NO339682B1 - Fremgangsmåte for styring av utbredelsesretningen til injiseringsoppsprekninger i permeable formasjoner - Google Patents
Fremgangsmåte for styring av utbredelsesretningen til injiseringsoppsprekninger i permeable formasjoner Download PDFInfo
- Publication number
- NO339682B1 NO339682B1 NO20035147A NO20035147A NO339682B1 NO 339682 B1 NO339682 B1 NO 339682B1 NO 20035147 A NO20035147 A NO 20035147A NO 20035147 A NO20035147 A NO 20035147A NO 339682 B1 NO339682 B1 NO 339682B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilled
- well
- formation
- injection
- production
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims description 83
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims description 83
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 69
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 64
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 52
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/006—Measuring wall stresses in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Saccharide Compounds (AREA)
- Electrical Control Of Air Or Fuel Supplied To Internal-Combustion Engine (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Infusion, Injection, And Reservoir Apparatuses (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Paper (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en forbedret fremgangsmåte av den generelle type der det for produksjon av olje eller gass fra en formasjon tildannes en første og en andre boreproduksjonsbrønn ved siden av hverandre, og der det opprettes en ytterligere borebrønn, en såkalt injiseringsbrønn som strekker seg ved og mellom den første og den andre borede brønnen, idet en væske overføres - samtidig som det produseres olje eller gass - til den borede injiseringsbrønnen og ut i formasjonen i en tidsperiode Ti.
Oppfinnelsen baserer seg på det faktum at under tilførsel av væske til en boret injise-ringsbrønn ved høye injiseringsrater kan det oppstå oppsprekninger som brer seg utover fra den borede injiseringsbrønnen gjennom de områder av formasjonen som har iboende svakheter og/eller i retningen av den maksimale horisontale spenningen a'H i formasjonen. Disse oppsprekningene er uønskede i tilfelle de innebærer at væske strømmer vekk ukontrollert fra den borede injiseringsbrønnen direkte inn i enten den første eller den andre tilgrensende borede produksjonsbrønnen, noe som ville innebære at driftstilstan-dene ikke er optimale. I alminnelighet har tildannelsen av oppsprekninger imidlertid den fordel at den tilførte væsken mer raskt kan transporteres inn i den omgivende formasjonen over en større vertikal flate og er således i stand til raskere å fortrenge innholdet av olje eller gass.
Med oppfinnelsen forsøkes det å fremskaffe en svært spesiell oppsprekning som strekker seg fra en boret injiseringsbrønn for å optimalisere produksjonen av olje eller gass. Mer spesielt bidrar den foreliggende oppfinnelse til å muliggjøre styring av utbredelsen til en slik oppsprekning på en slik måte at oppsprekningen har et styrt forløp og vil strekke seg til stort omfang i et vertikalt plan langs og sammenfallende med den borede inj iseringsbrønnen.
Dette oppnås ved gjennomføring i forbindelse med fremgangsmåten omtalt over av i det minste en tilnærmet fastleggelse av den maksimalt tillatte injiseringsraten Imax under perioden Ti for å unngå oppsprekking i den borede injiseringsbrønnen når væske tilfø-res, ved at injiseringsraten I for væsken tilført den borede injiseringsbrønnen holdes under den maksimalt tillatte injiseringsraten Imax i den første tidsperioden Ti, og ved at injiseringsraten I økes til en verdi over Imax etter utløp av tidsperioden Ti for når forholdet a'huii,min<<>= <s'h er blitt oppfylt. Uttrykket "injiseringsrate" menes, slik som brukt her i denne sammenheng, å betegne mengden av væske uttrykt som mengde per tidsenhet tilført den borede injiseringsbrønnen.
US patent nr. 5 482 116 anviser en fremgangsmåte for styring av retningen til en hydraulisk oppsprekning forårsaket av et borehull. Fremgangsmåten bruker ikke forårsakede endringer mot spenningsfeltet ved produksjon og injisering før oppsprekning.
EP 0474350 A beskriver en fremgangsmåte for styring av oppsprekkingsorientering i underjordiske formasjoner for å øke brønnproduktivitet, ved perforering eller inn-skjæring i brønnhullet i en første retning til den forventede bruddretningen, og i en andre retning ved 60° til 120° til den forventede bruddretningen, og deretter hydraulisk oppsprekking i den første retningen, og mens injeksjonen pågår, oppsprekking i den andre retningen.
EP 0602980 A2 beskriver en formasjon i en oljebrønn som er perforert i en bestemt retning ved først å bestemme retningen for maksimalt horisontalt spenningsfelt i formasjonen, og deretter perforering på et enkelt vertikalt plan som strekker seg i den retningen.
US 4724905 A beskriver en fremgangsmåte for trinnvis hydraulisk frakturering av en hydrokarbonholdig formasjon. En fraktur induseres i formasjonen ved hydraulisk frakturering via en brønnboring. Deretter gjennomføres, mens formasjonen forblir under trykk fra den første induserte frakturoperasjonen, en andre hydraulisk fraktureringsope-rasjon gjennomført via en andre brønnboring hovedsakelig innenfor formasjonsarealet under trykk fra den første fraktureringsoperasjonen.
