Versiegelte Bohrlöcher und der unwahrscheinliche „Durchbruch“ bei der kostengünstigen, genauen Bruchdiagnose

Vor etwas mehr als zwei Jahren schickte Devon Energy inmitten des flachen Ackerlandes im Zentrum von Oklahoma eine Reihe von Messtechnologien ins Bohrloch, um zu untersuchen, wie sich hydraulische Brüche während der Stimulationsbehandlung zwischen Bohrlöchern bewegen. Die Operation im STACK-Tight-Oil-Spiel war das, was die Branche als „wissenschaftliches Projekt“ bezeichnet.

Sobald die Feldarbeit abgeschlossen war und die Ingenieure mit der Arbeit an den Daten begannen, erwarteten sie, einige neue Erkenntnisse zu gewinnen. Was sie nicht erwartet hatten, war, dass sie auf dem Weg waren, eine neue Methode zu erfinden, um die Größe von Brüchen, die Geschwindigkeit ihres Wachstums und die Energie zu messen, die für ihre Bildung erforderlich war. Die Kenntnis dieser Parameter lädt zum Einsatz wissenschaftlicher Methoden ein, um das Bruchwachstum für eine optimale Produktivität zu kontrollieren.

Das Ziel des Überwachungsprojekts bestand darin, Daten von permanenten Glasfaserkabeln mit Daten zu verknüpfen, die von Bohrlochdruckmessgeräten aus zwei Bohrlöchern derselben Entwicklungseinheit erfasst wurden. Jeder der Monitorbrunnen war mit Glasfasern ausgestattet, die über die gesamte Länge des Seitenkanals verliefen. An verschiedenen Stellen befanden sich Druckmessgeräte an der Außenseite des Gehäuses sowie Messgeräte, die an der Innenseite angebracht waren. Alle waren bis zur Oberfläche verkabelt.

Die Ingenieure des in Oklahoma City ansässigen Schieferproduzenten hatten sich auf das Projekt gefreut, da es das erste Mal war, dass sie Glasfasern zur Messung der Spannung zwischen Bohrlöchern einsetzten. Cross-Bohrdehnungsdaten sind eine neu etablierte Diagnostik für sich und erfreuen sich bei Betreibern, die es sich leisten können, großer Beliebtheit, da sie klare Bilder von hydraulischen Brüchen liefern, wenn diese mit versetzten Bohrlöchern in Kontakt kommen.

Das Ingenieurteam wollte wissen, ob die Daten der externen Messgeräte, die das Gestein berührten, um den Druckaufbau zu „spüren“, mit den Faserdaten verknüpft werden könnten. In der Zwischenzeit dienten die internen Messgeräte dazu, etwaige Produktionsstörungen zwischen den Bohrlöchern nach der Fertigstellung zu erkennen.

Was das Projekt neu definierte, war, dass der Betreiber – auf Anraten seines Glasfaserlieferanten – die beiden Monitorschächte nicht perforierte. Dies wurde durchgeführt, um zu verhindern, dass Reservoir- und Stimulationsflüssigkeiten in das Gehäuse fließen, was die Temperatur der Faser und damit die Qualität der wertvollen Dehnungsdaten verändert hätte.

Diese Empfehlung machte den Unterschied. Dadurch wurden Tausende Fuß Stahlrohr zu einem kostengünstigen Ersatz für kostenintensive mikroseismische Untersuchungen und Glasfaserinstallationen. Devon bezeichnet die Entdeckung als „Durchbruch“ für die Untergrundtechnik.

Die ersten Hinweise darauf sah Wolfgang Deeg, damals Abschlussberater bei Devon und heute unabhängiger Berater. Deegs Rolle in dem Projekt bestand darin, die Faserdaten zu analysieren, aber er beschloss auch, einen Blick auf die von diesen internen Druckmessgeräten gesammelten Daten zu werfen. Er war verwirrt. Innerhalb des Datensatzes gab es kleine, aber deutlich erkennbare Druckänderungen.

„Das erste, was ich mich fragte, war: ‚Macht das überhaupt Sinn?‘“, erinnert sich Deeg. „Am Ende habe ich berechnet, wie hoch der erforderliche Druckanstieg an der Außenseite des Gehäuses sein müsste, und sie stimmten mit den Zahlen überein, die wir sahen. Das war ermutigend.“

Allerdings war das Rätsel noch nicht gelöst. Für andere im Team blieben die unvorhergesehenen Druckdaten „eher eine interessante Diskussion als bedeutungsvoll – wir wussten nicht, was sie bedeuteten“, sagte Kyle Haustveit, ein leitender Fertigstellungsingenieur bei Devon.

