в каждой зоне во время обработки. Модификация (например, режим закачки, подбор материалов и т д.) может быть изменена для того, чтобы получить распределение флюидов с целью их соответствия заданным распределениям 482.

[0117] Выполнение 486 может включать мониторинг в режиме реального времени с помощью, например, датчиков 125 на буровой (см., например, Фиг. 1). Мониторинг в режиме реального времени могут применять для регулирования оптимального размещения 482 по реальным результатам. Датчики могут включать различные измерительные приборы, размещенные вдоль или в нижней части обслуживаемых скважин, измерения DTS и/или гибкие НКТ малого диаметра, которые могут предоставлять данные в режиме реального времени. Мониторинг объема и скорости размещения во время обработки могут выполнять с применением, например, ACTIVE™. Собранная информация может быть объединена для обеспечения понимания того, что происходит во время обработки.

[0118] Измерения DTS могут применять для предоставления непрерывного профиля температуры вдоль ствола скважины и обеспечения изменения температуры во время периодов закачки и приостановки скважины. Это изменение, которое может быть связано с местными различиями в объеме закачиваемого флюида вдоль ствола скважины, может обеспечивать некоторые показания в отношении эффективности размещения флюидов или охвата зон. Интерпретацию таких кривых DTS могут осуществлять в качественном отношении, при этом по меньшей мере некоторое внимание уделяют скорости разогревания (или охлаждения), что может указывать на зоны поглощения бурового раствора или интервалы, подлежащие интенсификации. Измерения DTS могут использовать для сочетания алгоритма решения обратной задачи и опережающей модели закачки флюида в резервуар с целью количественной оценки впускного профиля флюида для обработки вдоль ствола скважины.

[0119] Анализ призабойной корки, такой как определение характеристик повреждения или призабойной корки по слою, не требуется в процессе планирования и выполнения обработки, но при желании может быть учтен. Анализ призабойной корки может определить, где должна закачиваться кислота, на какой скорости и в каком объеме, для соответствия целевой функции. Это определение может быть сделано с учетом неповрежденной скважины и на основании характеристик пласта, которые могут быть измерены с достаточной точностью. То, как повреждение влияет на размещение флюида, может быть рассмотрено в процессе выполнения без учета косвенных параметров, таких как призабойная корка или локальная призабойная корка. Корректирующие действия могут быть предприняты для обеспечения того, чтобы оптимальный объем флюида для интенсификации вводили в целевой слой (слои) на оптимальной скорости, определенной в блоке 482.

[0120] Фиг. 11 иллюстрирует альтернативный способ 1100 интенсификации буровой. В этом варианте интенсификация включает сбор данных по буровой 1189, установление 1191 по меньшей мере одной задачи для интенсификации добычи флюида из подземной формации на основании данных по буровой, определение 1192 по меньшей мере одного ограничивающего условия для интенсификации на основании задачи (задач), определение 1193 целевых распределений для интенсификации на основании задачи (задач) и ограничивающего условия (условий), выбор 1194 технологических параметров для интенсификации на основании целевых распределений, интенсификация 1195 подземного пласта с применением целевых распределений и технологических параметров, мониторинг 1196 буровой во время интенсификации и регулирование 1197 интенсификации на основании мониторинга.

[0121] Способы по данному документу могут быть реализованы в любом порядке и могут повторяться по необходимости. Части способов могут быть применены в других способах по необходимости.

[0122] Положения в данном документе лишь предоставляют информацию, относящуюся к данному описанию изобретения, и могут не составлять предшествующий уровень техники, а описывать некоторые варианты реализации изобретения, иллюстрирующие данное изобретение. Все ссылки, приведенные в данном документе, включены посредством ссылки в текущую заявку в полном объеме.

[0123] Хотя выше были подробно описаны только некоторые типовые варианты реализации изобретения, специалисты в данной области техники без труда поймут, что возможны многие модификации в типовых вариантах реализации изобретения без существенного отхода от системы и способ выполнения работ по интенсификации ствола скважины. Соответственно, все такие модификации предназначены для включения в объем данного изобретения, как определено в нижеследующей формуле изобретения. В формуле изобретения положения в отношении средства и функции предназначены для охвата конструкций, описанных в данном документе как выполняющих изложенную функцию, и не только конструктивных эквивалентов, но и эквивалентных конструкций. Таким образом, хотя штифт и болт могут не быть конструктивными эквивалентами, поскольку штифт имеет цилиндрическую поверхность для скрепления деревянных частей, тогда как болт имеет геликоидальную поверхность, в среде скрепления деревянных частей штифт и болт могут быть эквивалентными конструкциями. Явно выраженное намерение заявителя состоит в том, чтобы не ссылаться на 35 U.S.С. § 112, пункт 6, в отношении каких-либо ограничений каких-либо пунктов формулы в данном документе, за исключением тех, в которых пункт явным образом использует слова 'рассчитанный на' вместе с соответствующей функцией.