I den foreliggende oppfinnelse kan den maksimalt tillatte injiseringsrate Imax for unngå-else av oppsprekning for eksempel fastlegges eller beregnes med den såkalte "trinnra-te"-testen, der injiseringsraten økes i trinn samtidig som det fremherskende trykket i borehullet overvåkes. Når kurven som gjenspeiler dette forholdet brått endrer dens stig-ning tolkes en slik endring - i samsvar med aktuelle teorier - som på begynnelse av oppsprekningsutbredelse, og injiseringsraten I som frembringer en slik oppsprekningstildannelse betegnes i det etterfølgende Imax.
I et aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for styring av utbredelsesretning til injiseringsoppsprekninger i en permeabel formasjon 1, fra hvilken olje og/eller gass produseres, omfattende: - at det, i formasjonen 1, bores en første og en andre boreproduksjonsbrønn 105, 110 ved siden av hverandre; - at det, ved de borede produksjonsbrønnene 105, 110, tilformes en ytterligere boret brønn 115 mellom den første og den andre produksjonsbrønnen 105, 110; - produksjon av olje og/eller gass initieres; - samtidig som olje eller gass produseres, transporteres det en væske til den ytterligere borede brønnen 115 og ut i formasjonen 1 i en første tidsperiode Ti, kjennetegnet ved at - det utføres i det minste en tilnærmet fastleggelse av en maksimalt tillatt injiseringsrate Imax i perioden Ti for å unngå oppsprekningsbrudd i den ytterligere borede brønnen 115 når væske tilføres; - injiseringsraten I for den tilførte væsken til den ytterligere borede brønnen 115 holdes under den maksimalt tillatte injiseringsraten Imax i den første tidsperioden Ti; og - injiseringsraten I økes til en verdi over Imax etter utløp av tidsperioden Ti når forholdet a'hun;min<= a'h er blitt oppfylt langs den ytterligere borede brønnen 115, - idet a'h er en minimal horisontalt virksom spenningskomponent og a'huii,miner en minimal virksom periferiske trykkspenning ved veggen i den ytterligere borede brønnen 115.
Slik som angitt i patentkrav 2 foretrekkes det at de borede brønnene opprettes for derved å strekke seg horisontalt, slik at de vertikale spenningene i formasjonen bidrar ytterligere i forhold til oppfinnelsen. Uttrykket "horisontalt" menes, slik som brukt i denne sammenheng, å betegne borehull som strekker seg innenfor et vinkelområde på +/- omtrent 25° i forhold til det horisontale planet. Det bemerkes at oppfinnelsen også kan ut-øves utenfor dette området.
Det foretrekkes videre at før opprettelse av borehullene beregnes retningen til den størs-te virksomme iboende hovedspenning a'H av formasjonen i området ved den planlagte lokalisering av borehullene, og at de borede brønnene strekker seg innenfor intervallet på +/- omtrent 25° i forhold til denne retningen.
Oppfinnelsen vil nå forklares i ytterligere detalj med henvisning til tegningene som viser en eksempelvis utførelse. Fig. 1 viser to borede produksjonsbrønner, fra hvilke olje eller gass produseres, og orienteringen til hovedspenningene i den omgivne formasjonen; Fig. 2 viser spenningene i formasjonen vist på fig. 1 etter seks måneders produksjon; Fig. 3 viser to borede produksjonsbrønner, fra hvilke olje eller gass produseres, og en boret injiseringsbrønn, i hvilken væske tilføres, og orienteringen til hovedspenningene i den omgivne formasjonen; Fig. 4 viser spenningene i formasjonen vist på fig. 3 etter seks måneders produksjon og tre måneders vanninjisering; Fig. 5 forklarer betegnelsene for bestanddelsbelastning ved den borede injiseringsbrøn-nen; Fig. 6 viser utviklingen over tid av belastningene umiddelbart over den borede injise-ringsbrønnen vist på fig. 5; og Fig. 7 illustrerer et typisk forhold mellom trykket i injiseringsbrønnen og injiseringsraten.
På fig. 1 betegner henvisningstall 5, 10 to borede produksjonsbrønner for produksjon av olje eller gass fra en krittformasjon 1. De borede produksjonsbrønnene 5, 10 strekker seg i et tilnærmet felles plan i formasjonen 1 ved en dybde på for eksempel omtrent 7000 fot (2134 m) under havnivå. Det viste fellesplanet er horisontalt, men kan ha hvilken som helst orientering. De borede produksjonsbrønnene 5, 10 kan for eksempel strekke seg i et plan med en skråning omfattet innenfor intervallet på +/- omtrent 25° i forhold til horisontalplanet.
På en tradisjonell måte er de borede produksjonsbrønnene 5, 10 via borehull rettet opp-over i området 16, 20, forbundet med et brønnhode, fra hvilket olje eller gass fra formasjonen 1 tilføres til et fordelingssystem på overflaten. Borehullene 5, 10, 16, 20 opprettes, slik som vanligvis er tilfellet ved boring fra overflaten.
