对作业条件的理解，可提供实时控制469用于调整井场的增产作业。实时控制469提供用于执行448油田增产455的反馈回路。实时控制469可例如采用地面单元334和/或井底工具306.1-306.4以改变作业条件(例如射孔位置、注入压力等等)而被执行。当油田增产455的特征被描述为实时作业时，实时处理优化451的一个或多个特征可被实时或按需执行。
[0092]在实时处理优化451期间生成的信息可被用于更新过程和反馈至储层表征445。设计/模型更新453包括后处理评价475和更新模型477。后处理评价包括分析实时处理优化451的结果以及按需要调整在其它井场或井眼应用中使用的输入和计划。
[0093]后处理评价475可被用作输入以更新模型477。可选地，从后来的钻井和开采收集的数据可被反馈至储层表征445 (例如3D地球模型)和/或增产计划447 (例如井计划模块465)。信息可被更新以在初始建模和模拟中消除错误、在初始建模中改正缺点、和/或证明模拟。例如，井的间隔或定向可被调整以计及新开发的数据。一旦模型被更新447，该过程就可按需要被重复。一个或多个井场、井眼、增产作业或变型可采用方法400执行。
[0094]在给定的例子中，增产作业可通过构建地下地层的3D模型并且执行半自动方法而实施，所述半自动方法包括将地下地层分成多个离散间距、基于在间距处的地下底层特性来表征每个间距、将间距组成为一个或多个钻井现场、和在每个钻井现场钻井。
[0095]致密气砂石应用
[0096]提供了对包括致密气砂岩的非传统储层(例如参见图3.1的储层304.1-304.3)有用的增产设计和下游工作流程的例子。对于致密气砂岩储层工作流程，可采用传统增产(即水力压裂)设计方法，例如单层或多层平面裂缝模型。
[0097]图5.1和5.2描述涉及致密气砂岩储层的分阶段的例子。可提供多阶段完井指导用于致密气砂岩储层的储层计划，在所述致密气砂岩储层中，富烃区域的多个薄层(例如图3.1的储层304.1-304.3)可被散布或分散于相邻井眼(例如336.1)的地层的大部分。一种模型可被用于开发近井眼区域模型，其中，关键特征(例如储层(产油区)区域和地质力学(应力)区域)可被捕获。
[0098]图5.1示出井眼(例如图3.1的井眼336.1)的部分的测井记录500。测井记录可以是测量结果(比如沿井眼记录的电阻率、渗透率、孔隙度或其它储层参数)的图。在一些情况下，如图6所示，多个测井记录600.1、600.2和600.3可结合成结合的测井记录601，以便在方法501中使用。结合的测井记录601可基于多个测井记录的加权线性组合，并且相应的输入截止可相应地加权。
[0099]测井记录500 (或601)可与方法501相关联，所述方法501包括分析测井记录500以基于提供的数据来限定(569)沿着测井记录500成间距的边界568。边界568可被用于识别(571)沿井眼的产油层区域570。裂缝块572可沿井眼被确定(573)。分阶段设计可被执行(575)，以限定沿着井眼的阶段574。最后，可沿阶段574中的位置设计(577)射孔576。
[0100]半自动方法可被用于基于这些输入来确定将处理间距分成多组离散间距(多阶段)的分割，并且计算射孔布置的配置。储层(岩石物理)信息和完井(地质力学)信息可同时作为因素被考虑到模型中。可基于输入测井记录决定区域边界。应力测井记录可被用于限定区域。可选择能表示储层地层的任何其他输入测井记录或测井记录的结合。