Doch dann begann Haustveit damit, die Cross-Bohrloch-Dehnungs- und Druckdaten der entsprechenden Bruchstadien zu vergleichen und sie nach ihren Zeitstempeln anzuordnen. „Ich habe ungefähr fünf oder sechs davon gemacht und eine unglaubliche Beziehung gesehen“, sagte er und wies darauf hin, dass dies „der Auslöser unseres Aha-Erlebnisses“ war.

Ein technischer Techniker übernahm den Prozess für etwa 200 weitere Bruchphasen und stellte alle visuellen Elemente in einem einzigen Dia-Deck zusammen. „Wir haben uns dann als Gruppe zusammengesetzt, den Präsentationsmodus aktiviert und alle Phasen durchgeklickt“, sagte Haustveit. „Man hat es einfach immer und immer wieder gesehen – die Belastungsfront erreichte genau beim Druckwechsel.“

Das Produkt dieser Offenbarung hat inzwischen einen Namen erhalten: Sealed-Wellbore Pressure Monitoring (SWPM).

Devon nutzt es, um herauszufinden, wie viel Wasser und Stützmittel es zwischen Bohrlöchern pressen kann, bevor die neu entstandenen Brüche tatsächlich ein versetztes Bohrloch berühren. Dies ist eine lose Definition dessen, was der Schiefersektor „richtige Dimensionierung“ nennt.

Um das SWPM-Konzept zu vereinfachen, verglich Haustveit es mit dem Zusammendrücken eines Endes eines langen Ballons. Wenn sich die Form des Ballons verformt, wird die gesamte Luftsäule im Inneren zum anderen Ende hin komprimiert.

Er führte die Analogie auf ein versiegeltes Bohrloch zurück, das in diesem Fall mit Wasser gefüllt ist, und sagte: „Wir fangen an, das Behandlungsbohrloch zu pumpen, der Bruch dehnt sich aus, wir üben Kraft auf das Überwachungsbohrloch aus – wodurch das Gehäuse leicht verformt wird – und das sehen wir.“ Druckbeugung sehr gut.“ Haustveit teilte diese Details mit, als er auf der jüngsten Hydraulic Fracturing Technology Conference (HFTC) in The Woodlands, Texas, ein technisches Papier (SPE 199731) vorstellte, das er zusammen mit mehr als einem Dutzend anderer Ingenieure aus Devon verfasst hatte.

Eine wichtige Erkenntnis, die er auf der Konferenz hervorhob, ist, dass die neu entwickelte Diagnose „sehr konsistente, klare Druckreaktionen“ erzeugt, die in Echtzeit sichtbar sind und nicht davon beeinflusst werden, wo die Frakturinteraktion stattgefunden hat. Der letztgenannte Vorteil unterscheidet sich von Offset-Bohrlochdrucküberwachungstechniken, die auf produzierenden oder bereits perforierten Bohrlöchern basieren.

Die Konnektivität bestehender Bruchnetzwerke und die Fließfähigkeit des Gesteinsgefüges führen dazu, dass die häufigeren Anwendungen der Drucküberwachung einen verrauschteren Datensatz erfassen, der in verschiedenen Phasen der Behandlung oft Hunderte oder Tausende von psi übersteigt – was möglicherweise den wahren Moment einer Störung verschleiert Bruchspitze, die physisch über einen Monitor fährt. „Es kann großartig sein. Es kann eine Herausforderung sein. Es kann manchmal fast unmöglich sein“, sagte Haustveit über die Überwachung des nicht abgedichteten Bohrlochdrucks.

In ähnlicher Weise erwiesen sich auch die im ersten Pilotprojekt verwendeten externen Messgeräte als zu empfindlich und zeichneten zu Beginn der Arbeit fast augenblickliche Druckschwankungen auf. Dies geschah selbst dann, wenn eine wachsende Fraktur nicht mit der Monitorlehre übereinstimmte. Es wird angenommen, dass bereits vorhandene Bruchnetzwerke, die neue Bruchenergie schnell übertragen, hier eine große Rolle spielen.

Im Gegensatz dazu waren die an den internen Messgeräten beobachteten Druckänderungen minimal und lagen lediglich zwischen 0,5 psi und 1,0 psi. Klein und doch eindeutig. Diese einfachen, fast binären Ausgänge sind alles, was ein Ingenieur benötigt, um zu bestätigen, dass ein Bruch das Monitorbohrloch durchschnitten hat.