De borede produksjonsbrønnene 5, 10 kan ha en langsgående utstrekning på for eksempel omtrent 10.000 fot (3048 m) og strekker seg fortrinnsvis innbyrdes parallelt, for
eksempel ved en avstand på omtrent 1200 fot (365,8 m). De borede produksjonsbrønne-ne 5, 10 kan imidlertid, innenfor omfanget av oppfinnelsen, divergere svakt i en retning fra områdene 16, 20. Situasjonen vist på fig. 1 er typisk for et autentisk forekommende forløp ved boring, idet den viste målestokken beskriver avstander i fot.
Oppfinnelsen bidrar ved tildannelse i formasjonen av et spenningsfelt som sikrer at en oppsprekning utviket ved injisering av tilstrekkelig forhøyet trykk og rate strekker seg langs brønnen, ved hvilken oppsprekningen initieres.
Oppfinnelsen forutsetter kunnskap om den innledende tilstand med spenninger i formasjonen, dvs. tilstanden med spenninger før påbegynnelse av eventuell betydelig produksjon eller injisering. I mange tilfeller vil spenningsfeltet i formasjonen innledningsvis være slik orientert at hovedspenningene utgjøres av to horisontale spenningskomponen-ter og en vertikal spenningskomponent. I slike tilfeller krever fastleggelse av det opp-rinnelig virksomme spenningsfeltet fastleggelse av fire parametere: a'v som er den vertikalt virksomme spenningskomponenten, a'H som er den maksimale horisontalt virksomme spenningskomponenten og a'h som er den horisontalt virksomme spenningskomponenten perpendikulær med a'H, og retningen til a'H. Verdien av ct'v er gitt av vekten til den overliggende formasjonen minus trykket p i porefluidet. Trykket p i porefluidet kan måles fra veggen i en boret brønn ved hjelp av standardutstyr. Veggen av den overliggende formasjonen kan fastlegges for eksempel ved boring gjennom den, beregning av tettheten til formasjonen langs den borede brønnen på grunnlag av målinger tatt langs den borede brønnen, og til sist fastleggelse av totalvekten per arealenhet ved summering. I tilfeller når a'v er den største av de tre hovedspenningene kan fast-leggelsen av a'h utføres for eksempel ved hydraulisk oppsprekningstildannelse - mer spesielt ved måling av spenningen, ved hvilken en hydraulisk frembrakt oppsprekning lukker seg. Fastleggelse av a'H kan i tilfeller der a'v + £(3S'h - a'H) > 3S'h - cj'h, der uttrykker Poisons forhold for formasjonen, for eksempel gjennomføres ved oppsprekning av en vertikalt boret brønn, der oppsprekningstrykket vil være en funksjon av (o'H - cr'h) og av a'h. I tilfeller når a'v er den største av de tre hovedspenningene kan retningen til a'H fastlegges ved måling av orienteringen til en hydraulisk utviklet oppsprekning som vil strekke seg, forutsatt at formasjonen har isotropiske fasthetsegenska-per i et vertikalt plan sammenfallende med o'H. Tidligere kunnskap om verdien av o'H er ikke avgjørende dersom oppfinnelsen brukes for oppsprekning av brønner i et brønnmønster som følger retningen til a'H, slik som foretrekkes.
Når produksjon utføres i feltet vil væsker og/eller gasser som strømmer i formasjonen endre tilstanden med spenninger i formasjonen. For bruk ved en sammenhengende fastleggelse av tilstanden med spenninger i reservoaret i tillegg til kunnskap om den innledende tilstanden med spenninger kan det brukes en modellberegning av strømningen innenfor reservoaret, likeledes en modellberegning av de resulterende virksomme spen ninger i reservoarfj ellet. Strømningssimulering kan utføres med programvare for stan-dardsimulering med målinger av produksjons- og injiseringsrater og trykk fra brønnene som inndata. Av det beregnede spenningsfeltet kan trykkgradientfeltet avledes, hvilket felt bestemmer volumkreftene med hvilke den massive formasjonen påvirkes i samsvar med den følgende formel:
der p er poretrykket innenfor formasjonen, mens P er Biot-faktoren til formasjonen og x, y og z er akser i et kartesisk koordinatsystem. Virkningen av disse volumkreftene på det virksomme spenningsfeltet i formasjonen vil følge av elastisitetsteorien og kan beregnes for eksempel med endelig elementmetoden.
Med henvisningstallet 2 viser fig. 1 forløpet til hovedspenningskomponenten a'H i formasjonen 1 i det viste planet etter en produksjonsperiode på seks måneder. Slik som sett er orienteringen a av den virksomme hovedspenningen a'H i forhold til de borede pro-duksjonsbrønnene 5, 10 forholdsvis upåvirket av produksjonen en viss avstand fra pro-duksjonsbrønnene 5, 10.1 eksempelet utgjør vinkelen a omtrent 25°. Betegnelsen y betegner videre orienteringen av a'H i forhold til en linje angitt med henvisningstallet 15, hvilken linje strekker seg sentralt mellom produksjonsbrønnene 5, 10. Slik som sett svarer vinkelen y tilnærmet til vinkelen a i det viste eksempelet.