[0101]储层产油层区域可从外部(例如岩石物理解释)工作流程输入。工作流程可基于多测井记录截止来提供产油层区域识别方法。在后一种情况下，每个输入测井记录值(即缺省测井记录)可以包括水饱和度(Sw)、孔隙度(Phi)、内在渗透率(Kint)和粘土体积(Vcl)，但是也可采用其它合适的测井记录。测井记录值可通过它们的截止值来分辨。如果所有截止条件都满足，可以标记相应的深度作为产油层区域。产油层区域的最小厚度、KH(渗透率乘以区域高度)和PPGR(孔隙压力梯度)截止条件可被用于在最后排除贫瘠产油层区域。这些产油层区域可被插入基于应力的区域模型中。可以检查最小厚度条件以避免生成极小区域。产油层区域也可被选择并且基于应力的边界被结合于此。在另一个实施例中，通过储层建模过程提供的3D区域模型可被用作基层边界并且可以插入输出区域、精炼区域(finer zone)。
[0102]对于每个被识别的产油层区域，可以执行基于净压力或井底处理压力的简单裂缝高度增长评价计算，并且重叠产油区被结合以形成裂缝单元(FracUnit)。可基于以下条件中的一个或多个限定增产阶段:最小净高度、最大总高度以及各阶段之间的最小距离。
[0103]裂缝单元的组可被扫描，并且连续裂缝单元的可能结合可被检查。违反特定条件的某些结合可选择地被排除。被识别的有效结合可作为阶段情景。最大总高度(=阶段长度)可变化并且组合检查重复运行用于每个变化。频繁发生的阶段情景可从所有输出的收集算起以决定最后答案。在一些情况下，由于没有单个阶段设计可以被确定符合所有的条件，因此没有“输出”可被发现。在这种情况下，使用者可以指定输入条件的优先级。例如，最大总高度可以符合，并且阶段之间的最小距离可被忽视，以找到最优解决方案。
[0104]如果阶段中的应力变化无关紧要，就可以基于产油层区域质量限定射孔位置、射孔密度和射孔数量。如果应力变化很大，就可进行限制进入方法以决定裂缝单元间射孔的分布。如果需要的话，使用者可以可选择地选择使用限制进入方法(例如逐步地)。在每个FracUnit中，射孔的位置可通过所选择的KH决定(渗透率乘以射孔长度)。
[0105]多阶段完井指导可用于针对页岩气储层的储层计划。由于开采井中的大多数是基本上水平钻孔(或偏移垂直井眼钻孔)的，井眼的整个横向区段可以居于目标储层地层中(例如参见图1中的储层304.4)。在这种情况下，储层特性和完井特性的变化性可分别评价。处理间距可被分割成一组连续间距(多阶段)。可以进行分割使得每个阶段中的储层和完井特性相类似，以确保该结果(完井设计)提供储层接触的最大覆盖范围。
[0106]在给出的例子中，增产作业可利用部分自动的方法执行，以确定井眼中的最佳多阶段射孔设计。近井眼区域模型可基于关键特征(例如储层产油层区域和地质力学应力区域)开发。处理间距可被分割成多组离散间距，并且可以计算出井眼中的射孔布置的配置。可利用包括单层或多层平面裂缝模型的增产设计工作流程。
[0107]页岩应用
[0108]图7-12描述包括页岩气储层(例如图3.1中的储层304.4)的非传统应用的分阶段。图13描述用于页岩储层的分阶段增产的相应方法1300。对于页岩储层，可以采用天然裂缝储层的描述。天然裂缝可被建模为一组平面几何目标，被称作离散裂缝网络(例如参见图3.2-3.4)。输入天然裂缝数据可与3D储层模型结合，以计入页岩储层和网络裂缝模型(与平面裂缝模型相反)的异质性。该信息可被应用于预测水力压裂的发展。
[0109]用于页岩储层的水平井穿透地层的完井指导通过图7-12示出。完井指导可以生成多阶段增产设计，包括连续的分阶段间隔集和连续的阶段集。附加输入，比如断层区或任意其它间距信息也可被包括在增产设计中以避免布置阶段。
[0110]图7-9描述用于页岩储层的复合质量指标的生成。沿井眼横向区段的储层质量和完井质量可被评价。储层质量指标例如可包括多种需求或规范，比如:总的有机碳(TOC)大于或等于大约3%;原地气量(gas in place) (GIP)大于或等于大约100scf/ft3;干酪根(Kerogen)大于高程度(high);页岩孔隙度大于大约4% ;以及气的相对渗透率(Kgas)大于大约lOOnD。完井质量指标例如可以包括多种需求或规范，比如:应力是“低的”；电阻率大于大约150hm-m ;粘土少于40% ;杨氏模数(YM)大于大约2X 106psi (磅/平方英尺)；泊松比(PR)小于大约0.2 ;中子孔隙度少于大约35% ;以及密度孔隙度大于大约8%。