Und basierend auf der Vergangenheit eines Bedieners in einem Feld und dem, was er aus anderen Diagnoseverfahren wie der Mikroseismik weiß, kann man im Allgemeinen davon ausgehen, dass Brüche im gleichen Bereich dem gleichen Azimut folgen. Dies gibt dem Bediener eine gewisse räumliche Vorstellung davon, woher die Reaktionen tatsächlich kommen.

Das Konzept ist auch bereit, die negativen Konnotationen, die mit Brüchen verbunden sind, die sich auf andere Bohrlöcher auswirken, umzukehren, die in der Branche allgemein als Frac-Hits oder zunehmend als durch Brüche verursachte Wechselwirkungen bekannt sind. Stattdessen zeigt es, dass Bruchinterferenzen in einen wertvollen und flexiblen Werkzeugkasten umgewandelt werden können. Zu den Antworten, die in den neuen Daten zu finden sind, gehören Metriken – z. B. Bruchhalblängen, -höhen und Bruchclustereffizienz (d. h. Flüssigkeitsverteilung) –, deren Beschaffung für Schieferproduzenten bisher entweder zu schwierig oder zu kostspielig war auf einer Every-Well-Basis.

Devon hat die Validierungsphase weitgehend hinter sich gelassen. SWPM wird bei den meisten Infill-Bohrlocharbeiten eingesetzt. Während der Pilot Bohrlochmessgeräte verwendete, um sicherzustellen, dass die Verrohrung bis zum Bohrlochkopf mit Wasser gefüllt ist, ist der Betreiber dazu übergegangen, noch günstigere Oberflächenmessgeräte zur Aufzeichnung der Reaktionen zu verwenden.

Und obwohl SWPM für den Großteil der Branche neu ist, tauscht Devon seit mehreren Monaten Einzelheiten auf Branchenworkshops und mit Kollegen aus. Um sein Vertrauen zu stärken, ging der Betreiber letztes Jahr eine Partnerschaft mit vier anderen Schieferproduzenten ein, die die Methodik anhand anderer Diagnosemethoden validieren konnten.

Gemeinsam haben die fünf Produzenten die Methode erfolgreich eingesetzt, um über 2.000 Bruchstadien in acht verschiedenen Schiefergebieten zu überwachen: Midland Basin, Delaware Basin, Eagle Ford Shale, STACK, Powder River Basin, Marcellus Shale und Utica Shale.

Die Methode ist zum Patent angemeldet, ein Faktor, der die Akzeptanzrate von SWPM zumindest kurzfristig bremsen dürfte. Devon hat die Absicht signalisiert, die Nutzung an andere Betreiber zu lizenzieren, und ermächtigt derzeit andere, das Konzept auf Ad-hoc-Basis zu testen, es wurde jedoch kein formeller Plan für seine weitverbreitete Nutzung aufgestellt.

Das Debüt der Methode fällt mit einer Welle kommerzialisierter Dienste zusammen, die für die Offsetdrucküberwachung entwickelt wurden. Vor wenigen Jahren war dies nur die Aufgabe kleinerer Instrumentenhersteller. Aber in den letzten Monaten haben die größten Dienstleistungsunternehmen der Branche – Baker Hughes, Halliburton und Schlumberger – alle ähnliche Echtzeitangebote herausgebracht, die den Druck zwischen Bohrlöchern während einer hydraulischen Frakturierungsbehandlung überwachen.

Ein Grund, warum Devon seine Innovation kommerzialisieren möchte, besteht darin, dass sie die Erstellung einer statistischen Datenbank ermöglichen würde, die die Betreiber gemeinsam aufbauen würden. Mit genügend Beobachtungen und auf der Grundlage bestimmter Abstände könnten Wahrscheinlichkeiten dafür zugewiesen werden, wann Bruchwechselwirkungen für verschiedene Spiele zu erwarten sind. Wenn eine Phase vom Trend abweicht, könnten Ingenieure die historische Datenbibliothek als Orientierung für die nächsten Schritte nutzen.

Als er auf dem Podium des HFTC sprach, betonte Haustveit vor Hunderten anderen petrotechnischen Fachleuten, dass die Einführung von SWPM und seinen verschiedenen Ergebnissen unweigerlich zur Implementierung von Echtzeitabschlüssen führen sollte, bei denen Reservoirreaktionen als Leitfaden für das Bruchdesign verwendet werden.