Det vil også fremgå at hovedspenningskomponenten a'H umiddelbart ved de borede produksjonsbrønnene 5, 10 har en modifisert orientering, idet hovedspenningen er orientert tilnærmet perpendikulært med de borede produksjonsbrønnene 5, 10, dvs. ved en vinkel mindre enn vinkelen p. Med andre ord vil sammenpressingsspenningene i formasjonen i dette området ha en maksimal komponent som er orientert tilnærmet perpendikulært mot de borede produksjonsbrønnene 5, 10. Denne endring v retning initieres ved påbegynnelse av produksjon og skyldes innstrømmingen i de borede produksjonsbrøn-nene 5, 10 av de omgivne fluider. Fig. 2 viser utviklingen av spenningene cs\ og poretrykket p i et tverrsnittriss gjennom formasjonen i situasjonen vist på fig. 1 etter en produksjonsperiode på seks måneder, idet linjene 5', 10' angir langsgående forløpende vertikale plan som omfatter de borede produksjonsbrønnene 5, 10. Fig. 3 viser hvorledes fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan utøves med formålet å gi forbedrede driftstilstander fra produksjonsbrønnene som vises på fig. 1, og som i det etterfølgende vil betegnes med henvisningstallene 105, 110. De viste tilstandene svarer til angivelsene vist med henvisning til fig. 1, for så vidt som det angår lokalise-ringene til de borede produksjonsbrønnene 105, 110.
Det vil fremgå at langs en linje som svarer til linjen 15 på fig. 1, tilvirkes det en ytterligere boret brønn som strekker seg i et område 125 fra formasjonen til overflaten, der den koples til en pumpe for tilførselen av væske, fortrinnsvis sjøvann, til det borede brønnavsnittet 115. Det ytterligere borede brønnavsnittet 115 vil i det etterfølgende betegnes den "borede injiseringsbrønnen".
Den borede injiseringsbrønnen 115 har fortrinnsvis den samme lengde som de borede produksjonsbrønnene 105, 110, og vil typisk være uforet, noe som innebærer at veggen til den borede brønnen utgjøres av det porøse materialet i formasjonen 1 som sådan. Den borede brønnen 115 kan imidlertid også fores.
Fig. 3 viser dessuten - ved hjelp av kurvefamilien 102 - spenningsforholdene i formasjonen 1 seks måneder etter påbegynnelsen av produksjon. Spenningsforholdene gjenspeiler at i en tidsperiode Ti som svarer til de umiddelbart forutgående tre måneder, er det blitt tilført væske, fortrinnsvis sjøvann eller formasjonsvann til formasjonen 1 via den borede injiseringsbrønnen 115, og under spesielle trykktilstander som vil gjøres til gjenstand for en mer detaljert drøftelse under.
Tilførselen av væske til den porøse formasjonen innebærer generelt - slik som velkjent
- at innholdet av olje eller gass i formasjonen 1 mellom de borede produksjonsbrønnene 105, 110 så å si fortrenges sideveis mot de borede produksjonsbrønnene 105, 110, slik at de innledningsvis plasserte fluider produseres raskere. Med oppfinnelsen kan den tilførte væsken bevirkes til å foranledige ytterligere endringer i tilstanden med spenninger langs den borede injiseringsbrønnen. Slik som vist på fig. 3 kan dette bekreftes med vinkelen y' mellom linjen definert av den borede injiseringsbrønnen 115 og ho-vedspenningsretningen a'H som er mindre enn den tilsvarende vinkelen y for tilstandene uten tilførsel av væske med fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen, se fig. 1. Denne endringen påvises i området langs hele den borede injiseringsbrønnen. Det faktum at
orienteringen av a'H i nærheten av injiseringsbrønnen orienteres tilnærmet parallelt med den borede injiseringsbrønnen 115 bidrar - slik som vil forklares i ytterligere detalj under - positivt til oppnåelse av virkningen tilsiktet ved oppfinnelsen. Dersom det velges,
slik som er tilfellet i en foretrukket utførelse av oppfinnelsen, å tilforme de borede pro-duksjonsbrønnene 105, 110 og den borede injiseringsbrønnen 115, slik at de i størst mulig omfang følger orienteringen 102 av den naturlig virksomme hovedspenningen a'H til formasjonen, er det mulig å bevirke ved et svært tidlig trinn etter påbegynnelsen av væsketilførselen fordelaktige tilstander for oppnåelse av virkningen tilsiktet ved oppfinnelsen.
Slik som vil fremgå av fig. 4, som illustrerer tilstanden med spenninger i formasjonen 1 i situasjonen vist på fig. 3, vil verdien a'h i området ved den borede injiseringsbrønnen 115 som en konsekvens av den tilførte væsken være mindre enn den tilsvarende verdien vist på fig. 2.
Slik som innledningsvis nevnt baserer oppfinnelsen seg på erkjennelsen at under tilfør-selen av væske til en boret injiseringsbrønn ved hevede injiseringsrater kan det forekomme uønskede oppsprekninger som brer seg utover fra den borede injiseringsbrønnen og inn i en av de tilgrensende borede produksjonsbrønnene. Studium av fig. 3 vil av-dekke en slik vilkårlig forløpende oppsprekning som skissert ved henvisningstallet 200. Den viste oppsprekningen strekker seg vertikalt ut av papirplanet, men oppsprekningen kan - avhengig av tilstander som dominerer i formasjonen 1 - strekke seg i hvilken som helst annen retning.