[0111]图7示意性地描述了测井记录700.1和700.2的结合。测井记录700.1和700.2可被结合用于生成储层质量指标701。测井记录可以是储层测井记录，例如井眼的渗透率、电阻率、孔隙度测井记录。测井记录已被调整成方形格式以用于评价。质量指标可基于测井700.1和700.2的比较而被分离(1344)成区域，并且在二元测井记录下分类成好的(G)和坏的(B)间距。对于纳入考虑的井眼，所有储层质量条件都满足的任何间距可被标记为好的，并且其它任何间距被标记为坏的。
[0112]其它质量指标(比如完井质量指标)可以采用可适用的测井记录(例如，用于完井测井记录的杨氏模数、泊松比等等)以类似的方式形成。质量指标(比如储层质量802和完井质量801)可被结合(1346)以形成复合质量指标803，如图8所示。
[0113]图9-11描述用于页岩储层的阶段定义。复合质量指标901 (其可以是图8的复合质量指标803)与应力测井记录903结合(1348)，所述应力测井记录903根据应力梯度差被分段成应力块。所形成的是分间距地被分成GB、CG、BB和BG类的结合的应力&复合质量指标904。各个阶段可通过采用应力梯度测井记录903以决定边界而沿质量指标904被限定。初始组的阶段边界907在应力梯度差大于某个值(例如缺省可以是0.15psi/ft)的位置处被确定。该过程可以生成沿结合的应力和质量指标的均匀应力块。
[0114]应力块可被调整至期望大小的块。例如，间距小于最小阶段长度的小应力块可消除，所述消除通过将该小应力块与相邻块合并以形成精炼的组合质量指标902来进行。两个相邻块中的具有较小的应力梯度差的一个可被用作合并目标。在另一个例子中，间距大于最大阶段长度的大应力块可被分离以形成另一精炼的复合质量指标905。
[0115]如图10所示，在间距大于最大阶段长度的情况下，大块1010可被分离(1354)成多个块1012以形成阶段A和B。在分离后，精炼的复合质量指标1017可被形成，接着分离成具有阶段A和B的非BB复合质量指标1019。在一些情况下，如图10所示，在相同阶段中可避免将大‘BB’块与非‘BB’块(比如‘GG’块)组合。
[0116]如果‘BB’块在质量指标1021中足够大，则质量指标可被移至(1356)它自身的阶段，如在被移动的质量指标1023中示出的。附加约束(例如井眼偏移、天然和/或诱发裂缝的存在)可被查验(check)以使阶段特性均匀。
[0117]如图11中示出的，在图10中的过程可应用于生成质量指标1017并且分成被示为阶段A和B的块1012。BB块可在质量指标1117中识别，并且分离成具有三个阶段A、B和C的被移动的质量指标1119。如图10和11所示，可在需要时生成各种数量的阶段。
[0118]如图12中示出的，射孔簇(或多个射孔)1231可基于阶段分类结果和复合质量指标1233定位(1358)。在页岩完井设计中，射孔可均匀布置(以相等的距离，例如每75ft (22.86m))。可避免产生接近于阶段边界(例如50ft (15.24m))的射孔。可在每个射孔位置处检查复合质量指标。在‘BB’块中的射孔可被移至靠近最接近的‘GG’、‘GB’或‘BG’块，如水平箭头所指示。如果射孔落在‘BG’块，就可以进行进一步的细粒GG、GB、BG、BB的重新分类并且将射孔布置在不包括BB的间距中。
[0119]应力平衡可被执行，以用于定位在一个阶段中应力梯度值(例如在0.5psi/ft内)相类似的位置。例如，