„Unsere Fertigstellungsentwürfe sind überwiegend geometrisch, weisen pro Stufe die gleiche Clusteranzahl, Perfzahl, Flüssigkeits- und Sandkonstruktion auf – aber wir wissen, dass sich die Gesteinseigenschaften ändern“, sagte Haustveit. „Und im Moment ist es schwierig, das Bruchwachstum in Echtzeit zu überwachen. Es kann kostspielig sein und letztendlich sind die meisten Methoden aufgrund der Kostenfolgen nicht skalierbar.“

Aber SWPM ist eine kostengünstige und skalierbare Option. Es stört den Ausbau mehrerer Bohrlöcher nicht und erfordert vom Bediener zumindest, dass er nur über ein passives Bohrloch, ein Oberflächendruckmessgerät und eine Tabellenkalkulation verfügt. Devon hat in seinen SWPM-Versuchen höchstens drei Brunnen gleichzeitig verwendet und festgestellt, dass mehr Monitore eine bessere räumliche Wahrnehmung ermöglichen.

Devon hat weitere Schritte unternommen, um den Prozess zu iterieren und zu verfeinern. Es kombiniert die Echtzeit-Überwachungsdaten mit Bruchmodellen und Techniken zur Analyse transienter Raten.

Durch den Einsatz von Software des Analyseunternehmens Seeq wurde ein Teil des Arbeitsablaufs automatisiert. Dadurch kann das Ingenieurteam eigene Algorithmen einfügen, um die Daten zu glätten und nur die kritischsten Spitzen zu identifizieren. Dieser Schritt ist nicht erforderlich, erhöht jedoch die Skalierbarkeit der Methode.

Deeg betonte auch, dass SWPM mit Kontextdaten gekoppelt werden muss. „Man muss sich über alles im Klaren sein, was auf dem Feld passiert“, sagte er. „Man kann nicht nur auf die Daten schauen und daraus direkte Schlussfolgerungen ziehen, man muss die Reihenfolge kennen, in der man die Pumpstufen durchführt, insbesondere wenn man Reißverschlussvorgänge durchführt.“

Ein offensichtlicher Nachteil besteht darin, dass für einen effektiven Monitor ein unperforierter Schacht erforderlich ist. Wenn weitere Bohrlöcher fertiggestellt werden, muss das letzte Bohrloch irgendwann nachziehen. Um dieses Problem zu entschärfen, testet Devon derzeit Variationen des SWPM, die bei einem Zwei-Well-Reißverschluss mit Stopfen hin und her funktionieren.

Der First-Principles-Ansatz, den SWPM vertritt, ist teilweise neu, weil er die Anwendung von Massenbilanzkonzepten ermöglicht, um auf die Drucksignale einzuwirken. Devons Artikel dreht sich um mehrere Fallgeschichten, die dies unterstreichen. Die Metrik, die die Vielseitigkeit von SWPM am besten veranschaulicht und in fast jeder Anwendung verwendet wird, ist eine neue Messung, die das Unternehmen „Volume to First Response“ (VFR) nennt.

„So heißt es“, sagte Haustveit und erklärte, dass VFR einfach das Flüssigkeitsvolumen ist, das in eine Behandlungsbohrung gepumpt wurde, als der erste Bruch an der Überwachungsbohrung festgestellt wurde.

Durch die Quantifizierung der Platzierung von Wasser und Sand in Echtzeit können Fertigstellungsingenieure mit der Stimulation experimentieren, um eine Goldlöckchenzone zu finden. In einigen Fällen weisen die Daten einen Betreiber an, seine Pumpmengen zu verringern, um eine Überkapitalisierung in einer problematischen Phase zu vermeiden, indem zu viel Sand und Wasser zu weit in das Reservoir geleitet wird.

Es funktioniert auch andersherum. Möglicherweise sieht ein Betreiber, dass das Reservoir mehr Schlamm aufnehmen kann, und beschließt dann, die Investition in einer bestimmten Phase zu erhöhen. „Stellen Sie sich vor, Sie können eine gleichmäßigere Entwässerung, ein stimulierteres Reservoirvolumen und ein produktiveres Bohrloch erreichen“, sagte Haustveit, indem Sie VFR die Gestaltung einer Frakturstufe leiten lassen.

Mit seinen Partnern und durch eigene Validierungsstudien, die entsprechende Diagnosen verwendeten, hat Devon einige wichtige Schlussfolgerungen über die Verwendung von SWPM und VFR gezogen. Viele davon können in Echtzeit erreicht werden. Und jedes davon erschließt wichtige Parameter der Bruchgeometrie, die wiederum Lücken schließen und hydraulische Bruchmodelle genauer machen können.