Med oppfinnelsen tilstrebes det å dra fordel av fordelene som knyttes til en oppsprekning som strekker seg ut av en boret injiseringsbrønn. Studium av fig. 3 vi vise at med oppfinnelsen er det i stor utstrekning mulig å tildanne en fordelaktig oppsprekning i form av en bred vertikal spalte som strekker seg langs og sammenfaller med den borede injiseringsbrønnen 115.
For å oppnå den tiltenkte virkningen i samsvar med oppfinnelsen tilføres innledningsvis væske, samtidig som produksjon gjennomføres, i den borede injiseringsbrønnen 115
ved en forholdsvis lav injiseringsrate I. Denne tilstanden opprettholdes som et minimum i en periode Ti, og som vil bevirke, slik som nevnt, at spenningsfeltet orienteres på nytt rundt den borede injiseringsbrønnen, slik at den numerisk minste normalspenningskom-ponenten a'h orienteres tilnærmet perpendikulært med forløpet av den borede injise-ringsbrønnen 115. Den minste spenningen som holder formasjonen under sammentryk-king orienteres med andre ord mot planet, i hvilket det ønskes å få oppsprekningen. Væsketrykket P i den borede injiseringsbrønnen 115 bør under perioden Ti være mindre enn eller lik trykket Pf oppsprekningstrykket som bevirker strekkbrudd i formasjonen,
og injiseringsraten I skal under perioden Ti være mindre eller lik injiseringsraten Imax som foranlediger strekkbrudd i formasjonen.
På grunn av tilførselen av væske i den borede injiseringsbrønnen 115 vil lokale spen-ningsendringer forekomme i formasjonen langs omkretsen av den borede injiserings-brønnen, og oppfinnelsen bruker denne kjerwirkningen ved den borede brønnen 115.
Over beskrives det hvorledes strømmen av fluider endrer spenningsfeltet i reservoaret. Det resulterende spenningsfeltet kan beregnes ved tilføyelse av spenningsendringene til den innledende tilstanden med spenninger. Spenningene kan i særdeleshet anslås langs en linje i reservoaret, posisjon 115, langs hvilken en injiseringsbrønn er blitt boret.
Foran innbefattes ikke den lokale variasjonen av spenningsfeltet rundt brønnene - forårsaket av forekomsten av et hull i formasjonen. Innenfor en radius fra den borede brøn-nen på omtrent tre ganger radien av hullet vil spenningsfeltet avhenge av spenningsfeltet anslått langs linjen gjennom reservoaret den borede brønnen følger, men vil avvike betydelig fra denne. Spenningene på overflaten av borehullet som sådan er av spesiell in-teresse for oppfinnelsen, i særdeleshet den minste virksomme trykkspenningen - eller den største strekkspenningen i tilfellet en faktisk spenningstilstand forekommer ved hullveggen. En slik spenning betegnes i det etterfølgende a'huii,min-1 tilfeller der a'huii,min er en strekkspenning anses den å være negativ, mens trykkspenninger derimot alltid anses å være positive. Beregning av cr'huii,minforutsetter i det etterfølgende at deforma-sjoner i formasjonen er lineært elastisk. Forutsatt denne tilstanden kan a'huii,minberegnes av en person med erfaring innen området langs en brønnbane med hvilken som helst vilkårlig orientering i forhold til hvilken som helst vilkårlig - men kjent - tilstand med spenninger.
I tilfeller der en horisontalt uforet injiseringsbrønn er hovedsakelig parallell med a'H (bemerk at produksjons- og injiseringsbrønnen kan forårsake denne parallelliteten, der den ikke gjelder umiddelbart ved tidspunktet for boring av injiseringsbrønnen som angitt på fig. 3), og der a'v, a'H, cs\ er hovedspenninger beregnet langs linjen i reservoaret der brønnen bores, og det videre gjelder at a'v > a'H > cs\a'huii,minskal finnes på den øvre og den nedre ytterflaten av hullet og gis av uttrykket:
der a\ og a'v er i den foreliggende sammenheng et uttrykk for de virksomme spenningene i formasjonen i området ved posisjonen til den borede injiseringsbrønnen 115 bestemt på grunnlaget av elastisitetsteorien med hensyn til de inngående strømmer, jf. Formel 1).
I de tilfeller rundt den borede horisontale brønnen finnes også ahun;minlangs den øvre og den nedre delen av den borede brønnen, dvs. i to områder som er i et horisontalt plan, slik som illustrert på fig. 5. Dersom den borede brønnen 115 er sirkulær lokaliseres disse områdene der den vertikale diameteren av sirkelen krysser sirkelen.
Ettersom væskestrømmen foranlediger, slik som nevnt, minskningen av cs\ over tid, vil a'h„ ii min avta. Det vil fremgå av formel 2) at a'huii,minavtar når a'v øker. Produksjonen fra de borede produksjonsbrønnene 105, 110 foranlediger en slik økning av o'v.
For å bevirke den ønskede oppsprekningen økes injiseringsraten, slik som nevnt, etter en viss tidsperiode Ti har forløpt etter påbegynnelsen av injiseringen.
Tilstanden som må oppfylles for å muliggjøre en økning i injiseringsraten - og en styrt oppsprekning av formasjonen - er i alle tilfeller at forholdet
er blitt oppfylt langs delen av brønnen som brukes for styring av utbredelsen til oppsprekningen.