Группа изобретений относится к способам и системам для выполнения работ на буровой, в частности к способам и системам для выполнения работ по интенсификации вдоль ствола скважины. Предлагается способ выполнения работ по интенсификации притока на буровой, при этом буровая расположена возле подземного пласта, содержащего проходящий через него ствол скважины и находящиеся вдоль пласта зоны, при этом способ включает: установление по меньшей мере одной задачи по интенсификации добычи пластового флюида, перемещающегося из подземного пласта в ствол скважины. При этом по меньшей мере одна задача основывается на данных по буровой. Определяют по меньшей мере одно ограничивающее условие для интенсификации. Определяют целевое распределение флюидов для интенсификации на основании по меньшей мере одной задачи и по меньшей мере одного ограничивающего условия. Осуществляют выбор технологических параметров для интенсификации на основании по меньшей мере одного ограничивающего условия и целевых распределений. Выполняют операцию интенсификации в стволе скважины посредством размещения флюида для интенсификации вдоль зон. Осуществляют мониторинг буровой во время интенсификации. Осуществляют регулирование интенсификации на основании мониторинга. Техническим результатом является повышение эффективности интенсификации притока. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 17 ил., 2 табл.

1. Способ выполнения работ по интенсификации притока на буровой, при этом буровая расположена возле подземного пласта, содержащего проходящий через него ствол скважины и находящиеся вдоль пласта зоны, при этом способ включает:

установление по меньшей мере одной задачи по интенсификации добычи пластового флюида, перемещающегося из подземного пласта в ствол скважины, при этом по меньшей мере одна задача основывается на данных по буровой;

определение по меньшей мере одного ограничивающего условия для интенсификации;

определение целевого распределения флюидов для интенсификации на основании по меньшей мере одной задачи и по меньшей мере одного ограничивающего условия; и

выбор технологических параметров для интенсификации на основании по меньшей мере одного ограничивающего условия и целевых распределений,

выполнение операции интенсификации в стволе скважины посредством размещения флюида для интенсификации вдоль зон;

мониторинг буровой во время интенсификации;

регулирование интенсификации на основании мониторинга.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что задачи включают максимальное увеличение скорости добычи, максимальное увеличение добычи флюидов, равномерное размещение флюидов во всех зонах, оптимизацию параметров призабойной части пласта и их комбинации.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ограничивающие условия включают мощность, градиент давления гидроразрыва, максимальное устьевое давление, объем, затраты, задачи по окружающей среде, требования клиента, наличие флюидов и их комбинации.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что технологические параметры включают типы отклонителей потока, размещение отклонителей потока, параметры режимов закачки и их комбинации.

5. Способ по п. 1, дополнительно включающий сбор данных по буровой.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что данные по буровой

включают по меньшей мере одно из радиуса дренирования, статической температуры на забое скважины, температуры на поверхности, температуры флюида на поверхности, резервуара, размеров обсадной колонны, размеров перфорационных каналов и характеристик зон.

7. Способ по п. 1, дополнительно включающий интенсификацию подземного пласта с применением целевых распределений и технологических параметров.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что целевое распределение включает целевой объем, распределение скоростей добычи и их комбинации.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что интенсификация включает матричную кислотную обработку.

10. Способ выполнения работ по матричной кислотной обработке на буровой, при этом буровая расположена возле подземного пласта, содержащего проходящий через него ствол скважины и находящиеся вдоль пласта зоны, при этом способ включает:

сбор данных по буровой;

установление по меньшей мере одной задачи по интенсификации добычи пластового флюида, перемещающегося из подземного пласта в ствол скважины, при этом по меньшей мере одна задача основывается на данных по буровой;

определение по меньшей мере одного ограничивающего условия для интенсификации;

определение целевых распределений флюида для интенсификации на основании по меньшей мере одной задачи и по меньшей мере одного ограничивающего условия;

выбор технологических параметров для интенсификации на основании по меньшей мере одного ограничивающего условия и целевых распределений; и

интенсификация подземного пласта посредством размещения флюида матричной кислотной обработки на основании целевых распределений и технологических параметров.

11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что интенсификация включает выполнение одного из закачки флюида для обработки, закачки отклонителей потока, применение кислоты и их комбинаций.

12. Способ выполнения работ по матричной кислотной обработке на буровой, при этом буровая расположена возле подземного пласта, содержащего проходящий через него ствол скважины и находящиеся вдоль пласта зоны, при этом способ включает:

установление по меньшей мере одной задачи по интенсификации добычи пластового флюида, перемещающегося из подземного пласта в ствол скважины, при этом по меньшей мере одна задача основывается на данных по буровой;

определение по меньшей мере одного ограничивающего условия для интенсификации;

определение целевых распределений флюида для интенсификации на основании по меньшей мере одной задачи и по меньшей мере одного ограничивающего условия;

выбор технологических параметров для интенсификации на основании по меньшей мере одного ограничивающего условия и целевых распределений;

интенсификация подземного пласта посредством размещения флюида матричной кислотной обработки вдоль зон, на основании целевых распределений и технологических параметров;

мониторинг буровой во время интенсификации и

регулирование интенсификации на основании мониторинга.

13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что мониторинг включает измерение параметров буровой.

14. Способ по п. 12, отличающийся тем, что регулирование включает изменение закачки, отклонителей потока и их комбинаций.

15. Способ по п. 12, в котором регулирование включает выборочное размещение флюида матричной кислотной обработки на основе информации, полученной во время мониторинга.

16. Способ по п. 12, в котором мониторинг включает мониторинг в реальном времени, и причем регулирование содержит модификацию первоначального проекта обработки в соответствии с целевыми зонами, которые показывают плохую приемистость.

17. Способ по п. 12, в котором регулирование включает нагнетание отклонителей для преодоления отклонения от целей, определенных при определении целевого распределения.