Forutsatt at injiseringsraten økes før denne tilstanden oppfylles, dvs. før utløp av den påkrevde tidsperioden Ti, vil det være en økt risiko for uønskede oppsprekninger, slik som omtalt over.
Det omtalte forløpet av hendelser illustreres på fig. 6 som viser hvorledes injiseringen av væske initieres omtrent 90 dager etter påbegynnelse av produksjon. Ved et punkt i tid Ti etter påbegynnelse av injisering er forholdet 3) over blitt oppfylt. I eksempelet utfø-res injisering ved injiseringsraten I i ytterligere 90 dager, ved hvilket punkt i tid o'H fordelaktig har gjennomgått en betydelig endring av orientering (y-y') på omtrent 15°. Deretter økes injiseringsraten til en verdi over ImaX, noe som illustreres på fig. 6 med trykket som øker i den borede injiseringsbrønnen. Det vil fremgå at a'huii,minbrått endrer karakter fra trykkspenning til strekkspenning, slik at strekkhastigheten til formasjonen nås og oppsprekning resulterer.
Det bemerkes at, i tilfelle injiseringsraten ikke økes i henhold til teorien til søkeren, er det også mulig å oppnå i det viste tilfellet den ønskede oppsprekningen, når a'huii,minetter en gitt periode når verdien av strekkfastigheten til formasjonen. I mange tilfeller vil imidlertid dette forårsake betydelige forsinkelser.
På fig. 7 gis et typisk måleresultat av den såkalte "trinnrate"-testen for fastleggelse av
den maksimalt tillatte injiseringsraten Imax. Det bemerkes at i visse tilfeller kan det være relevant å utføre en sammenhengende fastsettelse av den maksimalt tillatte injiseringsraten Imax. Dette skyldes det faktum at Imax kan variere over tid. Under tidsperioden Ti kan det således vise seg nødvendig å injisere injiseringsraten I.
Claims (6)
1.
Fremgangsmåte for styring av utbredelsesretning til injiseringsoppsprekninger i en permeabel formasjon (1), fra hvilken olje og/eller gass produseres, omfattende: - at det, i formasjonen (1), bores en første og en andre boreproduksjonsbrønn (105, 110) ved siden av hverandre; - at det, ved de borede produksjonsbrønnene (105, 110), tilformes en ytterligere boret brønn (115) mellom den første og den andre produksjonsbrønnen (105, 110); - produksjon av olje og/eller gass initieres; - samtidig som olje eller gass produseres, transporteres det en væske til den ytterligere borede brønnen (115) og ut i formasjonen (1) i en første tidsperiode Ti,karakterisert vedat - det utføres i det minste en tilnærmet fastleggelse av en maksimalt tillatt injiseringsrate Imax i perioden Ti for å unngå oppsprekningsbrudd i den ytterligere borede brønnen (115) når væske tilføres; - injiseringsraten I for den tilførte væsken til den ytterligere borede brønnen (115) holdes under den maksimalt tillatte injiseringsraten Imax i den første tidsperioden Ti; og - injiseringsraten I økes til en verdi over Imax etter utløp av tidsperioden Ti når forholdet a'hun;min<= a'h er blitt oppfylt langs den ytterligere borede brønnen (115), - idet a'h er en minimal horisontalt virksom spenningskomponent og a'huii,miner en minimal virksom periferiske trykkspenning ved veggen i den ytterligere borede brønnen (115).
2.
Fremgangsmåte ifølge det foranstående krav,karakterisertved at de borede brønnene (105, 110, 115) opprettes for derved å få en horisontal utstrekning.
3.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav,karakterisert vedat det før opprettelsen av de borede brønnene (105, 110, 115) utføres en vurdering av retningen (102) til den innledende virksomme hovedspenningen g'h i formasjonen i området ved den planlagte lokaliseringen av de bo rede brønnene; og at de borede brønnene (105, 110, 115) tilformes for derved å strekke seg ved en vinkel innenfor +/- 25° i forhold til denne retningen.
4.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav,karakterisert vedat den ytterligere borede brønnen (115) strekker seg tilnærmet med lik avstand mellom den første og den andre borede brønnen (105, 110).
5.
Femgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav,karakterisert vedat den ytterligere borede brønnen (115) forsynes med en foring før tilførselen av væske.
6.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav,karakterisert vedat før væsken transporteres til den ytterligere borede brønnen (115) stimuleres den ytterligere borede brønnen med et snitt for økning av spredningen av væske i formasjonen, for eksempel med tilførsel av syre.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DK200100826A DK174493B1 (da) | 2001-05-22 | 2001-05-22 | Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer |
PCT/DK2002/000333 WO2002095188A1 (en) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | A method of controlling the direction of propagation of injection fractures in permeable formations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20035147D0 NO20035147D0 (no) | 2003-11-19 |
NO339682B1 true NO339682B1 (no) | 2017-01-23 |
Family
ID=8160525
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20035147A NO339682B1 (no) | 2001-05-22 | 2003-11-19 | Fremgangsmåte for styring av utbredelsesretningen til injiseringsoppsprekninger i permeable formasjoner |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7165616B2 (no) |
EP (1) | EP1389263B1 (no) |
CN (1) | CN1303309C (no) |
AT (1) | ATE331867T1 (no) |
BR (1) | BR0209958B1 (no) |
CA (1) | CA2448168C (no) |
DE (1) | DE60212831T2 (no) |
DK (2) | DK174493B1 (no) |
EA (1) | EA005105B1 (no) |
GC (1) | GC0000392A (no) |
MX (1) | MXPA03010605A (no) |
NO (1) | NO339682B1 (no) |
WO (1) | WO2002095188A1 (no) |
Families Citing this family (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2005119174A1 (de) | 2004-05-26 | 2005-12-15 | Werth Messtechnik Gmbh | Koordinatenmessgerät und verfahren zum messen eines objektes |
CA2663526A1 (en) * | 2006-09-20 | 2008-03-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Earth stress analysis method for hydrocarbon recovery |
US20090292516A1 (en) * | 2006-09-20 | 2009-11-26 | Searles Kevin H | Earth Stress Management and Control Process For Hydrocarbon Recovery |
US8165816B2 (en) * | 2006-09-20 | 2012-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid injection management method for hydrocarbon recovery |
US7848895B2 (en) | 2007-01-16 | 2010-12-07 | The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University | Predicting changes in hydrofrac orientation in depleting oil and gas reservoirs |
DE102007021809A1 (de) | 2007-04-20 | 2008-10-23 | Werth Messtechnik Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zum dimensionellen Messen mit Koordinatenmessgeräten |
EP2370541B1 (en) | 2008-11-19 | 2013-02-20 | Maersk Olie & Gas A/S | Sealing of thief zones |
CN101718191B (zh) * | 2009-08-27 | 2013-10-30 | 中国矿业大学 | 一种水力割缝定向致裂方法 |
CA2693640C (en) | 2010-02-17 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solvent separation in a solvent-dominated recovery process |
CA2696638C (en) | 2010-03-16 | 2012-08-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Use of a solvent-external emulsion for in situ oil recovery |
CN101858209B (zh) * | 2010-03-26 | 2013-04-03 | 山东科技大学 | 底板岩层裂隙分布同步探测方法 |
CA2705643C (en) | 2010-05-26 | 2016-11-01 | Imperial Oil Resources Limited | Optimization of solvent-dominated recovery |
CN103032059B (zh) * | 2012-12-21 | 2015-12-09 | 陈建明 | 一种定向水力压裂连通开采方法 |
CN104373099A (zh) * | 2013-08-14 | 2015-02-25 | 微能地质科学工程技术有限公司 | 在地下多孔岩层中使用两口相邻井的目标定向断裂布置 |
CN105626023A (zh) * | 2014-11-07 | 2016-06-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 低渗透油藏垂直压裂裂缝方位试井确定方法 |
US10738600B2 (en) * | 2017-05-19 | 2020-08-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | One run reservoir evaluation and stimulation while drilling |
US10684384B2 (en) | 2017-05-24 | 2020-06-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and method for formation evaluation from borehole |
CN109057762B (zh) * | 2018-07-23 | 2019-08-23 | 中国石油大学(北京) | 一种碳酸盐岩油气藏的酸化方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4724905A (en) * | 1986-09-15 | 1988-02-16 | Mobil Oil Corporation | Sequential hydraulic fracturing |
EP0474350A1 (en) * | 1990-09-07 | 1992-03-11 | Halliburton Company | Control of subterranean fracture orientation |
EP0602980A2 (en) * | 1992-12-16 | 1994-06-22 | Halliburton Company | Method of perforating a well |
US5482116A (en) * | 1993-12-10 | 1996-01-09 | Mobil Oil Corporation | Wellbore guided hydraulic fracturing |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2483005A1 (fr) | 1980-05-23 | 1981-11-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour fracturer hydrauliquement une formation geologique selon une direction predeterminee |
US4793413A (en) * | 1987-12-21 | 1988-12-27 | Amoco Corporation | Method for determining formation parting pressure |
FR2656651B1 (fr) * | 1989-12-29 | 1995-09-08 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection differee de fluide provenant d'une zone voisine, le long de fractures faites depuis un drain fore dans une couche intermediaire peu permeable. |
US5236040A (en) * | 1992-06-11 | 1993-08-17 | Halliburton Logging Services, Inc. | Method for determining the minimum principle horizontal stress within a formation through use of a wireline retrievable circumferential acoustic scanning tool during an open hole microfrac test |
US5497831A (en) * | 1994-10-03 | 1996-03-12 | Atlantic Richfield Company | Hydraulic fracturing from deviated wells |
US5511615A (en) * | 1994-11-07 | 1996-04-30 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for in-situ borehole stress determination |
US6002063A (en) * | 1996-09-13 | 1999-12-14 | Terralog Technologies Inc. | Apparatus and method for subterranean injection of slurried wastes |
US5894888A (en) * | 1997-08-21 | 1999-04-20 | Chesapeake Operating, Inc | Horizontal well fracture stimulation methods |
US6216783B1 (en) * | 1998-11-17 | 2001-04-17 | Golder Sierra, Llc | Azimuth control of hydraulic vertical fractures in unconsolidated and weakly cemented soils and sediments |
CA2349234C (en) * | 2001-05-31 | 2004-12-14 | Imperial Oil Resources Limited | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production |
-
2001
- 2001-05-22 DK DK200100826A patent/DK174493B1/da not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-05-21 AT AT02742835T patent/ATE331867T1/de not_active IP Right Cessation
- 2002-05-21 EP EP02742835A patent/EP1389263B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-05-21 DE DE60212831T patent/DE60212831T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-05-21 BR BRPI0209958-6A patent/BR0209958B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2002-05-21 EA EA200301281A patent/EA005105B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-05-21 CA CA2448168A patent/CA2448168C/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-05-21 US US10/478,250 patent/US7165616B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-05-21 CN CNB028103823A patent/CN1303309C/zh not_active Expired - Lifetime
- 2002-05-21 DK DK02742835T patent/DK1389263T3/da active
- 2002-05-21 MX MXPA03010605A patent/MXPA03010605A/es active IP Right Grant
- 2002-05-21 WO PCT/DK2002/000333 patent/WO2002095188A1/en active IP Right Grant
- 2002-05-21 GC GCP20022005 patent/GC0000392A/en active
-
2003
- 2003-11-19 NO NO20035147A patent/NO339682B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4724905A (en) * | 1986-09-15 | 1988-02-16 | Mobil Oil Corporation | Sequential hydraulic fracturing |
EP0474350A1 (en) * | 1990-09-07 | 1992-03-11 | Halliburton Company | Control of subterranean fracture orientation |
EP0602980A2 (en) * | 1992-12-16 | 1994-06-22 | Halliburton Company | Method of perforating a well |
US5482116A (en) * | 1993-12-10 | 1996-01-09 | Mobil Oil Corporation | Wellbore guided hydraulic fracturing |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DK174493B1 (da) | 2003-04-22 |
DE60212831D1 (de) | 2006-08-10 |
DK200100826A (da) | 2002-11-23 |
DK1389263T3 (da) | 2006-10-16 |
MXPA03010605A (es) | 2004-12-06 |
CA2448168A1 (en) | 2002-11-28 |
EP1389263A1 (en) | 2004-02-18 |
WO2002095188A1 (en) | 2002-11-28 |
CA2448168C (en) | 2010-04-20 |
DE60212831T2 (de) | 2007-01-11 |
BR0209958A (pt) | 2004-04-06 |
ATE331867T1 (de) | 2006-07-15 |
CN1303309C (zh) | 2007-03-07 |
EP1389263B1 (en) | 2006-06-28 |
EA005105B1 (ru) | 2004-10-28 |
BR0209958B1 (pt) | 2011-07-26 |
GC0000392A (en) | 2007-03-31 |
NO20035147D0 (no) | 2003-11-19 |
EA200301281A1 (ru) | 2004-04-29 |
US7165616B2 (en) | 2007-01-23 |
US20040177955A1 (en) | 2004-09-16 |
CN1511219A (zh) | 2004-07-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO339682B1 (no) | Fremgangsmåte for styring av utbredelsesretningen til injiseringsoppsprekninger i permeable formasjoner | |
US10132129B2 (en) | Managed pressure drilling with rig heave compensation | |
US20070235223A1 (en) | Systems and methods for managing downhole pressure | |
US20070119621A1 (en) | Method and device for controlling drilling fluid pressure | |
Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
WO2005106198A1 (en) | Method of treating oil and gas wells | |
BRPI0706315A2 (pt) | métodos para determinar a existência de um evento de controle de poço e para controlar a pressão da formação durante a perfuração de um furo de sondagem através de uma formação subterránea | |
NO320829B1 (no) | Undervanns bronnhull-boresystem for redusering av bunnhulltrykk | |
CN101849080A (zh) | 使用压力场特征预测注入井异常的方法 | |
CN105239984A (zh) | 一种煤矿井下压裂裂缝扩展控制方法 | |
Barreda et al. | Impact of cyclic pressure loading on well integrity in multi-stage hydraulic fracturing | |
US10227836B2 (en) | System and method for managed pressure wellbore strengthening | |
CN106372377B (zh) | 一种细粉砂油层充填防砂方法 | |
Cramer et al. | Pressure-based diagnostics for evaluating treatment confinement | |
US8229671B2 (en) | Method and system for riserless casing seat optimization | |
EP3289166B1 (en) | Control equipment for monitoring flows of drilling muds for uninterrupted drilling mud circulation circuits and method thereof | |
Wenbin et al. | Horizontal well fracturing technology for reservoirs with low permeability | |
CN205876243U (zh) | 全过程欠平衡钻井控压装置 | |
CN109707362B (zh) | 一种挖潜老井储层纵向单砂体剩余油的定点压裂方法 | |
CN114169204B (zh) | 一种用于海上油气田开发生产的防砂时机确定方法 | |
WO2020014385A1 (en) | Systems and methods to identify and inhibit spider web borehole failure in hydrocarbon wells | |
Vaziri | Numerical analysis of soil stability around deep wellbores | |
CN114526042B (zh) | 一种针对长井段裸眼井的分段设计方法及*** | |
Jing | An Experimental Method on Hydraulic fracturing of Coal-bed reservoir | |
US20240229630A1 (en) | System and Method for Determining Parameters corresponding to Hydraulic Connection between Monitor Well and Treatment Well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |