Моделирование механики горных пород
advertisement
Шлюмберже Нефтегазовое Обозрение Осень 2005 Нефтегазовое Обозрение Моделирование механики горных пород Применение койлтюбинга в Западной Сибири Осень 2005 Том 9 Номер 1 Прямые измерения для исследования гидродинамики пластов Высококачественные данные сейсмических исследований Инвестиции в образование – важная составляющая стратегии развития нефтегазовых компаний. Российский бизнес молод. Девяностые годы – это период его становления, когда помыслы акционеров и менеджмента вновь созданных компаний были по большей части связаны с определением и обустрой! ством своей ниши на соответствующем рынке произ! водства и услуг, капитализацией и обеспечением конкурентоспособности. Сегодня перед Российской нефтегазовой отраслью открываются новые перспек! тивы. Производственные задачи усложняются, требу! ются новые идеи, новые квалифицированные кадры. На протяжении уже 75 лет Российский государствен! ный университет нефти и газа имени И.М.Губкина является ведущей кузницей кадров для нефтяной и газовой промышленности и науки. За это время в его стенах подготовлено свыше 70 тысяч дипломированных специалистов, более 5000 специалистов высшей квали! фикации – кандидатов и докторов наук, в том числе 3237 дипломированных специалистов, кандидатов и докторов наук для 102 стран мира. Многих выпускни! ков университета можно видеть на ведущих позициях в самых разных сферах: науке, бизнесе, политике. Сегодня студентов Губкинского университета свыше 7000 человек. На кафедрах работают около 300 профессоров, докторов наук, и 400 доцентов и канди! датов наук. Как уже говорилось, главный ресурс любой компа! нии – ее интеллектуальный потенциал, ее кадры. Для обеспечения высокого уровня компетенции студентов и аспирантов Губкинский университет тесно содруд! ничает с ведущими российскими и международными нефтегазовыми и сервисными компаниями. В рамках этого сотрудничества был учреждён Совет попечите! лей и Фонд развития нефтегазового образования. Этот альянс между производством и университетом помо! гает лучше понять и оценить возможности и нужды нефтегазового комплекса во всех его аспектах. Мно! гие кафедры Губкинского университета участвуют в совместных исследовательских проектах с междуна! родными и российскими нефтегазовыми и сервис! ными компаниями. Мы живем в век технологического прогресса и неф! тегазовая индустрия не исключение. Ей необходим постоянный доступ к современным технологиям и опыту деловых отношений. Хотелось бы особенно отметить насколько важную роль в этом играет жур! нал «Нефтегазовое обозрение», публикуемый компа! нией Шлюмберже. На его страницах можно найти совершенно уникальное сочетание информации о фун! даментальных научных исследованиях, новейших разработках, а также их практическом применении. Этот журнал пользуется огромной популярностью среди наших студентов и профессоров. Начало сотрудничества Губкинского университета с компанией Шлюмберже приходится еще на трид! цатые годы прошлого века, когда состоялись первые плодотворные контакты одного из основателей рос! сийской школы промысловых геофизиков профес! сора Владимира Николаевича Дахнова с Конрадом Шлюмберже. Сегодня более 800 выпускников Губкинского универ! ситета работают в Шлюмберже. Наше сотрудничество включает ряд таких проектов как обучение новейшим достижениям в программном обеспечении, участие в программе NEXT, совместные исследовательские про! екты в области сервисного обеспечения геологора! зведки и нефтедобычи. Как справедливо отмечает в своих выступлениях господин Камел Беннасёр ! руко! водитель Центра Технологической Экспертизы Шлюм! берже, «Россия располагает квалифицированными специалистами, которые в течение длительного вре! мени разрабатывали свои оригинальные подходы к решению проблем разведки и разработки месторожде! ний нефти и газа, а также уникальной по качеству и широте системой образования, воспитывающей моло! дых ученых, жаждущих работать по новому». Профессор А.И. Владимиров Ректор Университета РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Москва, Россия Schlumberger Нефтегазовое Обозрение Осень 2005 Том 9 Номер 1 Шлюмберже 4 24 30 46 70 ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Камел Беннасёр Авторы РЕДАКТОРЫ Анна Богданова ТЕХНИЧЕСКАЯ РЕДАКЦИЯ И ВЫПУСК ООО «Бонаэкспо» Моделирование механических свойств геологической среды как средство расшифровки напряжений в горных породах Анализ эффективности технологии очистки и освоения скважин с помощью койлтюбинга в условиях месторождений Западной Сибири Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульными испытателями пластов на кабеле MDT/CHDT Высококачественные данные сейсмических исследований в скважинах В настоящее время при проведении многих сложных видов работ по бурению, заканчиванию, освоению и эксплуатации скважин отсутствие данных по геомеханике месторождения ведет к риску больших финансовых потерь. Разработка надежной модели механических свойств геологической среды может снизить этот риск и приносить пользу в течение всего времени эксплуатации месторождения. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является наиболее практикуемым в Западной Сибири методом интенсификации добычи. Однако, некачественное или неполное освоение скважины способно значительно снизить эффект от проведенного ГРП. Использование койлтюбинга в скважинах с низкими пластовыми давлениями и высоким содержанием твердых частиц в добываемой продукции позволяет положительно повлиять на сохранение высокой проницаемости трещины и снизить затраты на последующую эксплуатацию скважин. Прямые замеры для определения профиля пластового давления, отбор глубинных проб для PVT анализа, а также оценки проницаемости играют важную роль при решении широко круга задач на стадиях разведки, проектирования и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Одними из самых широко используемых методов для определения этих параметров являются кoмплексные исследования скважин и испытания пластов при помощи модульных гидродинамических испытателей. Возможность проведения испытаний в обсаженных скважинах помогает решать задачи оптимизации добычи и определения интервалов, имеющих дополнительный потенциал. Чтобы оценить пространственные размеры продуктивных пластов, их содержимое и динамику эксплуатации, необходимо использовать полученные с помощью сейсморазведочных исследований на дневной поверхности обширные трехмерные данные совместно с измеряемыми в вертикальном направлении каротажными и другими скважинными данными. Скважинные сейсмические исследования являются уникальными потому, что они способны надежно увязывать между собой указанные выше типы данных и получать в результате точные и достоверные ответы на вопросы, возникающие при бурении и разработке месторождений нефти и газа. Watching Rocks Change—Mechanical Earth Modeling Effectiveness analysis of well clean-up and completion technologies using coiled tubing in Western Siberia Overview of Testing Applications with Wireline Formation Testers MDT/CHDT Superior Seismic Data from the Borehole The state of stress in the Earth affects many aspects of hydrocarbon exploitation. Information about rock stresses around a borehole or in a field is usually incomplete and must be obtained by inference from a wide variety of sources. A consistent mechanical earth model that can be updated with real-time information is becoming essential in many difficult drilling and development projects around the world. Hydraulic fracturing is the most commonly applied production enhancement method in Western Siberia. However, poor or incomplete well cleanup may significantly reduce the efficiency of hydraulic fracturing treatments. Coiled tubing application in wells with low formation pressure and high content of solids in produced fluid provides positive impact on fracture high permeability preservation and further well operating costs reduction. Direct measurements to obtain formation pressure profile, downhole PVT sampling and permeability estimations are crucial during exploration and development of oil and gas fields. One of the most widely used methods to determine these parameters are complex formation testing measurements by wireline formation testers. Formation testing and sampling behind a cased wellbores also help to plan production optimization strategy and identify intervals that have additional potential. Borehole seismic surveys help oil and gas companies reduce exploration and development risk and enhance field value. Advances in borehole seismic acquisition, in the form of a new, versatile downhole receiver array and innovative source-positioning system, help geophysicists acquire large amounts of high-quality data cost-effectively. Case studies demonstrate how borehole seismic surveys illuminate targets and hazards ahead of the bit, produce images while anchored inside drillpipe, pin-point small-scale structures for development-well planning, characterize reservoir fluid content and image in three dimensions. 2 КОНСУЛЬТАТИВНЫЙ СОВЕТ Владимиров А. И. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Москва, Россия Дияшев И. Р. НК «Сибнефть» Москва, Россия Кожевников С. В. ОЭГ «Петросервис» Москва, Россия Якимов А. С. «РИТЭК» Москва, Россия Авторы, под именем которых указаны только город и страна, являются работниками компании «Шлюмберже» или ее филиалов. Запросы направляйте в компанию «Шлюмберже» по адресу: Россия, 109004, Москва ул. Таганская, 9 Телефон: (7-095) 935-8200 Факс: (7-095) 935-8780 www.slb.ru 3 Schlumberger Нефтегазовое Обозрение Осень 2005 Том 9 Номер 1 Шлюмберже 4 24 30 46 70 ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Камел Беннасёр Авторы РЕДАКТОРЫ Анна Богданова ТЕХНИЧЕСКАЯ РЕДАКЦИЯ И ВЫПУСК ООО «Бонаэкспо» Моделирование механических свойств геологической среды как средство расшифровки напряжений в горных породах Анализ эффективности технологии очистки и освоения скважин с помощью койлтюбинга в условиях месторождений Западной Сибири Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульными испытателями пластов на кабеле MDT/CHDT Высококачественные данные сейсмических исследований в скважинах В настоящее время при проведении многих сложных видов работ по бурению, заканчиванию, освоению и эксплуатации скважин отсутствие данных по геомеханике месторождения ведет к риску больших финансовых потерь. Разработка надежной модели механических свойств геологической среды может снизить этот риск и приносить пользу в течение всего времени эксплуатации месторождения. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является наиболее практикуемым в Западной Сибири методом интенсификации добычи. Однако, некачественное или неполное освоение скважины способно значительно снизить эффект от проведенного ГРП. Использование койлтюбинга в скважинах с низкими пластовыми давлениями и высоким содержанием твердых частиц в добываемой продукции позволяет положительно повлиять на сохранение высокой проницаемости трещины и снизить затраты на последующую эксплуатацию скважин. Прямые замеры для определения профиля пластового давления, отбор глубинных проб для PVT анализа, а также оценки проницаемости играют важную роль при решении широко круга задач на стадиях разведки, проектирования и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Одними из самых широко используемых методов для определения этих параметров являются кoмплексные исследования скважин и испытания пластов при помощи модульных гидродинамических испытателей. Возможность проведения испытаний в обсаженных скважинах помогает решать задачи оптимизации добычи и определения интервалов, имеющих дополнительный потенциал. Чтобы оценить пространственные размеры продуктивных пластов, их содержимое и динамику эксплуатации, необходимо использовать полученные с помощью сейсморазведочных исследований на дневной поверхности обширные трехмерные данные совместно с измеряемыми в вертикальном направлении каротажными и другими скважинными данными. Скважинные сейсмические исследования являются уникальными потому, что они способны надежно увязывать между собой указанные выше типы данных и получать в результате точные и достоверные ответы на вопросы, возникающие при бурении и разработке месторождений нефти и газа. Watching Rocks Change—Mechanical Earth Modeling Effectiveness analysis of well clean-up and completion technologies using coiled tubing in Western Siberia Overview of Testing Applications with Wireline Formation Testers MDT/CHDT Superior Seismic Data from the Borehole The state of stress in the Earth affects many aspects of hydrocarbon exploitation. Information about rock stresses around a borehole or in a field is usually incomplete and must be obtained by inference from a wide variety of sources. A consistent mechanical earth model that can be updated with real-time information is becoming essential in many difficult drilling and development projects around the world. Hydraulic fracturing is the most commonly applied production enhancement method in Western Siberia. However, poor or incomplete well cleanup may significantly reduce the efficiency of hydraulic fracturing treatments. Coiled tubing application in wells with low formation pressure and high content of solids in produced fluid provides positive impact on fracture high permeability preservation and further well operating costs reduction. Direct measurements to obtain formation pressure profile, downhole PVT sampling and permeability estimations are crucial during exploration and development of oil and gas fields. One of the most widely used methods to determine these parameters are complex formation testing measurements by wireline formation testers. Formation testing and sampling behind a cased wellbores also help to plan production optimization strategy and identify intervals that have additional potential. Borehole seismic surveys help oil and gas companies reduce exploration and development risk and enhance field value. Advances in borehole seismic acquisition, in the form of a new, versatile downhole receiver array and innovative source-positioning system, help geophysicists acquire large amounts of high-quality data cost-effectively. Case studies demonstrate how borehole seismic surveys illuminate targets and hazards ahead of the bit, produce images while anchored inside drillpipe, pin-point small-scale structures for development-well planning, characterize reservoir fluid content and image in three dimensions. 2 КОНСУЛЬТАТИВНЫЙ СОВЕТ Владимиров А. И. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Москва, Россия Дияшев И. Р. НК «Сибнефть» Москва, Россия Кожевников С. В. ОЭГ «Петросервис» Москва, Россия Якимов А. С. «РИТЭК» Москва, Россия Авторы, под именем которых указаны только город и страна, являются работниками компании «Шлюмберже» или ее филиалов. Запросы направляйте в компанию «Шлюмберже» по адресу: Россия, 109004, Москва ул. Таганская, 9 Телефон: (7-095) 935-8200 Факс: (7-095) 935-8780 www.slb.ru 3 Геологическое строение Стратификация разреза по механическим свойствам Предел упругости 10 Модуль Юнга, 100 0 Е, кПа 0 Коэффициент 1 Пуассона, ν 20 Напряжение и поровое давление геологической среды Угол трения, 70 Φ, градусы НППС, кПа 400 Напряжение, кПа 0 200 W Направление, σH N E Моделирование механических свойств геологической среды как средство расшифровки напряжений в горных породах В настоящее время при проведении многих сложных видов работ по бурению, заканчиванию, освоению и эксплуатации скважин отсутствие данных Pp по геомеханике месторождения ведет к риску больших финансовых потерь. Разработка надежной модели механических свойств геологической среды может снизить этот риск и приносить пользу в течение всего времени эксплуатации месторождения. Анвар Хусен Акбар Али Каир, Египет Тим Браун Марафон Оклахома-Сити, Оклахома, США Роджер Дельгадо Пласпетрол Лuмa, Перу Дон Ли Дик Пламб Николай Смирнов Хьюстон, Техас, США Роб Марсден Абу-Даби, ОАЭ Эрлинг Прадо-Веларде Шюгалэнд, США Ли Рамсей Шугар-Лэнд, Техас Дейв Спунер Бритиш Петролеум Абердин, Шотландия Терри Стоун Абингдон, Великобритания Тим Стуффер Марафон Москва, Россия 4 Геологическая среда повсеместно находится в напряженном состоянии. Геомеханика исследует напряжения, возникающие в различных структурных обстановках от простых прогибов до мест коллизии литосферных плит. Простой структуре может отвечать простая модель, но сложные тектонические обстановки, встречающиеся при разведке и разработке месторождений углеводородов, требуют сложных геомеханических исследований и создания все более сложных моделей. Существующие в геологической среде напряжения влияют на ее свойства, иногда приводя к образованию ловушек для углеводородов. В случае соляного диапиризма, ловушки образуются в результате примыкания пористых пород к непроницаемой каменной соли. Течение соли создает сложные поля напряжений. При столкновении тектонических плит земные слои вздымаются и образуют горные гряды, в процессе чего также могут образовываться ловушки для углеводородов. Быстрое накопление осадков в обстановках, подобных Мексиканскому заливу, создает градиенты давления, которые могут вызывать движение близповерхностных вод и возникновение глубинных зон аномально высоких пластовыми давлениями, что представляет опасность для ведения буровых работ.1 Понимание роли напряжений в геологической среде стимулирует разработку геомеханических моделей и повышает безопасность и эффективность бурения. Напряжения влияют на характеристики продуктивных пластов и на условия ведения работ на месторождениях; величина и ориентация напряжений контролируют трещиноватость и ее распространение; сжимающие усилия в разрезе со слабо консолидированными породами вызывают обвалы стенок скважин; способность пород к уп- APWD (измерение давления в затрубном пространстве в процессе бурения), CMR (комбинируемый магнитный резонанс), DrillMAP, DSI (дипольный акустический имиджер), ECLIPSE, FMI (пластовый микроимиджер), FracCADE, MDT (кабельный пластоиспытатель), PowerDrive, PowerSTIM, RFT (пластоиспытатель многократного действия), UBI (ультразвуковой скважинный имиджер), USI (ультразвуковой имиджер) являются торговыми марками компании Шлюмберже. Авторы выражают свою благодарность за подготовку настоящей статьи Усману Ахмеду, Карену Глазеру и Эдуарду Зибрицу (Шугар-Лэнд, Техас, США); Тому Браттону, Пэту Хуиману и Джеме Кини (Хьюстон, Техас); Джиму Брауну (BG Tunisia, Тунис); Джону Куку (Кембридж, Великобритания); Хуану Пабло Кассенелли (Пласпетрол, Лима, Перу); Марсело Фридману (Богота, Колумбия); Алехандро Мартину и Джулио Паласио (Лима, Перу); Адриану Ньютону (Гэтвик, Великобритания); Биллу Pay (ChevronTexaco, Новый Орлеан, Луизиана, США); Кену Расселу и Кейт Уэбб (Абердин, Шотландия). Также выражаем благодарность компаниям Пласпетрол, Хант Ойл, СК и Текпетрол за их вклад и предоставленные материалы по месторождению Камиси. Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Oilfield Review», лето 2003. 1. Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M, Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo JC and Strønen LK: “Seismic Applications Throughout the Life of the Reservoir,” Oilfield Review 14, no. 2 (Summer 2002): 48–65. Carré G, Pradié E, Christie A, Delabroy L, Greeson B, Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D, Kolstad E, Stimatz G and Taylor G: “High Expectations from Deepwater Wells,” Oilfield Review 14, no. 4 (Winter 2002/2003): 36–51. Нефтегазовое Обозрение σh σ H σV Рис. 1. Концепция модели механических свойств (ММС) геологической среды. При построении ММС сначала следует уяснить локальное и региональное геологическое строение (рисунок слева). Детальная стратификация разреза по механическим свойствам дает информацию о фациальном составе и механизмах локальных деформаций (в середине). В результате детального изучения получаются графики распределения упругих и прочностных параметров горных пород, включая неограниченный предел прочности при сжатии (справа). Эти параметры используются для прогнозирования величины порового давления Pp, минимального σh и максимального σH значений горизонтального напряжения и вертикального напряжения σV. Для буровых работ и вскрытия продуктивных пластов важно также определение направления горизонтальных напряжений. лотнению может оказаться важным фактором изменения пластового режима; оседание земной поверхности может нанести ущерб промысловому оборудованию и трубопроводам или привести к оседанию морской платформы до уровня гребней штормовых волн, чем поставит ее существование под угрозу. Вышеприведенные соображения показывают необходимость создания увязанной картины напряжений в геологической среде. К сожалению, данные по отдельным регионам часто скудны, а иногда противоречивы. Кроме того, состояние напряженности в отдельной скважине может значительно отличаться от такового в соседних скважинах. Поэтому каждый раз эксперты должны настраивать модель напряжений на условия, существующие в конкретном месте. Бурение скважин и извлечение углеводородов осложняет зачастую и без того сложное поле напряженности, причем это иногда оказывает негативное влияние на работу продуктивного пласта. При бурении из пласта удаляется некоторое количество материала, что приводит к изменению распределения напряжений в прискважинной зоне. Бурение с репрессией или депрессией на пласт соответственно увеличивает или уменьшает пластовое поровое давление. Такие изменения могут влиять на буровые работы как в положительном, так и в отрицательном смысле, поэтому важно заранее знать, какой вариант является наиболее вероятным. Увеличение давления Осень 2005 в стволе скважины может настолько изменить местные напряжения, что возникают явления гидроразрыва. Это можно считать положительным результатом, если проводились плановые работы по гидроразрыву пласта, или же отрицательным, если гидроразрыв произошел непреднамеренно и привел к поглощению бурового раствора. Отбор флюидов снижает поровое давление в коллекторе, что может привести к снижению проницаемости или к уплотнению продуктивного пласта. Такие последствия добычи могут оказаться необратимыми и не исчезнут при восстановлении порового давления путем закачки в пласт воды или газа. Если напряжения изучены, то результат их действия можно предсказать с большой достоверностью. Наблюдение за напряжениями во время бурения проводится для учета конкретных местных факторов. Перед началом бурения данные обычно неполны, однако, в процессе бурения их количество быстро прирастает путем непрерывной записи напряжений в режиме реального времени. Полученные данные оперативно вводятся в модель механических свойств (ММС) геологической среды. В применяемом компанией Шлюмберже варианте, ММС представляет собой логически выстроенный набор данных о напряжениях и механических свойствах пород на некоторой площади, средство для быстрого уточнения и обновления этих данных при поступлении новой информации, а также план использования этих данных при дальнейшем бурении и управлении разработкой пласта. В ММС используются данные из геофизических и геологических моделей, а также из моделей технологии разработки пласта. Сама ММС не является просто моделью, где каждой ячейке сетки соответствуют свои параметры, она обеспечивает комплексный подход к механическим свойствам пород и расшифровке напряжений на заданной площади (рис. 1). В настоящей статье описывается построение ММС и их использование в Перу, Северном море, Мексиканском заливе, России, Саудовской Аравии и Тунисе. Постоянное обновление и разностороннее использование ММС Еще одной областью, которой занимается геомеханика, является регистрация и прогнозирование деформаций горных пород и проседаний земной поверхности. Случаи непредвиденных проседаний поверхности обходятся нашей отрасли в миллиарды долларов в год. Неустойчивость стволов скважин, прихваты и потери бурового инструмента ведут к росту затрат на бурение и к затягиванию предэксплуатационного периода, вынужденному забуриванию вторых стволов или ликвидации скважин. Недостаточный учет геомеханических условий ведет к неоптимальному вскрытию пластов и неэффективности проводимых геолого-технических мероприятий. Разработка научной и практической сторон геомеханики очень актуальна для отрасли. 5 Геологическое строение Стратификация разреза по механическим свойствам Предел упругости 10 Модуль Юнга, 100 0 Е, кПа 0 Коэффициент 1 Пуассона, ν 20 Напряжение и поровое давление геологической среды Угол трения, 70 Φ, градусы НППС, кПа 400 Напряжение, кПа 0 200 W Направление, σH N E Моделирование механических свойств геологической среды как средство расшифровки напряжений в горных породах В настоящее время при проведении многих сложных видов работ по бурению, заканчиванию, освоению и эксплуатации скважин отсутствие данных Pp по геомеханике месторождения ведет к риску больших финансовых потерь. Разработка надежной модели механических свойств геологической среды может снизить этот риск и приносить пользу в течение всего времени эксплуатации месторождения. Анвар Хусен Акбар Али Каир, Египет Тим Браун Марафон Оклахома-Сити, Оклахома, США Роджер Дельгадо Пласпетрол Лuмa, Перу Дон Ли Дик Пламб Николай Смирнов Хьюстон, Техас, США Роб Марсден Абу-Даби, ОАЭ Эрлинг Прадо-Веларде Шюгалэнд, США Ли Рамсей Шугар-Лэнд, Техас Дейв Спунер Бритиш Петролеум Абердин, Шотландия Терри Стоун Абингдон, Великобритания Тим Стуффер Марафон Москва, Россия 4 Геологическая среда повсеместно находится в напряженном состоянии. Геомеханика исследует напряжения, возникающие в различных структурных обстановках от простых прогибов до мест коллизии литосферных плит. Простой структуре может отвечать простая модель, но сложные тектонические обстановки, встречающиеся при разведке и разработке месторождений углеводородов, требуют сложных геомеханических исследований и создания все более сложных моделей. Существующие в геологической среде напряжения влияют на ее свойства, иногда приводя к образованию ловушек для углеводородов. В случае соляного диапиризма, ловушки образуются в результате примыкания пористых пород к непроницаемой каменной соли. Течение соли создает сложные поля напряжений. При столкновении тектонических плит земные слои вздымаются и образуют горные гряды, в процессе чего также могут образовываться ловушки для углеводородов. Быстрое накопление осадков в обстановках, подобных Мексиканскому заливу, создает градиенты давления, которые могут вызывать движение близповерхностных вод и возникновение глубинных зон аномально высоких пластовыми давлениями, что представляет опасность для ведения буровых работ.1 Понимание роли напряжений в геологической среде стимулирует разработку геомеханических моделей и повышает безопасность и эффективность бурения. Напряжения влияют на характеристики продуктивных пластов и на условия ведения работ на месторождениях; величина и ориентация напряжений контролируют трещиноватость и ее распространение; сжимающие усилия в разрезе со слабо консолидированными породами вызывают обвалы стенок скважин; способность пород к уп- APWD (измерение давления в затрубном пространстве в процессе бурения), CMR (комбинируемый магнитный резонанс), DrillMAP, DSI (дипольный акустический имиджер), ECLIPSE, FMI (пластовый микроимиджер), FracCADE, MDT (кабельный пластоиспытатель), PowerDrive, PowerSTIM, RFT (пластоиспытатель многократного действия), UBI (ультразвуковой скважинный имиджер), USI (ультразвуковой имиджер) являются торговыми марками компании Шлюмберже. Авторы выражают свою благодарность за подготовку настоящей статьи Усману Ахмеду, Карену Глазеру и Эдуарду Зибрицу (Шугар-Лэнд, Техас, США); Тому Браттону, Пэту Хуиману и Джеме Кини (Хьюстон, Техас); Джиму Брауну (BG Tunisia, Тунис); Джону Куку (Кембридж, Великобритания); Хуану Пабло Кассенелли (Пласпетрол, Лима, Перу); Марсело Фридману (Богота, Колумбия); Алехандро Мартину и Джулио Паласио (Лима, Перу); Адриану Ньютону (Гэтвик, Великобритания); Биллу Pay (ChevronTexaco, Новый Орлеан, Луизиана, США); Кену Расселу и Кейт Уэбб (Абердин, Шотландия). Также выражаем благодарность компаниям Пласпетрол, Хант Ойл, СК и Текпетрол за их вклад и предоставленные материалы по месторождению Камиси. Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Oilfield Review», лето 2003. 1. Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M, Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo JC and Strønen LK: “Seismic Applications Throughout the Life of the Reservoir,” Oilfield Review 14, no. 2 (Summer 2002): 48–65. Carré G, Pradié E, Christie A, Delabroy L, Greeson B, Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D, Kolstad E, Stimatz G and Taylor G: “High Expectations from Deepwater Wells,” Oilfield Review 14, no. 4 (Winter 2002/2003): 36–51. Нефтегазовое Обозрение σh σ H σV Рис. 1. Концепция модели механических свойств (ММС) геологической среды. При построении ММС сначала следует уяснить локальное и региональное геологическое строение (рисунок слева). Детальная стратификация разреза по механическим свойствам дает информацию о фациальном составе и механизмах локальных деформаций (в середине). В результате детального изучения получаются графики распределения упругих и прочностных параметров горных пород, включая неограниченный предел прочности при сжатии (справа). Эти параметры используются для прогнозирования величины порового давления Pp, минимального σh и максимального σH значений горизонтального напряжения и вертикального напряжения σV. Для буровых работ и вскрытия продуктивных пластов важно также определение направления горизонтальных напряжений. лотнению может оказаться важным фактором изменения пластового режима; оседание земной поверхности может нанести ущерб промысловому оборудованию и трубопроводам или привести к оседанию морской платформы до уровня гребней штормовых волн, чем поставит ее существование под угрозу. Вышеприведенные соображения показывают необходимость создания увязанной картины напряжений в геологической среде. К сожалению, данные по отдельным регионам часто скудны, а иногда противоречивы. Кроме того, состояние напряженности в отдельной скважине может значительно отличаться от такового в соседних скважинах. Поэтому каждый раз эксперты должны настраивать модель напряжений на условия, существующие в конкретном месте. Бурение скважин и извлечение углеводородов осложняет зачастую и без того сложное поле напряженности, причем это иногда оказывает негативное влияние на работу продуктивного пласта. При бурении из пласта удаляется некоторое количество материала, что приводит к изменению распределения напряжений в прискважинной зоне. Бурение с репрессией или депрессией на пласт соответственно увеличивает или уменьшает пластовое поровое давление. Такие изменения могут влиять на буровые работы как в положительном, так и в отрицательном смысле, поэтому важно заранее знать, какой вариант является наиболее вероятным. Увеличение давления Осень 2005 в стволе скважины может настолько изменить местные напряжения, что возникают явления гидроразрыва. Это можно считать положительным результатом, если проводились плановые работы по гидроразрыву пласта, или же отрицательным, если гидроразрыв произошел непреднамеренно и привел к поглощению бурового раствора. Отбор флюидов снижает поровое давление в коллекторе, что может привести к снижению проницаемости или к уплотнению продуктивного пласта. Такие последствия добычи могут оказаться необратимыми и не исчезнут при восстановлении порового давления путем закачки в пласт воды или газа. Если напряжения изучены, то результат их действия можно предсказать с большой достоверностью. Наблюдение за напряжениями во время бурения проводится для учета конкретных местных факторов. Перед началом бурения данные обычно неполны, однако, в процессе бурения их количество быстро прирастает путем непрерывной записи напряжений в режиме реального времени. Полученные данные оперативно вводятся в модель механических свойств (ММС) геологической среды. В применяемом компанией Шлюмберже варианте, ММС представляет собой логически выстроенный набор данных о напряжениях и механических свойствах пород на некоторой площади, средство для быстрого уточнения и обновления этих данных при поступлении новой информации, а также план использования этих данных при дальнейшем бурении и управлении разработкой пласта. В ММС используются данные из геофизических и геологических моделей, а также из моделей технологии разработки пласта. Сама ММС не является просто моделью, где каждой ячейке сетки соответствуют свои параметры, она обеспечивает комплексный подход к механическим свойствам пород и расшифровке напряжений на заданной площади (рис. 1). В настоящей статье описывается построение ММС и их использование в Перу, Северном море, Мексиканском заливе, России, Саудовской Аравии и Тунисе. Постоянное обновление и разностороннее использование ММС Еще одной областью, которой занимается геомеханика, является регистрация и прогнозирование деформаций горных пород и проседаний земной поверхности. Случаи непредвиденных проседаний поверхности обходятся нашей отрасли в миллиарды долларов в год. Неустойчивость стволов скважин, прихваты и потери бурового инструмента ведут к росту затрат на бурение и к затягиванию предэксплуатационного периода, вынужденному забуриванию вторых стволов или ликвидации скважин. Недостаточный учет геомеханических условий ведет к неоптимальному вскрытию пластов и неэффективности проводимых геолого-технических мероприятий. Разработка научной и практической сторон геомеханики очень актуальна для отрасли. 5 Параметры Исходные каротажные диаграммы Прочие источники Стратификация разреза по механическим свойствам Гамма-каротаж, плотностей, сопротивлений, акустической скорости продольных волн (Vp) Шлам, обрушившийся материал, стратиграфические данные Поровое давление (Pp) Vp, сейсмический каротаж, каротаж сопротивлений Интервальные скорости по сейсмическим данным, данные испытаний целостности пород, ежедневные отчеты по бурению Напряжение, создаваемое перекрывающей толщей (σv) Объемная плотность Шлам Направление напряжений Кривые ориентируемого многорычажного каверномера, изображения стенок скважины, ориентированные графики анизотропии скоростей Структурные карты, трехмерные сейсмические данные Минимальное горизонтальное напряжение (σh) Скорости Vp и скорости поперечных акустических волн (Vs), зонд каротажа напряжений Pp , данные испытаний на утечки, длительные испытания на утечки, микро-ГРП, испытания при скачкообразном изменении скорости нагнетания, база локальных и региональных данных, ежедневные отчеты по бурению, результаты моделирования Максимальное горизонтальное напряжение (σH) Изображения стенок скважины Pp , σh, прочность пород, база данных, модель напряжений в скважине Параметры упругости [модуль Юнга (E), модуль сдвига (G), коэффициент Пуассона (ν)] Vp и Vs, объемная плотность База данных, данные лабораторных анализов керна, обрушившийся при исследованиях материал Параметры прочности пород [неограниченный предел прочности на сжатие (НППС), угол трения (Φ)] Vp и Vs, объемная плотность, стратификация разреза по механическим свойствам База данных, данные лабораторных анализов керна, обрушившийся при исследованиях материал Механизм разрушения ствола скважины Изображение стенок скважин, кривые ориентируемого многорычажного каверномера Ежедневные отчеты по бурению, обрушившийся при исследованиях материал Рис. 2. Источники данных для построения ММС. Работая на коллекторах мелового состава на месторождении Экофиск, компания Филлипс (сейчас Коноко-Филлипс) в 1987 году вынуждена была поднять свои платформы на 6 м (19,7 фута), что было вызвано сильным уплотнение коллекторов и проседанием поверхности. К 1994 году центральная часть месторождения просела еще на 6 м, после чего несколько платформ было заменено.2 На месторождении Валгалла, разрабатываемом компанией Амоко (сейчас Бритиш Петролеум), и на месторождении Экофиск отмечены проблемы, связанные с устойчивостью стволов скважин во время бурения и в процессе эксплуатации. Начиная с 1982 года, некоторые компании начали объединять свои усилия с норвежским и датским министерствами нефти и газа в рамках нескольких научно-исследовательских программ по изучению вопросов геомеханики пластов мелового состава в Северном море.3 В начале 1990-х годов компания Бритиш Петролеум столкнулась с серьезными проблемами устойчивости ствола скважины на месторождении Кузиана в Колумбии.4 Общепринятые подходы к их решению оказались неэффективными. Составленная из представителей нескольких компаний группа геологов, геофизи- 6 ков и инженеров потратила почти год на сбор достаточного количества геомеханических данных, чтобы дать компании рекомендации по способам решения возникших проблем. Накопленный в процессе исполнения опыт позволил экспертам компании Шлюмберже разработать принципы моделирования механических свойств геологической среды.5 Созданная ММС объединила в себе петрофизические и геомеханические данные по продуктивному пласту, перекрывающим отложениям и латерально-замещающим пластам, и, кроме того, предложила единую трактовку этих данных. В результате изучения месторождения Кузиана было разработано несколько принципиальных положений ММС. Одно из них состоит в том, что разработка геомеханической модели месторождения требует использования полного комплекса имеющихся данных. При этом, проведение любого анализа должно учитывать фактор времени и потенциальную ценность получаемой информации. Особое значение придается трем аспектам: механизму обрушения ствола скважины, режиму напряжений и механическим свойствам пород. Для успешного применения ММС при буровых работах проводится постоянное обновление модели в режиме реального времени с введением в нее новых поступающих данных. Управление этими данными и надежные средства их передачи также являются важными факторами. По большей части развитие геомеханики совпало с внедрением в практику работ современных каротажных методов, таких как акустический каротаж и применение сканирующих приборов. В ММС используются данные этих методов, корреляционные связи для преобразования каротажных диаграмм в механические свойства, данные по керну и шламу, а также информация из ежедневных буровых отчетов и других источников (рис. 2). Для достижения положительного результата необходимо комплек- сирование данных из всех источников, организация данных внутри компьютерной системы и их оперативная обработка и интерпретация. Полная модель ММС это больше, чем сумма данных, которые в нее входят. ММС является единой системой, предлагающей комплексную интерпретацию данных. Когда информация не сведена воедино, а используется отдельными блоками, например, проблемы, встретившиеся при бурении соседних скважин, составляют один блок, результаты сейсмических работ — другой, а замеры давления в процессе бурения — третий, выводы могут оказаться несогласованными и даже противоречивыми. Интеграция в единой ММС позволяет унифицировать интерпретацию данных и их взаимосвязей, обеспечивая при этом простоту доступа, визуализацию и обновление в режиме реального времени, а также единый подход к обработке и интерпретации новой информации, поступающей с буровой установки или с эксплуатационной платформы (см. раздел «Компоненты модели механических свойств геологической среды», стр. 8). Степень детальности ММС может быть различной для разных месторождений и зависеть от производственных задач и ожидаемых рисков. ММС может представлять собой простой одномерный набор диаграмм зависимостей упругости или упруго-пластичности от глубины, физических свойств пород местного стратиграфического разреза и от напряжений в них. В полную модель вводятся латеральные изменения параметров, что превращает ее в трехмерную модель механических свойств. зана с наличием ослабленных поверхностей раздела, таких как плоскости напластования или небольшие, размером в сантиметры, естественные трещины. В этих случаях рекомендуется применять буровые растворы с низкой водоотдачей и добавками для тампонирования трещин. Например, на некоторых месторождениях Мексиканского залива диапазон безопасных значений давления настолько узок, что во избежание разрыва пласта приходится идти на снижение предельного статического напряжения сдвига бурового раствора. Затраты на создание ММС многократно окупаются за период эксплуатации месторождения (рис. 3). До настоящего времени большинство ММС разрабатывалось для буровых проектов, но сейчас ситуация начинает меняться все больше и больше. ММС создается для проектов повторного заканчивания скважин и проектов разработки пластов. Постоянно обновляемая модель ММС представляет собой инструмент оперативного принятия решений в течение всего периода эксплуатации месторождения, поэтому ключевым вопросом является управление получаемыми данными. Во многих случаях нефтяные компании имеют информацию, которая полезна для более глубокого понимания строения залежи, но не располагая единой согласованной моделью, инженеры могут и не подозревать о том, что нужная информация уже имеется, либо не понимать, как ее использовать. Введение этой информации в круг анализа возможно только через создание ММС. (Продолжение на стр. 10) Поиски и разведка Оконтуривание Разработка Повышение Эксплуатация нефтеотдачи Поровое давление Трещиноватые коллекторы Устойчивость ствола скважины Размещение скважин Глубина перехода на новый диаметр ОК Выбор типа бурового долота Буровой раствор Уплотнение и оседание пород Способ вскрытия пласта Методы борьбы с песком Утилизация отходов бурения Проектирование многоствольных скважин Горизонтальные скважины Интенсификация притока Повышение нефтеотдачи Диагностика неисправностей 2. Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk. Stavanger, Norway: RF–Rogaland Research (1995): 142. 3. Andersen, ссылка 2: 1. 4. Last N, Plumb RA, Harkness R, Charlez P, Alsen J and McLean M: “An Integrated Approach to Managing Wellbore Instability in the Cusiana Field, Colombia, South America,” paper SPE 30464, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 22-25, 1995. Addis T, Last N, Boulter D, Roca-Ramisa L and Plumb D: “The Quest for Borehole Stability in the Cusiana Field, Colombia,” Oilfield Review 5, no. 2/3 (April/July 1993): 33–43. 5. Plumb R, Edwards S, Pidcock G, Lee D and Stacey B: “The Mechanical Earth Model Concept and Its Application to High-Risk Well Construction Projects,” paper SPE 59128, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 23–25, 2000. Нефтегазовое Обозрение Конечно, любая ММС, созданная до начала бурения, основана на результатах предыдущих буровых работ и данных по соседним скважинам, поэтому всегда содержит неточности и упрощения, которые снимаются по мере поступления новой буровой информации. Обновление модели во время бурения имеет очень важное значение для повышения ее точности, достижения надлежащего управления процессом бурения и достижения наилучших результатов разработки месторождения. ММС обновляется, используя получаемые в процессе бурения каротажные данные и замеры. Если оперативные решения основаны на недостаточной и ненадежной информации, небольшие осложнения при бурении могут вылиться в дорогостоящие проблемы. При наличии ММС, группа экспертов может на месте прогнозировать возможные осложнения и увязывать входящую информацию с моделью. Принятые с использованием ММС решения приобретают лучшую обоснованность и предупреждают превращение нештатных ситуаций в крупные аварии. Иногда состояние напряжений указывает на то, что скважина должна быть устойчивой, но опыт свидетельствует об обратном. В таких случаях ММС служит руководством при подборе параметров буровых растворов. Например, если неустойчивость стенок скважины возникает из-за наличия в разрезе разбухающих глин типа смектита, следует подобрать буровой раствор, совместимый с данными породами. Часто оказывается, что нестабильность скважины свя- Рис. 3. Значение ММС для работ, выполняемых на месторождении в течение всего периода его эксплуатации. Диаграмма изображает роль ММС в определении указанных свойств или при выполнении указанных работ на различных стадиях разведки и разработки месторождения. Осень 2005 7 Параметры Исходные каротажные диаграммы Прочие источники Стратификация разреза по механическим свойствам Гамма-каротаж, плотностей, сопротивлений, акустической скорости продольных волн (Vp) Шлам, обрушившийся материал, стратиграфические данные Поровое давление (Pp) Vp, сейсмический каротаж, каротаж сопротивлений Интервальные скорости по сейсмическим данным, данные испытаний целостности пород, ежедневные отчеты по бурению Напряжение, создаваемое перекрывающей толщей (σv) Объемная плотность Шлам Направление напряжений Кривые ориентируемого многорычажного каверномера, изображения стенок скважины, ориентированные графики анизотропии скоростей Структурные карты, трехмерные сейсмические данные Минимальное горизонтальное напряжение (σh) Скорости Vp и скорости поперечных акустических волн (Vs), зонд каротажа напряжений Pp , данные испытаний на утечки, длительные испытания на утечки, микро-ГРП, испытания при скачкообразном изменении скорости нагнетания, база локальных и региональных данных, ежедневные отчеты по бурению, результаты моделирования Максимальное горизонтальное напряжение (σH) Изображения стенок скважины Pp , σh, прочность пород, база данных, модель напряжений в скважине Параметры упругости [модуль Юнга (E), модуль сдвига (G), коэффициент Пуассона (ν)] Vp и Vs, объемная плотность База данных, данные лабораторных анализов керна, обрушившийся при исследованиях материал Параметры прочности пород [неограниченный предел прочности на сжатие (НППС), угол трения (Φ)] Vp и Vs, объемная плотность, стратификация разреза по механическим свойствам База данных, данные лабораторных анализов керна, обрушившийся при исследованиях материал Механизм разрушения ствола скважины Изображение стенок скважин, кривые ориентируемого многорычажного каверномера Ежедневные отчеты по бурению, обрушившийся при исследованиях материал Рис. 2. Источники данных для построения ММС. Работая на коллекторах мелового состава на месторождении Экофиск, компания Филлипс (сейчас Коноко-Филлипс) в 1987 году вынуждена была поднять свои платформы на 6 м (19,7 фута), что было вызвано сильным уплотнение коллекторов и проседанием поверхности. К 1994 году центральная часть месторождения просела еще на 6 м, после чего несколько платформ было заменено.2 На месторождении Валгалла, разрабатываемом компанией Амоко (сейчас Бритиш Петролеум), и на месторождении Экофиск отмечены проблемы, связанные с устойчивостью стволов скважин во время бурения и в процессе эксплуатации. Начиная с 1982 года, некоторые компании начали объединять свои усилия с норвежским и датским министерствами нефти и газа в рамках нескольких научно-исследовательских программ по изучению вопросов геомеханики пластов мелового состава в Северном море.3 В начале 1990-х годов компания Бритиш Петролеум столкнулась с серьезными проблемами устойчивости ствола скважины на месторождении Кузиана в Колумбии.4 Общепринятые подходы к их решению оказались неэффективными. Составленная из представителей нескольких компаний группа геологов, геофизи- 6 ков и инженеров потратила почти год на сбор достаточного количества геомеханических данных, чтобы дать компании рекомендации по способам решения возникших проблем. Накопленный в процессе исполнения опыт позволил экспертам компании Шлюмберже разработать принципы моделирования механических свойств геологической среды.5 Созданная ММС объединила в себе петрофизические и геомеханические данные по продуктивному пласту, перекрывающим отложениям и латерально-замещающим пластам, и, кроме того, предложила единую трактовку этих данных. В результате изучения месторождения Кузиана было разработано несколько принципиальных положений ММС. Одно из них состоит в том, что разработка геомеханической модели месторождения требует использования полного комплекса имеющихся данных. При этом, проведение любого анализа должно учитывать фактор времени и потенциальную ценность получаемой информации. Особое значение придается трем аспектам: механизму обрушения ствола скважины, режиму напряжений и механическим свойствам пород. Для успешного применения ММС при буровых работах проводится постоянное обновление модели в режиме реального времени с введением в нее новых поступающих данных. Управление этими данными и надежные средства их передачи также являются важными факторами. По большей части развитие геомеханики совпало с внедрением в практику работ современных каротажных методов, таких как акустический каротаж и применение сканирующих приборов. В ММС используются данные этих методов, корреляционные связи для преобразования каротажных диаграмм в механические свойства, данные по керну и шламу, а также информация из ежедневных буровых отчетов и других источников (рис. 2). Для достижения положительного результата необходимо комплек- сирование данных из всех источников, организация данных внутри компьютерной системы и их оперативная обработка и интерпретация. Полная модель ММС это больше, чем сумма данных, которые в нее входят. ММС является единой системой, предлагающей комплексную интерпретацию данных. Когда информация не сведена воедино, а используется отдельными блоками, например, проблемы, встретившиеся при бурении соседних скважин, составляют один блок, результаты сейсмических работ — другой, а замеры давления в процессе бурения — третий, выводы могут оказаться несогласованными и даже противоречивыми. Интеграция в единой ММС позволяет унифицировать интерпретацию данных и их взаимосвязей, обеспечивая при этом простоту доступа, визуализацию и обновление в режиме реального времени, а также единый подход к обработке и интерпретации новой информации, поступающей с буровой установки или с эксплуатационной платформы (см. раздел «Компоненты модели механических свойств геологической среды», стр. 8). Степень детальности ММС может быть различной для разных месторождений и зависеть от производственных задач и ожидаемых рисков. ММС может представлять собой простой одномерный набор диаграмм зависимостей упругости или упруго-пластичности от глубины, физических свойств пород местного стратиграфического разреза и от напряжений в них. В полную модель вводятся латеральные изменения параметров, что превращает ее в трехмерную модель механических свойств. зана с наличием ослабленных поверхностей раздела, таких как плоскости напластования или небольшие, размером в сантиметры, естественные трещины. В этих случаях рекомендуется применять буровые растворы с низкой водоотдачей и добавками для тампонирования трещин. Например, на некоторых месторождениях Мексиканского залива диапазон безопасных значений давления настолько узок, что во избежание разрыва пласта приходится идти на снижение предельного статического напряжения сдвига бурового раствора. Затраты на создание ММС многократно окупаются за период эксплуатации месторождения (рис. 3). До настоящего времени большинство ММС разрабатывалось для буровых проектов, но сейчас ситуация начинает меняться все больше и больше. ММС создается для проектов повторного заканчивания скважин и проектов разработки пластов. Постоянно обновляемая модель ММС представляет собой инструмент оперативного принятия решений в течение всего периода эксплуатации месторождения, поэтому ключевым вопросом является управление получаемыми данными. Во многих случаях нефтяные компании имеют информацию, которая полезна для более глубокого понимания строения залежи, но не располагая единой согласованной моделью, инженеры могут и не подозревать о том, что нужная информация уже имеется, либо не понимать, как ее использовать. Введение этой информации в круг анализа возможно только через создание ММС. (Продолжение на стр. 10) Поиски и разведка Оконтуривание Разработка Повышение Эксплуатация нефтеотдачи Поровое давление Трещиноватые коллекторы Устойчивость ствола скважины Размещение скважин Глубина перехода на новый диаметр ОК Выбор типа бурового долота Буровой раствор Уплотнение и оседание пород Способ вскрытия пласта Методы борьбы с песком Утилизация отходов бурения Проектирование многоствольных скважин Горизонтальные скважины Интенсификация притока Повышение нефтеотдачи Диагностика неисправностей 2. Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk. Stavanger, Norway: RF–Rogaland Research (1995): 142. 3. Andersen, ссылка 2: 1. 4. Last N, Plumb RA, Harkness R, Charlez P, Alsen J and McLean M: “An Integrated Approach to Managing Wellbore Instability in the Cusiana Field, Colombia, South America,” paper SPE 30464, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 22-25, 1995. Addis T, Last N, Boulter D, Roca-Ramisa L and Plumb D: “The Quest for Borehole Stability in the Cusiana Field, Colombia,” Oilfield Review 5, no. 2/3 (April/July 1993): 33–43. 5. Plumb R, Edwards S, Pidcock G, Lee D and Stacey B: “The Mechanical Earth Model Concept and Its Application to High-Risk Well Construction Projects,” paper SPE 59128, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 23–25, 2000. Нефтегазовое Обозрение Конечно, любая ММС, созданная до начала бурения, основана на результатах предыдущих буровых работ и данных по соседним скважинам, поэтому всегда содержит неточности и упрощения, которые снимаются по мере поступления новой буровой информации. Обновление модели во время бурения имеет очень важное значение для повышения ее точности, достижения надлежащего управления процессом бурения и достижения наилучших результатов разработки месторождения. ММС обновляется, используя получаемые в процессе бурения каротажные данные и замеры. Если оперативные решения основаны на недостаточной и ненадежной информации, небольшие осложнения при бурении могут вылиться в дорогостоящие проблемы. При наличии ММС, группа экспертов может на месте прогнозировать возможные осложнения и увязывать входящую информацию с моделью. Принятые с использованием ММС решения приобретают лучшую обоснованность и предупреждают превращение нештатных ситуаций в крупные аварии. Иногда состояние напряжений указывает на то, что скважина должна быть устойчивой, но опыт свидетельствует об обратном. В таких случаях ММС служит руководством при подборе параметров буровых растворов. Например, если неустойчивость стенок скважины возникает из-за наличия в разрезе разбухающих глин типа смектита, следует подобрать буровой раствор, совместимый с данными породами. Часто оказывается, что нестабильность скважины свя- Рис. 3. Значение ММС для работ, выполняемых на месторождении в течение всего периода его эксплуатации. Диаграмма изображает роль ММС в определении указанных свойств или при выполнении указанных работ на различных стадиях разведки и разработки месторождения. Осень 2005 7 Компоненты модели механических свойств геологической среды Компания Шлюмберже потратила несколько лет на разработку процесса построения моде ли механических свойств геологической сре ды (ММС). Хотя детали этого процесса меня ются в зависимости от имеющихся данных и конкретных потребностей заказчика, мето дология сохраняется. На первом этапе применения данного ме тода производится сбор и анализ имеющихся данных. Вся информация вводится во внут ренне согласованную ММС, которая позволя ет прогнозировать такие геомеханические параметры, как напряжения, давление в по ровом пространстве и прочность пород. Некоторые из компонентов напряжения в пласте поддаются прямому измерению, другие можно рассчитать из известных вели чин, но некоторые должны оцениваться на основе корреляционных построений (рис. 1). По керну определяется неограниченный пре дел прочности при сжатии (НППС) и некото рые другие величины, например, угол тре ния и коэффициент Пуассона ν.1 Вертикальное напряжение σV часто полу чается осреднением плотностей перекрываю щей толщи. В некоторых случаях верхняя часть разреза не исследуется каротажем, по этому для моделирования неизученной части разреза иногда прибегают к экстраполяции вертикальных напряжений по экспоненци альному закону. Давление в поровом пространстве Рр и ми нимальное горизонтальное напряжение σh можно определить по данным испытания на критическое давление гидроразрыва и мини ГРП, подобным тем данным, которые полу чаются с помощью кабельного пластоиспы тателя в его варианте с двойным пакером. Замеры указанных величин в определенных точках используются для настройки корре ляционных связей между каротажными диа граммами по всему разрезу скважины. Такие модели напряжений, как модель Мо раКулона, часто используются для того, что бы связать σh с Рр, σV и внутренним углом тре ния. Другие корреляционные связи можно также использовать, но они требует ввода до полнительных параметров, которые зачастую трудно получить. Внутренний угол трения 8 можно увязать с содержанием глинистого ма териала, найденным по каротажным данным. Максимальное горизонтальное напряже ние σH не поддается прямому определению, поэтому должны быть оценены ключевые моменты, позволяющие определить наилуч шую корреляцию внутри выбранной модели напряжений. Информация, связанная с ог раничениями на σH, включает в себя нали чие или отсутствие разрушений ствола сква жины, замеры миниГРП, прочностные свойства пород и локальные или региональ ные базы данных. Направление σH важно для определения устойчивости ствола скважины и ориенти ровки трещин. Сейсмические данные предо ставляют информацию о региональном на правлении напряжений посредством выявления разрывных нарушений растяже ния или сжатия и признаков, связанных с этими напряжениями в геологической сре де. Однако, близость к подобным разрывным нарушениям и крупным тектоническим структурам, например, таким как горные массивы Анд, может изменить и величину, и направление местных напряжений, даже если образование таких структур и не изме нило регионального напряжения.2 В допол нение к региональной информации, часто оказываются необходимыми местные заме ры направления напряжения. Сведения о разрывных нарушениях и трещинах есте ственного происхождения можно получить в результате интерпретации данных, полу ченных с помощью ультразвукового сква жинного имиджера (UBI). Направление σH можно получить с помо щью дипольного акустического имиджера (DSI), если регистрацию данных вести в ре жиме скрещенных диполей. Поперечные волны, распространяющиеся по пласту, раз деляются на быстрые волны, двигающиеся в более жестком направлении σH, и более медленные волны, распространяющиеся вдоль менее жесткого направления σh. По этим данным можно также измерить азиму тальную анизотропию напряжений. Модуль Юнга можно определить по скоро стям продольных и поперечных волн, регист σV – Диаграммы плотностного каротажа σh – Мини-ГРП σH – Корреляционные связи Pp – Замеры с помощью МИДП Рис. 1. Состояние напряженности. Вертикальное напряжение σV обычно получают интегрирова нием данных плотностного каротажа, начиная с дневной поверхности. Минимальное горизон тальное напряжение σh можно получить по дан ным миниГРП, а давление в поровом простран стве Pp — по замерам с помощью кабельного пластоиспытателя. Максимальное горизонталь ное напряжение σH должно получаться по корре ляционным связям с данными каротажа. рируемым при акустическом каротаже. Одна ко, существует различие между определяе мым этим способом динамическим модулем Юнга и статическим модулем Юнга, который определяется по керну.3 Чтобы по указанной информации получить прочностную характе ристику породы, обычно в виде НППС, ис пользуются две корреляционные зависимос ти. Первая из них представляет собой преобразование динамического модуля в ста тический, а вторая переводит статический мо дуль в НППС. Для большинства пород предел прочности на разрыв Т предполагается равным прибли зительно 0,1 предела прочности при сжатии. В некоторых случаях, например, при рас крытии ранее существовавших трещин, пре дел прочности породы на разрыв равен нулю. Указанные механические параметры по лезны при бурении, заканчивании, освоении и эксплуатации скважин. Один из важных для бурения вопросов, на который дает ответ ММС, касается диапазона удельных весов бурового раствора, в пределах которого не происходит повреждения пласта. Если давление в скважине падает ниже давления обрушения пород пласта, стенки скважины разрушаются (рис. 2). Градиент Нефтегазовое Обозрение давления обрушения определяется по пара метрам Рр, σH, σh, Т и ν. Градиент давления обрушения обычно определяет минимальную величину удельного веса бурового раствора, обеспечивающую безопасность бурения. Максимальное значение удельного веса бу рового раствора, которое обеспечивает безо пасное бурение, обычно находят по градиен ту давления разрыва пласта. Максимальный удельный вес бурового раствора создает та кое давление в скважине, которое превосхо дит сумму предела прочности на разрыв пла ста и тангенциального напряжения на стенке скважины (рис. 3). Диапазон безопасности при бурении пред ставляет собой диапазон удельных весов бу рового раствора между давлением обрушения и давлением разрыва пласта. При этом, если возможно, вводится коэффициент безопасно сти. Объединив градиенты давления обруше ния и разрыва с направлением максимально го горизонтального напряжения, получаем ключевые входные данные для оценки устой чивости наклонных и горизонтальных сква жин. Наибольшая устойчивость обычно сов падает с направлением минимального горизонтального напряжения. После определения градиентов напряже ния и параметров продуктивного пласта, ММС готова для использования экспертами в геомеханике для составления прогнозов. Компьютеризованный план управления про цессом бурения DrillMAP, разработанный на основе ММС, отмечает места и виды ожидае мых рисков, а также предлагает средства для их снижения. Поступающую информа цию можно сравнивать с прогнозами, сде ланными по ММС. Расхождения между по ступающей информацией и моделью служат побудительным мотивом для улучшения мо дели и в конечном счете для повышения уровня изученности данного месторождения. 1. Неограниченный предел прочности при сжатии (НППС) представляет собой максимальное значение осевого сжимающего напряжения, которое может выдержать вещество при условии отсутствия ограничивающих напряжений. 2. Математические детали, касающиеся изменения напряжений около разрывных тектонических нарушений, можно найти в: Jaeger JC and Cook NGW: Fundamentals of Rock Mechanics. London, England: Chapman and Hall, Ltd. and Science Paperbacks (1971): 400–434. 3. Динамический модуль выводится из распространяющейся акустической волны с частотой в несколько килогерц, возмущающей вещество при постоянном напряжении. Статический модуль получается в результате лабораторных испытаний, выполняемых при крайне низких скоростях изменения напряжения, но в пределах намного более широкого диапазона напряжений. Осень 2005 Минимальное горизонтальное напряжение (σh) Ствол скважины Скважинные разрывы Максимальное горизонтальное напряжение (σH) σH Трещины, вызванные бурением σh Рис. 2. Направление напряжений и разрушение скважины. Если удельный вес бурового раствора слишком велик, то вдоль направления максимально го горизонтального напряжения могут возникать трещины, вызываемые процессом бурения. Когда удельный вес бурового раствора слишком мал, скважинные разрывы могут возникать по направлению минимального на пряжения. Эффективная Эффективная плотность плотность покоя циркуляции УВ Перовое давление Минимальная Минималь- Давление эффективная ное горизон- разрыва плотность тальное пласта покоя напряжение Рис. 3. Схематическое изображение градиентов обрушения и разрыва. Эквивалентная плотность покоящегося бурового раствора (ЭПП) больше его удельного веса (УВ), изза наличия в растворе обломков выбуренной породы и сжимаемости бурового раствора. В эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора (ЭПЦ) входят также динамические эф фекты. И ЭПП, и ЭПЦ должны оставаться в безопасном диапазоне (зеле ный цвет на полоске). На рисунке показаны виды возможных разрушений в пределах каждого из режимов напряжений (сверху). В среднем состоя нии скважина устойчива. Движение в сторону удельных весов, меньших минимальной ЭПП (слева), может привести к скалывающему обрушению пласта внутрь скважины. Если давление в скважине падает ниже порового, контроль над скважиной может быть утерян и наступит тяжелое состоя ние. При удельных весах бурового раствора, превышающих диапазон ста бильности (справа), ЭПЦ может превысить минимальное горизонтальное напряжение, что приведет к разрушениям пласта разрывного типа. Если она превысит давление разрыва, по пласту может распространиться сеть трещин. 9 Компоненты модели механических свойств геологической среды Компания Шлюмберже потратила несколько лет на разработку процесса построения моде ли механических свойств геологической сре ды (ММС). Хотя детали этого процесса меня ются в зависимости от имеющихся данных и конкретных потребностей заказчика, мето дология сохраняется. На первом этапе применения данного ме тода производится сбор и анализ имеющихся данных. Вся информация вводится во внут ренне согласованную ММС, которая позволя ет прогнозировать такие геомеханические параметры, как напряжения, давление в по ровом пространстве и прочность пород. Некоторые из компонентов напряжения в пласте поддаются прямому измерению, другие можно рассчитать из известных вели чин, но некоторые должны оцениваться на основе корреляционных построений (рис. 1). По керну определяется неограниченный пре дел прочности при сжатии (НППС) и некото рые другие величины, например, угол тре ния и коэффициент Пуассона ν.1 Вертикальное напряжение σV часто полу чается осреднением плотностей перекрываю щей толщи. В некоторых случаях верхняя часть разреза не исследуется каротажем, по этому для моделирования неизученной части разреза иногда прибегают к экстраполяции вертикальных напряжений по экспоненци альному закону. Давление в поровом пространстве Рр и ми нимальное горизонтальное напряжение σh можно определить по данным испытания на критическое давление гидроразрыва и мини ГРП, подобным тем данным, которые полу чаются с помощью кабельного пластоиспы тателя в его варианте с двойным пакером. Замеры указанных величин в определенных точках используются для настройки корре ляционных связей между каротажными диа граммами по всему разрезу скважины. Такие модели напряжений, как модель Мо раКулона, часто используются для того, что бы связать σh с Рр, σV и внутренним углом тре ния. Другие корреляционные связи можно также использовать, но они требует ввода до полнительных параметров, которые зачастую трудно получить. Внутренний угол трения 8 можно увязать с содержанием глинистого ма териала, найденным по каротажным данным. Максимальное горизонтальное напряже ние σH не поддается прямому определению, поэтому должны быть оценены ключевые моменты, позволяющие определить наилуч шую корреляцию внутри выбранной модели напряжений. Информация, связанная с ог раничениями на σH, включает в себя нали чие или отсутствие разрушений ствола сква жины, замеры миниГРП, прочностные свойства пород и локальные или региональ ные базы данных. Направление σH важно для определения устойчивости ствола скважины и ориенти ровки трещин. Сейсмические данные предо ставляют информацию о региональном на правлении напряжений посредством выявления разрывных нарушений растяже ния или сжатия и признаков, связанных с этими напряжениями в геологической сре де. Однако, близость к подобным разрывным нарушениям и крупным тектоническим структурам, например, таким как горные массивы Анд, может изменить и величину, и направление местных напряжений, даже если образование таких структур и не изме нило регионального напряжения.2 В допол нение к региональной информации, часто оказываются необходимыми местные заме ры направления напряжения. Сведения о разрывных нарушениях и трещинах есте ственного происхождения можно получить в результате интерпретации данных, полу ченных с помощью ультразвукового сква жинного имиджера (UBI). Направление σH можно получить с помо щью дипольного акустического имиджера (DSI), если регистрацию данных вести в ре жиме скрещенных диполей. Поперечные волны, распространяющиеся по пласту, раз деляются на быстрые волны, двигающиеся в более жестком направлении σH, и более медленные волны, распространяющиеся вдоль менее жесткого направления σh. По этим данным можно также измерить азиму тальную анизотропию напряжений. Модуль Юнга можно определить по скоро стям продольных и поперечных волн, регист σV – Диаграммы плотностного каротажа σh – Мини-ГРП σH – Корреляционные связи Pp – Замеры с помощью МИДП Рис. 1. Состояние напряженности. Вертикальное напряжение σV обычно получают интегрирова нием данных плотностного каротажа, начиная с дневной поверхности. Минимальное горизон тальное напряжение σh можно получить по дан ным миниГРП, а давление в поровом простран стве Pp — по замерам с помощью кабельного пластоиспытателя. Максимальное горизонталь ное напряжение σH должно получаться по корре ляционным связям с данными каротажа. рируемым при акустическом каротаже. Одна ко, существует различие между определяе мым этим способом динамическим модулем Юнга и статическим модулем Юнга, который определяется по керну.3 Чтобы по указанной информации получить прочностную характе ристику породы, обычно в виде НППС, ис пользуются две корреляционные зависимос ти. Первая из них представляет собой преобразование динамического модуля в ста тический, а вторая переводит статический мо дуль в НППС. Для большинства пород предел прочности на разрыв Т предполагается равным прибли зительно 0,1 предела прочности при сжатии. В некоторых случаях, например, при рас крытии ранее существовавших трещин, пре дел прочности породы на разрыв равен нулю. Указанные механические параметры по лезны при бурении, заканчивании, освоении и эксплуатации скважин. Один из важных для бурения вопросов, на который дает ответ ММС, касается диапазона удельных весов бурового раствора, в пределах которого не происходит повреждения пласта. Если давление в скважине падает ниже давления обрушения пород пласта, стенки скважины разрушаются (рис. 2). Градиент Нефтегазовое Обозрение давления обрушения определяется по пара метрам Рр, σH, σh, Т и ν. Градиент давления обрушения обычно определяет минимальную величину удельного веса бурового раствора, обеспечивающую безопасность бурения. Максимальное значение удельного веса бу рового раствора, которое обеспечивает безо пасное бурение, обычно находят по градиен ту давления разрыва пласта. Максимальный удельный вес бурового раствора создает та кое давление в скважине, которое превосхо дит сумму предела прочности на разрыв пла ста и тангенциального напряжения на стенке скважины (рис. 3). Диапазон безопасности при бурении пред ставляет собой диапазон удельных весов бу рового раствора между давлением обрушения и давлением разрыва пласта. При этом, если возможно, вводится коэффициент безопасно сти. Объединив градиенты давления обруше ния и разрыва с направлением максимально го горизонтального напряжения, получаем ключевые входные данные для оценки устой чивости наклонных и горизонтальных сква жин. Наибольшая устойчивость обычно сов падает с направлением минимального горизонтального напряжения. После определения градиентов напряже ния и параметров продуктивного пласта, ММС готова для использования экспертами в геомеханике для составления прогнозов. Компьютеризованный план управления про цессом бурения DrillMAP, разработанный на основе ММС, отмечает места и виды ожидае мых рисков, а также предлагает средства для их снижения. Поступающую информа цию можно сравнивать с прогнозами, сде ланными по ММС. Расхождения между по ступающей информацией и моделью служат побудительным мотивом для улучшения мо дели и в конечном счете для повышения уровня изученности данного месторождения. 1. Неограниченный предел прочности при сжатии (НППС) представляет собой максимальное значение осевого сжимающего напряжения, которое может выдержать вещество при условии отсутствия ограничивающих напряжений. 2. Математические детали, касающиеся изменения напряжений около разрывных тектонических нарушений, можно найти в: Jaeger JC and Cook NGW: Fundamentals of Rock Mechanics. London, England: Chapman and Hall, Ltd. and Science Paperbacks (1971): 400–434. 3. Динамический модуль выводится из распространяющейся акустической волны с частотой в несколько килогерц, возмущающей вещество при постоянном напряжении. Статический модуль получается в результате лабораторных испытаний, выполняемых при крайне низких скоростях изменения напряжения, но в пределах намного более широкого диапазона напряжений. Осень 2005 Минимальное горизонтальное напряжение (σh) Ствол скважины Скважинные разрывы Максимальное горизонтальное напряжение (σH) σH Трещины, вызванные бурением σh Рис. 2. Направление напряжений и разрушение скважины. Если удельный вес бурового раствора слишком велик, то вдоль направления максимально го горизонтального напряжения могут возникать трещины, вызываемые процессом бурения. Когда удельный вес бурового раствора слишком мал, скважинные разрывы могут возникать по направлению минимального на пряжения. Эффективная Эффективная плотность плотность покоя циркуляции УВ Перовое давление Минимальная Минималь- Давление эффективная ное горизон- разрыва плотность тальное пласта покоя напряжение Рис. 3. Схематическое изображение градиентов обрушения и разрыва. Эквивалентная плотность покоящегося бурового раствора (ЭПП) больше его удельного веса (УВ), изза наличия в растворе обломков выбуренной породы и сжимаемости бурового раствора. В эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора (ЭПЦ) входят также динамические эф фекты. И ЭПП, и ЭПЦ должны оставаться в безопасном диапазоне (зеле ный цвет на полоске). На рисунке показаны виды возможных разрушений в пределах каждого из режимов напряжений (сверху). В среднем состоя нии скважина устойчива. Движение в сторону удельных весов, меньших минимальной ЭПП (слева), может привести к скалывающему обрушению пласта внутрь скважины. Если давление в скважине падает ниже порового, контроль над скважиной может быть утерян и наступит тяжелое состоя ние. При удельных весах бурового раствора, превышающих диапазон ста бильности (справа), ЭПЦ может превысить минимальное горизонтальное напряжение, что приведет к разрушениям пласта разрывного типа. Если она превысит давление разрыва, по пласту может распространиться сеть трещин. 9 Компания Шлюмберже обладает значительным опытом создания и использования ММС. Она предоставляет экспертные услуги в области геомеханики по всему миру, располагая центрами в Хьюстоне, Техас, США; Гэтвике и Кембридже, Великобритания; Куала-Лумпуре, Малайзия и Абу-Даби, ОАЭ. Новая технология, разрабатываемая Шлюмберже в Абингдоне, Великобритания, совмещает пространственные расчеты напряженности с программой моделирования разработки ECLIPSE. Геомеханики компании Шлюмберже обмениваются своими зна- ниями, проводят собрания и издают бюллетени, что способствует быстрому распространению передового опыта внутри компании. Анализ данных по месторождению Камисеа Первым шагом на пути построения ММС является анализ уже имеющейся информации. Этот шаг представляет собой нечто большее, чем сведение в таблицы количественных и качественных параметров. Аналитическая группа рассматривает проблемы, которые возникают ПЕРУ при бурении скважин и при выполнении иных работ. Группа собирает сведения, касающиеся не только продуктивного пласта, но и перекрывающих, подстилающих и латерально замещающих отложений. Подобную информацию порой бывает трудно собрать, так как многие программы по регистрации данных ориентированы только на продуктивные пласты. При анализе большое количество информации берется из прошлого опыта бурения и эксплуатации. Процесс анализа включает в себя следующее: 1. Определение площади проведения исследований. 2. Сбор геологических, геофизических и петрофизических данных, относящихся к площади исследований. Класс данных Тип данных Степень важности Ан Региональные Тектоническое строение данные Региональный структурный план Эволюция осадочного бассейна 1 1 Бурение Ежедневные буровые отчеты Окончательные отчеты о бурении скважин Данные газового каротажа Журналы смены буровых долот Ведомость по компоновке низа колонны Инклинометрия 2 1 Структурные карты Результаты интерпретации сейсморазведочных данных Карты расположения скважин Отметки кровли пластов Описания литологического состава разреза Описания керна Результаты геологических исследований Пластовые давления 1 2 Сейсмические профили Данные сейсмокаротажа Каротажные диаграммы 1 2 3 2 ды Разведочная площадь Камисеа ЮЖНАЯ АМЕРИКА Геология +1000 SE NW SM-1004 Глубина, м Уровень моря 13 3/8 дюйма Вивиан Нижняя Чонта Верхняя Ниа Нижняя Ниа (аллювиальные отложения) Нижняя Ниа (эоловые отложения) Шинай Верхний Ной Нижний Ной Энее Копакабана -1000 11 3/4 дюйма 9955/88-in. дюйма -2000 Рис. 4. Разведочная площадь Камисеа, Перу. Разведочная площадь Камисеа расположена в Андах (вверху). Чтобы свести к минимуму негативное влияние на экологическую обстановку, большинство скважин, предусмотренных программой бурения, были пробурены как наклоннонаправленные с нескольких кустовых оснований (внизу). 10 Геофизика 2 2 2 1 1 1 3 2 2 2 Рис. 5. Информация по Камисеа, ранжированная по классу и типу. Качественная оценка степени важности данных указывает на ценность имеющихся данных для планирования буровых работ. Информация степени важности 1 обладает достаточно высоким качеством и освещает достаточно большой интервал геологического разреза, чтобы удовлетворить требованиям проектирования буровых работ. Степень важности 3 означает, что имеются значительные пропуски в типах данных и степени изученности разреза. Степень важности 2 означает, что данные имеют промежуточную ценность. Нефтегазовое Обозрение 3. Анализ данных по бурению, заканчиванию, освоению и эксплуатации соседних скважин, начиная с ближайших скважин и добавляя важную информацию по более удаленным. 4. Оценка этих данных с целью определения характера проблем, возникавших при бурении, заканчивании, освоении и эксплуатации, и их возможных причин. 5. Определение потребности в дополнительных данных для построения ММС. 6. Подведение итогов анализа. Анализ данных заключается, в основном, в их осмыслении, систематизации и обобщении, но в его ходе также определяются те области, в которых информация недостаточна для построения ММС. Следовательно, в подготавливаемых проектах бурения или регистрации данных необходимо предусмотреть сбор недостающей информации. Во многих случаях лучшим способом оценки количества и качества имеющейся информации является объединение ее в трехмерном графическом формате. Результаты геофизической и геологической интерпретации, включающие сведения о положении разрывных нарушений и кровель пластов, можно объединять с качественной или количественной информацией, полученной из буровых отчетов и газового каротажа. Единое трехмерное изображение, объединяющее эти данные, помогает корреляции проблемных зон с геологическими объектами. Предварительные данные. Когда компания Пласпетрол и ее партнеры Хант Ойл, Текпетрол и корпорация СК получили права на ведение работ в блоке Камисеа, расположенном в перуанских Андах, они получили также большое количество информации от компании, ранее проводившей разведочные работы в этом блоке (рис. 4). Поскольку целевой объект в данном блоке, расположенном вдоль антиклинали Сан-Мартин, находится в зоне экологически уязвимых дождевых тропических лесов, партнерам пришлось воспользоваться оставшимися от предшественников кустовыми основаниями и планировать новые траектории скважин с привязкой к этим основаниям. Бурение первых скважин осложнялось крайней неустойчивостью стволов и потерями циркуляции бурового раствора. На бурение и освоение одной скважины уходило от 60 до 120 дней, что было вызвано прихватами бурильной колонны и простоями, вызванными ловлей аварийных каротажных приборов. Иногда доходило до забуривания вторых стволов. Компания Пласпетрол обратилась к компании Шлюмберже с просьбой выполнить анализ Осень 2005 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Рис. 6. Монтаж имеющихся данных каротажных исследований в скважинах. В первых колонках каждого набора каротажных диаграмм, полученных в 12 соседних скважинах, приведены данные гамма-каротажа (зеленый цвет) и кавернометрии (черный цвет), во второй колонке приводятся кривые удельного сопротивления (красный и черный цвет), в третьей колонке даны диаграммы акустического каротажа (зеленый цвет), нейтронного каротажа пористости (синий цвет) и плотностного каротажа (красный цвет). Голубые полосы справа от колонки 1 на каротажных диаграммах 1, 2, 3, 4 и 12 указывают на те участки разреза, для которых имеются данные пластового микроимиджера (FMI). Красными полосами слева от колонки 2 на каротажных диаграммах 3, 5 и 12 обозначены глубины, на которых были получены данные с помощью ультразвукового имиджера (USI) или скважинного ультразвукового имиджера (UBI). Все каротажные диаграммы увязаны по глубине. данных по разведочным площадям в указанном блоке. Пласпетрол предоставила 40 компакт-дисков с разнообразными данными, полученными при бурении предыдущих скважин (рис. 5). Большая часть пробуренных интервалов охвачена каротажными исследованиями, однако интервал от поверхности до почти 1700 м (5600 футов) освещен каротажем слабо (рис. 6). Полученные данные были следующим образом классифицированы по типам осложнений при бурении: • Природные катаклизмы: например, прекращение буровых работ по причине проливных дождей, сильных гроз или землетрясений. • Проблемы с долотами и буровым снарядом: например, низкая скорость проходки и нежелательные искривления скважины. • Проблемы, связанные с работой буровой установки, например, выход из строя насосов или верхнего привода. • Промывка скважин. • Выбросы и притоки, включая газирование бурового раствора. • Поглощения бурового раствора в скважине: к таким явлениям обычно относили случаи однократного поглощения более 10 баррелей (1,6 м3) бурового раствора. • Испытания на критическое давление поглощения бурового раствора и гидроразрыва пласта. • Прихваты бурильной колонны. • Осложнения, связанные с сужением ствола и устойчивостью стенок скважины, включая размыв стенок скважины и образование сальников. Анализ показал, что сужения стволов и неустойчивость стенок скважин составляли более трети всех осложнений, и занимали 36% всего непроизводительного времени. Также существенными осложнениями при бурении были прихваты инструмента. Напряжения. Изучив причины осложнений при бурении, аналитическая группа приступила к оценке состояния напряженности недр. Направление локального максимального горизонтального напряжения северо-северо-восточное. Оно образует почти прямой угол с направлением региональных напряжений, образовавших горные системы Анд. Региональные напряжения, приведшие к горообразованию, повлияли и на структуру пород, например, 11 Компания Шлюмберже обладает значительным опытом создания и использования ММС. Она предоставляет экспертные услуги в области геомеханики по всему миру, располагая центрами в Хьюстоне, Техас, США; Гэтвике и Кембридже, Великобритания; Куала-Лумпуре, Малайзия и Абу-Даби, ОАЭ. Новая технология, разрабатываемая Шлюмберже в Абингдоне, Великобритания, совмещает пространственные расчеты напряженности с программой моделирования разработки ECLIPSE. Геомеханики компании Шлюмберже обмениваются своими зна- ниями, проводят собрания и издают бюллетени, что способствует быстрому распространению передового опыта внутри компании. Анализ данных по месторождению Камисеа Первым шагом на пути построения ММС является анализ уже имеющейся информации. Этот шаг представляет собой нечто большее, чем сведение в таблицы количественных и качественных параметров. Аналитическая группа рассматривает проблемы, которые возникают ПЕРУ при бурении скважин и при выполнении иных работ. Группа собирает сведения, касающиеся не только продуктивного пласта, но и перекрывающих, подстилающих и латерально замещающих отложений. Подобную информацию порой бывает трудно собрать, так как многие программы по регистрации данных ориентированы только на продуктивные пласты. При анализе большое количество информации берется из прошлого опыта бурения и эксплуатации. Процесс анализа включает в себя следующее: 1. Определение площади проведения исследований. 2. Сбор геологических, геофизических и петрофизических данных, относящихся к площади исследований. Класс данных Тип данных Степень важности Ан Региональные Тектоническое строение данные Региональный структурный план Эволюция осадочного бассейна 1 1 Бурение Ежедневные буровые отчеты Окончательные отчеты о бурении скважин Данные газового каротажа Журналы смены буровых долот Ведомость по компоновке низа колонны Инклинометрия 2 1 Структурные карты Результаты интерпретации сейсморазведочных данных Карты расположения скважин Отметки кровли пластов Описания литологического состава разреза Описания керна Результаты геологических исследований Пластовые давления 1 2 Сейсмические профили Данные сейсмокаротажа Каротажные диаграммы 1 2 3 2 ды Разведочная площадь Камисеа ЮЖНАЯ АМЕРИКА Геология +1000 SE NW SM-1004 Глубина, м Уровень моря 13 3/8 дюйма Вивиан Нижняя Чонта Верхняя Ниа Нижняя Ниа (аллювиальные отложения) Нижняя Ниа (эоловые отложения) Шинай Верхний Ной Нижний Ной Энее Копакабана -1000 11 3/4 дюйма 9955/88-in. дюйма -2000 Рис. 4. Разведочная площадь Камисеа, Перу. Разведочная площадь Камисеа расположена в Андах (вверху). Чтобы свести к минимуму негативное влияние на экологическую обстановку, большинство скважин, предусмотренных программой бурения, были пробурены как наклоннонаправленные с нескольких кустовых оснований (внизу). 10 Геофизика 2 2 2 1 1 1 3 2 2 2 Рис. 5. Информация по Камисеа, ранжированная по классу и типу. Качественная оценка степени важности данных указывает на ценность имеющихся данных для планирования буровых работ. Информация степени важности 1 обладает достаточно высоким качеством и освещает достаточно большой интервал геологического разреза, чтобы удовлетворить требованиям проектирования буровых работ. Степень важности 3 означает, что имеются значительные пропуски в типах данных и степени изученности разреза. Степень важности 2 означает, что данные имеют промежуточную ценность. Нефтегазовое Обозрение 3. Анализ данных по бурению, заканчиванию, освоению и эксплуатации соседних скважин, начиная с ближайших скважин и добавляя важную информацию по более удаленным. 4. Оценка этих данных с целью определения характера проблем, возникавших при бурении, заканчивании, освоении и эксплуатации, и их возможных причин. 5. Определение потребности в дополнительных данных для построения ММС. 6. Подведение итогов анализа. Анализ данных заключается, в основном, в их осмыслении, систематизации и обобщении, но в его ходе также определяются те области, в которых информация недостаточна для построения ММС. Следовательно, в подготавливаемых проектах бурения или регистрации данных необходимо предусмотреть сбор недостающей информации. Во многих случаях лучшим способом оценки количества и качества имеющейся информации является объединение ее в трехмерном графическом формате. Результаты геофизической и геологической интерпретации, включающие сведения о положении разрывных нарушений и кровель пластов, можно объединять с качественной или количественной информацией, полученной из буровых отчетов и газового каротажа. Единое трехмерное изображение, объединяющее эти данные, помогает корреляции проблемных зон с геологическими объектами. Предварительные данные. Когда компания Пласпетрол и ее партнеры Хант Ойл, Текпетрол и корпорация СК получили права на ведение работ в блоке Камисеа, расположенном в перуанских Андах, они получили также большое количество информации от компании, ранее проводившей разведочные работы в этом блоке (рис. 4). Поскольку целевой объект в данном блоке, расположенном вдоль антиклинали Сан-Мартин, находится в зоне экологически уязвимых дождевых тропических лесов, партнерам пришлось воспользоваться оставшимися от предшественников кустовыми основаниями и планировать новые траектории скважин с привязкой к этим основаниям. Бурение первых скважин осложнялось крайней неустойчивостью стволов и потерями циркуляции бурового раствора. На бурение и освоение одной скважины уходило от 60 до 120 дней, что было вызвано прихватами бурильной колонны и простоями, вызванными ловлей аварийных каротажных приборов. Иногда доходило до забуривания вторых стволов. Компания Пласпетрол обратилась к компании Шлюмберже с просьбой выполнить анализ Осень 2005 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Рис. 6. Монтаж имеющихся данных каротажных исследований в скважинах. В первых колонках каждого набора каротажных диаграмм, полученных в 12 соседних скважинах, приведены данные гамма-каротажа (зеленый цвет) и кавернометрии (черный цвет), во второй колонке приводятся кривые удельного сопротивления (красный и черный цвет), в третьей колонке даны диаграммы акустического каротажа (зеленый цвет), нейтронного каротажа пористости (синий цвет) и плотностного каротажа (красный цвет). Голубые полосы справа от колонки 1 на каротажных диаграммах 1, 2, 3, 4 и 12 указывают на те участки разреза, для которых имеются данные пластового микроимиджера (FMI). Красными полосами слева от колонки 2 на каротажных диаграммах 3, 5 и 12 обозначены глубины, на которых были получены данные с помощью ультразвукового имиджера (USI) или скважинного ультразвукового имиджера (UBI). Все каротажные диаграммы увязаны по глубине. данных по разведочным площадям в указанном блоке. Пласпетрол предоставила 40 компакт-дисков с разнообразными данными, полученными при бурении предыдущих скважин (рис. 5). Большая часть пробуренных интервалов охвачена каротажными исследованиями, однако интервал от поверхности до почти 1700 м (5600 футов) освещен каротажем слабо (рис. 6). Полученные данные были следующим образом классифицированы по типам осложнений при бурении: • Природные катаклизмы: например, прекращение буровых работ по причине проливных дождей, сильных гроз или землетрясений. • Проблемы с долотами и буровым снарядом: например, низкая скорость проходки и нежелательные искривления скважины. • Проблемы, связанные с работой буровой установки, например, выход из строя насосов или верхнего привода. • Промывка скважин. • Выбросы и притоки, включая газирование бурового раствора. • Поглощения бурового раствора в скважине: к таким явлениям обычно относили случаи однократного поглощения более 10 баррелей (1,6 м3) бурового раствора. • Испытания на критическое давление поглощения бурового раствора и гидроразрыва пласта. • Прихваты бурильной колонны. • Осложнения, связанные с сужением ствола и устойчивостью стенок скважины, включая размыв стенок скважины и образование сальников. Анализ показал, что сужения стволов и неустойчивость стенок скважин составляли более трети всех осложнений, и занимали 36% всего непроизводительного времени. Также существенными осложнениями при бурении были прихваты инструмента. Напряжения. Изучив причины осложнений при бурении, аналитическая группа приступила к оценке состояния напряженности недр. Направление локального максимального горизонтального напряжения северо-северо-восточное. Оно образует почти прямой угол с направлением региональных напряжений, образовавших горные системы Анд. Региональные напряжения, приведшие к горообразованию, повлияли и на структуру пород, например, 11 N σH σh N Рис. 7. Вид на восток через антиклиналь Сан-Мартин на площади Камисеа и систему взбросов. Складки в кровле формаций Ной и Энее (белая поверхность) указывают на региональную деформацию под воздействием сжимающих напряжений. Другие цветные поверхности указывают на расположение разрывных нарушений. Траектории ранее пробуренных скважин (черный цвет) начинаются на поверхности земли в точке расположения скважины. Белыми штрихами на траекториях показано положение уровня моря. Направление максимального горизонтального напряжения северо-северо-восточное (вставка). 2 1 3 Степень сложности бурения 90 Горизонтальная 1.45 80 1.40 5 σh 1 3 2 4 4 5 1.35 60 1.30 SM1002 1.25 50 SM1004 1.20 40 1.15 30 1.10 20 Возрастание сложности σH Наклон скважины, градусы 70 1.05 1.00 10 SM1001 Вертикальная 0 0 σH 10 0.95 20 30 40 50 Азимут, градусы 60 70 80 90 σh вызвав их растрескивание. Данное заключение подняло важный вопрос: что оказывает преобладающее влияние на деформацию стволов скважин: локальные или региональные напряжения? Ответ на него был получен при бурении первой скважины. Геологическая информация была введена в трехмерную модель. На этой модели видны взбросовые и складчатые структуры, проявленные в кровлях пластов перекрывающей толщи (рис. 7). Анализ материалов по площади Камисеа подчеркнул важность понимания состояния напряженности на всем протяжении истории осадконакопления. Он показал, что в промежутке между формированием коллектора и настоящим временем был период, когда максимальные и даже минимальные горизонтальные напряжения превышали вертикальные. Этот режим интенсивного сжатия проявился, например, в образовании трещин.6 Информация о состоянии напряженности получена в результате изучения трещин в керне из соседних скважин. Наличие параллельных напластованию трещин сдвига согласуется с образованием параллельной складчатости, поэтому подобные трещины вероятно развились в процессе регионального складкообразования. Однако, в формациях Ной и Ниа присутствуют перпендикулярные сдвиговые трещины, следовательно, местами во время образования трещин максимальные палеонапряжения имели вертикальную направленность. Вероятно, это случилось после того, как на начальной стадии складкообразования произошло поглощение некоторого количество энергии тектонического сжатия и вектор главных напряжений претерпел разворот. Более того, наличие в самой верхней компетентной формации Вивиан трещин растяжения вместо перпендикулярных сдвиговых трещин указывает на то, что дальнейшее складкообразование и растяжение увеличили девиацию напряжений.7 Режим сжатия в подстилающей компетентной толще (предпо- Рис. 8. Карта рисков траекторий бурения. Риск бурения изменяется в зависимости от ориентации ствола скважины относительно направлений главных напряжений и от угла наклона траектории относительно напластования. Изображены пять траекторий, соответствующих: (1) вертикальной скважине, пробуренной через свод продуктивного пласта; (2) расположенной на крыле антиклинали почти вертикальной скважине, прошедшей через пласт приблизительно под прямым углом к напластованию; (3) почти вертикальной скважине, пересекшей поверхности напластования под углом; (4) наклонной скважине, направленной по падению пластов параллельно напластованию и (5) сильно искривленным скважинам, пересекающих наклоненные пласты под косым углом (в середине). Степень сложности бурения можно схематически изобразить в виде диаграммы сложности бурения (слева). Чем больше лепесток диаграммы, тем труднее бурить в данном направлении. Например, бурить по траектории 1 довольно просто. Будучи вертикальной, данная траектория не имеет какого-либо предпочтительного по трудности бурения направления. Однако, по траектории 5 очень трудно бурить в направлении напряжения σH . Везде в предгорьях Анд траектории 4 и 5 были самыми трудными для бурения. Скважины на площади Камисеа, ориентированные под острым углом к простиранию антиклинали, имеют траектории, аналогичные 4. Для каждого интервала можно построить цветную карту степени риска бурения по различным траекториям (справа). На данной карте, построенной для формации Шинаи, показано, что легче бурить почти вертикальные скважины (синий цвет), а труднее всего бурить по направлению σH при большом угле наклона ствола (красный цвет). Бурение умеренной степени сложности представлено желтым цветом. Аналогичные карты были построены и для других интервалов. Траектория скважины SM1001 через формацию Шинаи проходит в легком направлении, в то же время скважины SM1002 и SM1004 были более трудными для бурения. Общее правило заключается в том, что для контроля скважин, бурящихся в более сложных направлениях, удельный вес бурового раствора должен увеличиваться. 6. Под палеонапряжением понимается состояние напряженности во время осадконакопления или в любое другое прежнее время. 7. Разностное напряжение является мерой различия между главными напряжениями. 8. Дополнительные сведения по плану DrillMAP можно найти в статье: Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H, Standifird W and Wright B: “Avoiding Drilling Problems,” Oilfield Review 13, no. 2 (Summer 2001): 32–51. 9. “No Drilling Surprises” (NDS) — группа по оптимизации процесса бурения и предотвращению проблем во время бурения. Дополнительные сведения об NDS можно найти в статье “Avoiding Drilling Problems”, см. ссылку 8. 10. Дополнительные сведения о роторном управляемом бурении можно найти в: Downton G, Hendricks A, Klausen TS and Pafitis D: “New Directions in Rotary Steerable Drilling,” Oilfield Review 12, no. 1 (Spring 2000): 18–29. 12 Осень 2005 Нефтегазовое Обозрение ложительно формации Копакабана) привел к возникновению параллельной складчатости. Возможно, что результирующее движение в блоке Камисеа сняло некоторое количество горизонтальных напряжений. В настоящее время главным напряжением является вертикальное. Риски. На заключительной стадии анализа данных был сделан прогноз потенциальных рисков при бурении. Большинство прихватов инструмента происходило в отклоненных скважинах. Этот факт имел большое значение, так как новые скважины также планировались наклоннонаправленными. Однако, прежние скважины, в которых возникали осложнения, были отклонены в направлении, почти параллельном простиранию антиклинали Сан-Мартин, в то время как проектируемые скважины ориентированы под некоторым углом или перпендикулярно к простиранию этой антиклинали (рис. 8). Проектируемые на площади Камисеа скважины потенциально имеют более высокие буровые риски, чем скважины, пробуренные здесь ранее. Компания Шлюмберже построила для разведочной площади Камисеа ММС, включающую в себя составленный с помощью программы DrillMAP прогноз рисков, расчет величины этих рисков для каждого интервала бурения и степени их возможного влияния на ведение буровых работ.8 Моделирование по методу Монте-Карло позволило определить потенциальную изменчивость некоторых параметров, полученных на предыдущих скважинах. Например, моделирование показало, что неограниченный пре- Эквивалентный удельный вес бурового раствора, фунт / галлон W дел прочности при сжатии (НППС) обладает большим влиянием на развитие сдвиговых нарушений, но в анализируемых материалах замеры НППС отсутствовали. После такого вывода компания Пласпетрол восполнила этот недостаток, проведя определение НППС по керну ранее пробуренных скважин. Для составления проекта буровых работ группа “No Drilling Surprises” (NDS)9 компании Шлюмберже и компания Пласпетрол использовали результаты, полученные с помощью ММС и DrillMAP. Чтобы повысить качество промывки скважин, компания Пласпетрол заменила буровой двигатель на роторную управляемую систему PowerDrive.10 В ходе бурения проводились замеры и ГИС. Бурение. В процессе бурения первой скважины в данном блоке, группа NDS обновила ММС и планы DrillMAP, введя в них полученную информацию. При этом подтвердилось прогнозное распределение напряжений. Данные бурения дали ответ на вопрос о роли современных местных напряжений и палеонапряжений. Анализ обвалов стенок скважины по данным сканирующих приборов показал, что в деформации ствола скважины преобладающую роль играют современные местные, а не региональные остаточные напряжения. При вскрытии продуктивного пласта наблюдаемые величины напряжений были близки к прогнозным, но требовались уточнения модели в части, касающейся перекрывающей толщи, т.к. до начала бурения количество данных по ней было недостаточным (рис. 9). 18 прогнозная величина σh величина σh по результатам испытания на критическое давление 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0 500 1000 1500 Истинная вертикальная глубина, м 2000 2500 Рис. 9. Обновление сведений о напряжениях в процессе бурения. Прогноз величины минимального горизонтального напряжения до бурения был обоснован для той области, где имелось достаточное количество данных по соседним скважинам, т.е. глубже 1700 м (5600 футов). Испытания на критическое давление поглощения раствора на глубине башмака обсадной колонны, т.е. около 1000 м (3280 футов), показали, что величина σh больше прогнозной. В процессе бурения модель была уточнена с учетом данного результата. Рисунок иллюстрирует испытание на критическое давление на уровне башмака обсадной колонны. 13 N σH σh N Рис. 7. Вид на восток через антиклиналь Сан-Мартин на площади Камисеа и систему взбросов. Складки в кровле формаций Ной и Энее (белая поверхность) указывают на региональную деформацию под воздействием сжимающих напряжений. Другие цветные поверхности указывают на расположение разрывных нарушений. Траектории ранее пробуренных скважин (черный цвет) начинаются на поверхности земли в точке расположения скважины. Белыми штрихами на траекториях показано положение уровня моря. Направление максимального горизонтального напряжения северо-северо-восточное (вставка). 2 1 3 Степень сложности бурения 90 Горизонтальная 1.45 80 1.40 5 σh 1 3 2 4 4 5 1.35 60 1.30 SM1002 1.25 50 SM1004 1.20 40 1.15 30 1.10 20 Возрастание сложности σH Наклон скважины, градусы 70 1.05 1.00 10 SM1001 Вертикальная 0 0 σH 10 0.95 20 30 40 50 Азимут, градусы 60 70 80 90 σh вызвав их растрескивание. Данное заключение подняло важный вопрос: что оказывает преобладающее влияние на деформацию стволов скважин: локальные или региональные напряжения? Ответ на него был получен при бурении первой скважины. Геологическая информация была введена в трехмерную модель. На этой модели видны взбросовые и складчатые структуры, проявленные в кровлях пластов перекрывающей толщи (рис. 7). Анализ материалов по площади Камисеа подчеркнул важность понимания состояния напряженности на всем протяжении истории осадконакопления. Он показал, что в промежутке между формированием коллектора и настоящим временем был период, когда максимальные и даже минимальные горизонтальные напряжения превышали вертикальные. Этот режим интенсивного сжатия проявился, например, в образовании трещин.6 Информация о состоянии напряженности получена в результате изучения трещин в керне из соседних скважин. Наличие параллельных напластованию трещин сдвига согласуется с образованием параллельной складчатости, поэтому подобные трещины вероятно развились в процессе регионального складкообразования. Однако, в формациях Ной и Ниа присутствуют перпендикулярные сдвиговые трещины, следовательно, местами во время образования трещин максимальные палеонапряжения имели вертикальную направленность. Вероятно, это случилось после того, как на начальной стадии складкообразования произошло поглощение некоторого количество энергии тектонического сжатия и вектор главных напряжений претерпел разворот. Более того, наличие в самой верхней компетентной формации Вивиан трещин растяжения вместо перпендикулярных сдвиговых трещин указывает на то, что дальнейшее складкообразование и растяжение увеличили девиацию напряжений.7 Режим сжатия в подстилающей компетентной толще (предпо- Рис. 8. Карта рисков траекторий бурения. Риск бурения изменяется в зависимости от ориентации ствола скважины относительно направлений главных напряжений и от угла наклона траектории относительно напластования. Изображены пять траекторий, соответствующих: (1) вертикальной скважине, пробуренной через свод продуктивного пласта; (2) расположенной на крыле антиклинали почти вертикальной скважине, прошедшей через пласт приблизительно под прямым углом к напластованию; (3) почти вертикальной скважине, пересекшей поверхности напластования под углом; (4) наклонной скважине, направленной по падению пластов параллельно напластованию и (5) сильно искривленным скважинам, пересекающих наклоненные пласты под косым углом (в середине). Степень сложности бурения можно схематически изобразить в виде диаграммы сложности бурения (слева). Чем больше лепесток диаграммы, тем труднее бурить в данном направлении. Например, бурить по траектории 1 довольно просто. Будучи вертикальной, данная траектория не имеет какого-либо предпочтительного по трудности бурения направления. Однако, по траектории 5 очень трудно бурить в направлении напряжения σH . Везде в предгорьях Анд траектории 4 и 5 были самыми трудными для бурения. Скважины на площади Камисеа, ориентированные под острым углом к простиранию антиклинали, имеют траектории, аналогичные 4. Для каждого интервала можно построить цветную карту степени риска бурения по различным траекториям (справа). На данной карте, построенной для формации Шинаи, показано, что легче бурить почти вертикальные скважины (синий цвет), а труднее всего бурить по направлению σH при большом угле наклона ствола (красный цвет). Бурение умеренной степени сложности представлено желтым цветом. Аналогичные карты были построены и для других интервалов. Траектория скважины SM1001 через формацию Шинаи проходит в легком направлении, в то же время скважины SM1002 и SM1004 были более трудными для бурения. Общее правило заключается в том, что для контроля скважин, бурящихся в более сложных направлениях, удельный вес бурового раствора должен увеличиваться. 6. Под палеонапряжением понимается состояние напряженности во время осадконакопления или в любое другое прежнее время. 7. Разностное напряжение является мерой различия между главными напряжениями. 8. Дополнительные сведения по плану DrillMAP можно найти в статье: Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H, Standifird W and Wright B: “Avoiding Drilling Problems,” Oilfield Review 13, no. 2 (Summer 2001): 32–51. 9. “No Drilling Surprises” (NDS) — группа по оптимизации процесса бурения и предотвращению проблем во время бурения. Дополнительные сведения об NDS можно найти в статье “Avoiding Drilling Problems”, см. ссылку 8. 10. Дополнительные сведения о роторном управляемом бурении можно найти в: Downton G, Hendricks A, Klausen TS and Pafitis D: “New Directions in Rotary Steerable Drilling,” Oilfield Review 12, no. 1 (Spring 2000): 18–29. 12 Осень 2005 Нефтегазовое Обозрение ложительно формации Копакабана) привел к возникновению параллельной складчатости. Возможно, что результирующее движение в блоке Камисеа сняло некоторое количество горизонтальных напряжений. В настоящее время главным напряжением является вертикальное. Риски. На заключительной стадии анализа данных был сделан прогноз потенциальных рисков при бурении. Большинство прихватов инструмента происходило в отклоненных скважинах. Этот факт имел большое значение, так как новые скважины также планировались наклоннонаправленными. Однако, прежние скважины, в которых возникали осложнения, были отклонены в направлении, почти параллельном простиранию антиклинали Сан-Мартин, в то время как проектируемые скважины ориентированы под некоторым углом или перпендикулярно к простиранию этой антиклинали (рис. 8). Проектируемые на площади Камисеа скважины потенциально имеют более высокие буровые риски, чем скважины, пробуренные здесь ранее. Компания Шлюмберже построила для разведочной площади Камисеа ММС, включающую в себя составленный с помощью программы DrillMAP прогноз рисков, расчет величины этих рисков для каждого интервала бурения и степени их возможного влияния на ведение буровых работ.8 Моделирование по методу Монте-Карло позволило определить потенциальную изменчивость некоторых параметров, полученных на предыдущих скважинах. Например, моделирование показало, что неограниченный пре- Эквивалентный удельный вес бурового раствора, фунт / галлон W дел прочности при сжатии (НППС) обладает большим влиянием на развитие сдвиговых нарушений, но в анализируемых материалах замеры НППС отсутствовали. После такого вывода компания Пласпетрол восполнила этот недостаток, проведя определение НППС по керну ранее пробуренных скважин. Для составления проекта буровых работ группа “No Drilling Surprises” (NDS)9 компании Шлюмберже и компания Пласпетрол использовали результаты, полученные с помощью ММС и DrillMAP. Чтобы повысить качество промывки скважин, компания Пласпетрол заменила буровой двигатель на роторную управляемую систему PowerDrive.10 В ходе бурения проводились замеры и ГИС. Бурение. В процессе бурения первой скважины в данном блоке, группа NDS обновила ММС и планы DrillMAP, введя в них полученную информацию. При этом подтвердилось прогнозное распределение напряжений. Данные бурения дали ответ на вопрос о роли современных местных напряжений и палеонапряжений. Анализ обвалов стенок скважины по данным сканирующих приборов показал, что в деформации ствола скважины преобладающую роль играют современные местные, а не региональные остаточные напряжения. При вскрытии продуктивного пласта наблюдаемые величины напряжений были близки к прогнозным, но требовались уточнения модели в части, касающейся перекрывающей толщи, т.к. до начала бурения количество данных по ней было недостаточным (рис. 9). 18 прогнозная величина σh величина σh по результатам испытания на критическое давление 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0 500 1000 1500 Истинная вертикальная глубина, м 2000 2500 Рис. 9. Обновление сведений о напряжениях в процессе бурения. Прогноз величины минимального горизонтального напряжения до бурения был обоснован для той области, где имелось достаточное количество данных по соседним скважинам, т.е. глубже 1700 м (5600 футов). Испытания на критическое давление поглощения раствора на глубине башмака обсадной колонны, т.е. около 1000 м (3280 футов), показали, что величина σh больше прогнозной. В процессе бурения модель была уточнена с учетом данного результата. Рисунок иллюстрирует испытание на критическое давление на уровне башмака обсадной колонны. 13 Моделирование местных напряжений на месторождении Миррен Региональные напряжения являются основой для определения локальных напряжений во многих нефтегазоносных бассейнах. Однако, наличие крупных структур вблизи месторождения или скважины может существенно иска- 14 0 СЗ ЮВ Дно моря 0 1000 Расстояние по горизонтали от центра диапира, м 4000 2000 3000 5000 6000 0 Горизонт 1 1000 Кровля соли Глубина, м Горизонт 2 Горизонт 3 1000 Горизонт 4 Горизонт 5 Селе 3000 Глубина, м 2000 2000 Экофиск 3000 0–1 Мпа НОРВЕГИЯ Скачок напряжения С е ве р н о е 20–30 Мпа 1–2 Мпа 2–5 Мпа 30–40 Мпа 5–10 Мпа >40 Мпа 10–20 Мпа Поверхности 4000 Месторождение Миррен ре мо 0 1000 Расстояние по горизонтали от центра диапира, м 2000 3000 4000 5000 6000 0 ВЕЛИКОБРИТАНИЯ 1000 Рис. 10. Местоположение и стратиграфия (вверху) месторождения Миррен в Северном море. Месторождение Миррен создано соляным диапиром, залежи углеводородов находятся в формации Селе. Параметры продуктивных пластов и данные эталонирования получены в результате бурения разведочной скважины и ее бокового ствола (синий цвет). жать картину. Например, горные цепи, образовавшиеся в эпоху сжатия, оказывают влияние на существующий в настоящее время характер напряжений в соседних с ними районах. Горы могут настолько повлиять на местные напряжения, что главные напряжения утратят свою вертикальную направленность, а горизонтальные напряжения отклонятся от общих региональных трендов. Разломы и зоны трещиноватости также могут влиять на поле местных напряжений. Смещение вдоль плоскости разлома снимает местное напряжение, в особенности напряжение поперечное к плоскости разлома. В то же время, региональное напряжение на удалении от разрывного нарушения может измениться лишь в незначительной степени. Чтобы понять, как локальные дислокации влияют на напряжения, иногда требуется создать динамическую геомеханическую модель. Примером является месторождение Миррен, расположенное в Северном море приблизительно в 200 км (125 милях) к востоку от Абер- дина, Шотландия. Месторождение соединено подводными коммуникациями с платформой North Sea ETAP (Проект «Восточный грабен»). Песчаные коллекторы смяты в складки и задраны на контакте с соляным диапиром (рис. 10). В этом районе компания Бритиш Петролеум располагала данными по разведочной скважине с боковым стволом, но этих данных было недостаточно для надежного построения распределения напряжений по разрезу и его использования при составлении проекта бурения и освоения скважины. Однако, данные из этой скважины и ее бокового ствола были использованы для настройки математической модели. В вертикальном разрезе диапир Миррен имеет почти симметричную форму, не дающую свидетельств наличия локальной структурной анизотропии. Исходя из этого, группа NDS разработала радиально-симметричную модель диапира и месторождения. Величины напряжений в дальней зоне были рассчитаны по модели Мора-Кулона. Поскольку соль является очень пластичным материалом и не пе- Нефтегазовое Обозрение Глубина, м Бурение первой скважины было закончено без осложнений за 82 дня, т.е. на пять дней раньше плановых сроков. Компания Пласпетрол была полностью удовлетворена результатами работы группы NDS, и продолжила сотрудничество с компанией Шлюмберже при бурении последующих скважин. При бурении второй скважины проходка по глинам в нижней части красноцветной толщи и спуск обсадной колонны прошли успешно. На более низких горизонтах произошел прихват долота, поэтому для достижения проектной глубины был забурен второй ствол. В результате применения ММС проектный забой был достигнут всего на три дня позже планового срока. В процессе бурения третьей скважины группа NDS провела испытание пласта на критическое давление гидроразрыва. Такого рода испытание, обычно выполняемое после установки и разбуривания башмака обсадной колонны, дает возможность выяснения величины минимального горизонтального напряжения. Ход испытаний при первом цикле подъема давления был нормальным, но при втором цикле наблюдалось аномально быстрое падение давления. Чтобы проверить гипотезу о том, что такой ход испытаний объясняется наличием трещин естественного происхождения, процесс был смоделирован в программе-симуляторе трещин с использованием имеющихся в ММС данных. Расшифровка особенностей строения толщи позволила объяснить случаи поглощения промывочного и цементировочного растворов и уменьшить риск потери циркуляции при проведении скважины по нижележащему разрезу. Первые две скважины показали, что проходку по формации Шинаи долотом диаметром 8,5 дюймов следует вести с тщательным соблюдением мер предосторожности. Надлежащие указания по режимам были получены из ММС, и это дало возможность избежать осложнений. Компания Пласпетрол высоко оценила возможность оперативного планирования и принятия решений. Тесное взаимодействие между членами рабочей группы позволило компаниям Шлюмберже и Пласпетрол немедленно обновлять исполняемую программу работ на основе новой поступающей информации и результатов моделирования. 2000 3000 Давление гидроразрыва пласта 0–1 Мпа 20–30 Мпа 1–2 Мпа 30–40 Мпа 2–5 Мпа 5–10 Мпа >40 Мпа 10 –20 Мпа Поверхности 4000 Рис. 11. Результаты моделирования вокруг соляного диапира Миррен. Зона с большим скачком напряжения окружает нижнюю часть диапира (темно-фиолетовая и оранжевая зоны на верхней диаграмме). В этой области давление гидроразрыва пласта также низкое (голубая и фиолетовые зоны на нижней диаграмме). Траектория скважины (зеленый цвет) была выбрана с таким расчетом, чтобы пройти мимо проблемных областей. редает сдвиговые напряжения, внутри соляного диапира состояние напряженности было принято гидростатическим. Параметры продуктивного пласта были определены по имеющимся каротажным данным. Напряжения в перекрывающей толще рассчитаны по диаграммам плотностного каротажа. Минимальное главное напряжение, Осень 2005 которое не обязательно направлено горизонтально, настроено по результатам испытаний на критическое давление поглощения бурового раствора. Расчеты по модели в конечных элементах дали направления и величины главных напряжений вокруг диапира. Дополнительное подтверждение главных напряжений было получено из данных кавернометрии. После настройки модели полученные параметры были подвергнуты вращению вокруг оси симметрии, в результате чего была создана трехмерная модель. Она выявила вблизи диапира область сильного различия величин минимальных и максимальных напряжений. При бурении в таких областях, устойчивость ствола скважины обычно достигается применением утяжеленных буровых растворов. Однако, в тех же областях возле диапира смоделированное давление гидроразрыва пласта оказалось низким, т.е. требующим применения буровых растворов с низким удельным весом. В результате было решено вывести траектории скважин из этих проблемных областей (рис. 11). Параметры вдоль каждой из выбранных траекторий были взяты из трехмерной модели. Эта информация обеспечила планирование и разработку мероприятий по сохранению устойчивости стенок скважин и предотвращению выноса песка в процессе бурения и освоения скважин. С использованием моделирования на месторождении Миррен были успешно пробурены две скважины. Их эксплуатация начата в ноябре 2002 г. Выход за пределы расчетного режима при бурении на месторождении Петрониус Кроме получения исходных параметров для динамического моделирования, ММС может быть использована для проведения оценок на стадии проектирования бурения. Пользуясь ММС, можно ввести в проект бурения предупреждения о возможных осложнениях. Контроль за величиной напряжений в режиме реального времени позволяет вносить уточнения в ММС и в проект буровых работ, что может иметь большое значение для успешной проводки скважины, особенно в тех случаях, когда рамки безопасного режима бурения крайне узки. На основе корреляционных связей между данными акустического каротажа и каротажа сопротивлений, установленных при помощи ММС месторождения, делается прогноз величин порового давления и горизонтального напряжения. При наличии узкого интервала допустимых отклонений от режима безопасного бурения, указанные величины должны постоянно обновляться, чтобы исключить нарушение режима. Кроме того, нужно постоянно контролировать плотность бурового раствора в скважине. Плотность бурового раствора при поверхностных условиях отличается от таковой на забое, причем плотность на забое зависит еще и от циркуляции бурового раствора. Эквивалентная плотность покоящегося бурового раствора на забое отличается от эквивалентной 15 Моделирование местных напряжений на месторождении Миррен Региональные напряжения являются основой для определения локальных напряжений во многих нефтегазоносных бассейнах. Однако, наличие крупных структур вблизи месторождения или скважины может существенно иска- 14 0 СЗ ЮВ Дно моря 0 1000 Расстояние по горизонтали от центра диапира, м 4000 2000 3000 5000 6000 0 Горизонт 1 1000 Кровля соли Глубина, м Горизонт 2 Горизонт 3 1000 Горизонт 4 Горизонт 5 Селе 3000 Глубина, м 2000 2000 Экофиск 3000 0–1 Мпа НОРВЕГИЯ Скачок напряжения С е ве р н о е 20–30 Мпа 1–2 Мпа 2–5 Мпа 30–40 Мпа 5–10 Мпа >40 Мпа 10–20 Мпа Поверхности 4000 Месторождение Миррен ре мо 0 1000 Расстояние по горизонтали от центра диапира, м 2000 3000 4000 5000 6000 0 ВЕЛИКОБРИТАНИЯ 1000 Рис. 10. Местоположение и стратиграфия (вверху) месторождения Миррен в Северном море. Месторождение Миррен создано соляным диапиром, залежи углеводородов находятся в формации Селе. Параметры продуктивных пластов и данные эталонирования получены в результате бурения разведочной скважины и ее бокового ствола (синий цвет). жать картину. Например, горные цепи, образовавшиеся в эпоху сжатия, оказывают влияние на существующий в настоящее время характер напряжений в соседних с ними районах. Горы могут настолько повлиять на местные напряжения, что главные напряжения утратят свою вертикальную направленность, а горизонтальные напряжения отклонятся от общих региональных трендов. Разломы и зоны трещиноватости также могут влиять на поле местных напряжений. Смещение вдоль плоскости разлома снимает местное напряжение, в особенности напряжение поперечное к плоскости разлома. В то же время, региональное напряжение на удалении от разрывного нарушения может измениться лишь в незначительной степени. Чтобы понять, как локальные дислокации влияют на напряжения, иногда требуется создать динамическую геомеханическую модель. Примером является месторождение Миррен, расположенное в Северном море приблизительно в 200 км (125 милях) к востоку от Абер- дина, Шотландия. Месторождение соединено подводными коммуникациями с платформой North Sea ETAP (Проект «Восточный грабен»). Песчаные коллекторы смяты в складки и задраны на контакте с соляным диапиром (рис. 10). В этом районе компания Бритиш Петролеум располагала данными по разведочной скважине с боковым стволом, но этих данных было недостаточно для надежного построения распределения напряжений по разрезу и его использования при составлении проекта бурения и освоения скважины. Однако, данные из этой скважины и ее бокового ствола были использованы для настройки математической модели. В вертикальном разрезе диапир Миррен имеет почти симметричную форму, не дающую свидетельств наличия локальной структурной анизотропии. Исходя из этого, группа NDS разработала радиально-симметричную модель диапира и месторождения. Величины напряжений в дальней зоне были рассчитаны по модели Мора-Кулона. Поскольку соль является очень пластичным материалом и не пе- Нефтегазовое Обозрение Глубина, м Бурение первой скважины было закончено без осложнений за 82 дня, т.е. на пять дней раньше плановых сроков. Компания Пласпетрол была полностью удовлетворена результатами работы группы NDS, и продолжила сотрудничество с компанией Шлюмберже при бурении последующих скважин. При бурении второй скважины проходка по глинам в нижней части красноцветной толщи и спуск обсадной колонны прошли успешно. На более низких горизонтах произошел прихват долота, поэтому для достижения проектной глубины был забурен второй ствол. В результате применения ММС проектный забой был достигнут всего на три дня позже планового срока. В процессе бурения третьей скважины группа NDS провела испытание пласта на критическое давление гидроразрыва. Такого рода испытание, обычно выполняемое после установки и разбуривания башмака обсадной колонны, дает возможность выяснения величины минимального горизонтального напряжения. Ход испытаний при первом цикле подъема давления был нормальным, но при втором цикле наблюдалось аномально быстрое падение давления. Чтобы проверить гипотезу о том, что такой ход испытаний объясняется наличием трещин естественного происхождения, процесс был смоделирован в программе-симуляторе трещин с использованием имеющихся в ММС данных. Расшифровка особенностей строения толщи позволила объяснить случаи поглощения промывочного и цементировочного растворов и уменьшить риск потери циркуляции при проведении скважины по нижележащему разрезу. Первые две скважины показали, что проходку по формации Шинаи долотом диаметром 8,5 дюймов следует вести с тщательным соблюдением мер предосторожности. Надлежащие указания по режимам были получены из ММС, и это дало возможность избежать осложнений. Компания Пласпетрол высоко оценила возможность оперативного планирования и принятия решений. Тесное взаимодействие между членами рабочей группы позволило компаниям Шлюмберже и Пласпетрол немедленно обновлять исполняемую программу работ на основе новой поступающей информации и результатов моделирования. 2000 3000 Давление гидроразрыва пласта 0–1 Мпа 20–30 Мпа 1–2 Мпа 30–40 Мпа 2–5 Мпа 5–10 Мпа >40 Мпа 10 –20 Мпа Поверхности 4000 Рис. 11. Результаты моделирования вокруг соляного диапира Миррен. Зона с большим скачком напряжения окружает нижнюю часть диапира (темно-фиолетовая и оранжевая зоны на верхней диаграмме). В этой области давление гидроразрыва пласта также низкое (голубая и фиолетовые зоны на нижней диаграмме). Траектория скважины (зеленый цвет) была выбрана с таким расчетом, чтобы пройти мимо проблемных областей. редает сдвиговые напряжения, внутри соляного диапира состояние напряженности было принято гидростатическим. Параметры продуктивного пласта были определены по имеющимся каротажным данным. Напряжения в перекрывающей толще рассчитаны по диаграммам плотностного каротажа. Минимальное главное напряжение, Осень 2005 которое не обязательно направлено горизонтально, настроено по результатам испытаний на критическое давление поглощения бурового раствора. Расчеты по модели в конечных элементах дали направления и величины главных напряжений вокруг диапира. Дополнительное подтверждение главных напряжений было получено из данных кавернометрии. После настройки модели полученные параметры были подвергнуты вращению вокруг оси симметрии, в результате чего была создана трехмерная модель. Она выявила вблизи диапира область сильного различия величин минимальных и максимальных напряжений. При бурении в таких областях, устойчивость ствола скважины обычно достигается применением утяжеленных буровых растворов. Однако, в тех же областях возле диапира смоделированное давление гидроразрыва пласта оказалось низким, т.е. требующим применения буровых растворов с низким удельным весом. В результате было решено вывести траектории скважин из этих проблемных областей (рис. 11). Параметры вдоль каждой из выбранных траекторий были взяты из трехмерной модели. Эта информация обеспечила планирование и разработку мероприятий по сохранению устойчивости стенок скважин и предотвращению выноса песка в процессе бурения и освоения скважин. С использованием моделирования на месторождении Миррен были успешно пробурены две скважины. Их эксплуатация начата в ноябре 2002 г. Выход за пределы расчетного режима при бурении на месторождении Петрониус Кроме получения исходных параметров для динамического моделирования, ММС может быть использована для проведения оценок на стадии проектирования бурения. Пользуясь ММС, можно ввести в проект бурения предупреждения о возможных осложнениях. Контроль за величиной напряжений в режиме реального времени позволяет вносить уточнения в ММС и в проект буровых работ, что может иметь большое значение для успешной проводки скважины, особенно в тех случаях, когда рамки безопасного режима бурения крайне узки. На основе корреляционных связей между данными акустического каротажа и каротажа сопротивлений, установленных при помощи ММС месторождения, делается прогноз величин порового давления и горизонтального напряжения. При наличии узкого интервала допустимых отклонений от режима безопасного бурения, указанные величины должны постоянно обновляться, чтобы исключить нарушение режима. Кроме того, нужно постоянно контролировать плотность бурового раствора в скважине. Плотность бурового раствора при поверхностных условиях отличается от таковой на забое, причем плотность на забое зависит еще и от циркуляции бурового раствора. Эквивалентная плотность покоящегося бурового раствора на забое отличается от эквивалентной 15 Джорджия Алабама Миссисипи Техас Флорида Луизиана Месторождение Петрониус Мекс 0 и иканский зал С в Платформа Ю Дно моря 2000 Глубина, футы Траектории скважин 4000 6000 8000 10 000 12 000 –20 000 –15 000 –10 000 –5000 0 5000 Отход ствола, футы 10 000 15 000 20 000 Рис. 12. Местоположение (вверху) и траектории скважин (внизу) месторождения Петрониус в Мексиканском заливе. На месторождении Петрониус глубина моря значительно меняется. 16 проблемы усугублялись с набором угла, так как пределы допустимых отклонений плотности бурового раствора сужались. Для бурения пологонаклонных скважин компания Шеврон-Тексако поставила задачу вести бурение без осложнений, в особенности, без прихватов и затяжек при спускоподъемных операциях, без потерь инструмента в скважине и без потерь циркуляции. Во избежание обвалов в верхней части разреза проектом работ предусматривалось использование утяжеленных буровых растворов, а неустойчивый интервал планировалось перекрыть обсадной колонной диаметром 9 5/8 дюйма. После спуска обсадной колонны удельный вес бурового раствора снижался, чтобы исключить потерю циркуляции из-за уменьшения градиента давления гидроразрыва пласта в следующей зоне. Во время бурения необходимо было следить за эквивалентной плотностью циркуляции и покоя бурового раствора и постоянно держать их в заданных пределах. Модель механических свойств геологической среды. Для планирования бурения трех пологонаклонных скважин на месторождении Петрониус требовалось построить трехмерную ММС, объединяющую имеющиеся данные и моделирующую отсутствующую информацию. Для определения направления напряжений по данным пластового наклономера и пластового микроимиджера (FMI) были установлены поверхности несогласий и разрывные нарушения. Обычно величина вертикального напряжения, создаваемого весом перекрывающей толщи, определяется суммарной плотностью составляющих ее пород. На месторождении Петрониус погружающееся морское дно осложнило применение данного подхода. Группа NDS создала трехмерную модель продуктивного пласта, в которой было учтено изменение глубины моря и вызываемое этим изменение горизонтальных напряжений. Проектный интервал глубин был не полностью обеспечен данными плотностного каротажа по соседним скважинам, поэтому данные были экстраполированы до дна моря. При построении куба плотностей были использованы трехмерные данные по сейсмическим скоростям, а контроль качества осуществлялся по акустическому каротажу. Наклон дна моря привел к тому, что прогнозный градиент давления перекрывающей толщи в конечной точке скважины более чем на 11. Сведения о месторождении Петрониус, содержащиеся в настоящей статье, взяты из: Smirnov NY, Tomlinson JC, Brady SD and Rau WE III: “Advanced Modeling Techniques with Real-Time Updating and Managing the Parameters for Effective Drilling,” paper presented at the XIV Deep Offshore Technology Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, November 12–15, 2002. Нефтегазовое Обозрение Градиенты напряжения 1 фунт / галлон / линейная мера Поровое давление Литология Удельный вес бурового раствора, α=0° Иллит Удельный вес бурового раствора, α=60° Песок Минимальное горизонтальное напряжение Прогноз обрушения Градиент в перекрывающей толще Окружность ствола скважины 0° 360° Связанная вода Общая пористость LOT σH Измеренная глубина, футы 1000 футов Важность удержания удельного веса бурового раствора в безопасных пределах была продемонстрирована на стадии предварительного планирования буровых работ на месторождении Петрониус. Буровая платформа располагалась на границе мелководной и более глубоководной части залива в районе ВиоскаКнолл. Нефтяная компания Шеврон-Тексако начала разработку месторождения в 2000 году и планировала пробурить три пологонаклонных скважины с горизонтальным отходом ствола до 19 000 футов (5800 м).11 В районе платформы глубина моря быстро изменяется (рис. 12): у платформы — 1750 футов (533 м), у северной оконечности залежи — всего 700 футов (213 м), а в районе южной оконечности — почти 3200 футов (975 м). Столь большие изменения глубины моря сопровождаются изменениями напряжения в перекрывающей толще, что следует учитывать при проектировании пологонаклонных скважин. При бурении предыдущих скважин, имевших меньший горизонтальный отход, возникали осложнения с промывкой ствола, повышенным временем циркуляции, сужениями ствола, сальникообразованием и потерей аварийных инструментов в скважине. Указанные плотности покоящегося бурового раствора на поверхности из-за наличия в нем взвешенного шлама и сжимаемости раствора. Кроме свойств самого бурового раствора, существенное влияние на его эквивалентную плотность при циркуляции оказывают диаметр скважины, конструкция бурового снаряда и бурильной колонны, движение труб и скорость спускоподъема колонны, скорость проходки, а также скорость циркуляции и давление раствора. Эквивалентную плотность на забое можно замерить с помощью прибора для измерения давления в затрубном пространстве во время бурения. Она передается на поверхность в режиме реального времени. Эквивалентная плотность покоящегося бурового раствора регистрируется на забое в отсутствие циркуляции, а минимальное и максимальное значения плотности покоя передаются, как только снова начинается циркуляция. Когда интервал допустимых отклонений от режима безопасного бурения или от безопасного удельного веса бурового раствора становится меньше, чем разность между эквивалентной плотностью покоя и циркуляции, буровые работы могут вызвать образование трещин, либо обрушение ствола, а в некоторых случаях то и другое одновременно. Возможные трещины σh LOT α α σh α–Угол обрушений стенок Зоны сдвиговых разрушений (обрушений стенок) σH Рис. 13. Использование анализа вероятности обвала стенок скважины для установления минимального значения удельного веса бурового раствора. Данные анализа устойчивости стенок скважины (колонка 2) указывают на то, что минимальные значения удельного веса бурового раствора, при котором трещины не начинают возникать, т.е. MW0 (зеленая кривая), недостаточно отличаются от значений минимального горизонтального напряжения σh, (золотистая кривая). Группа НДС проанализировала динамику бурения и решила, что ствол скважины может оставаться чистым при обрушениях, происходящих в пределах угла α до 60° (справа). С помощью критерия MW60 (красная кривая) были предсказаны места ожидаемых разрушений ствола скважины (колонка 3). Изображенные в колонке 2 результаты испытаний на критическое давление потери раствора подтвердили корреляцию для σh. Градиент напряжений в перекрывающей толще изображен справа (цвета фуксия). В колонке 1 приведены результаты петрофизического анализа разреза. 0,12 г/см3 (1 фунт/галлон) отличался от такового в вертикальной скважине той же глубины. В модель ММС были введены данные, имевшиеся до начала бурения. В результате полного петрофизического анализа был установлен минералогический состав пластов и параметры горных пород. В качестве исходных данных для прогноза порового давления был использован трехмерный сейсмический куб. Определение давления гидроразрыва в соседних скважинах дало минимальные значения горизонтального напряжения в глинах и пределы максимального горизонтального напряжения. Настройки профилей проводилась по замерам давления и данным испытания на критическое давление поглощения рас- Осень 2005 твора, полученным с помощью кабельного пластоиспытателя (MDT) и пластоиспытателя многократного действия (RFT). На основе ММС был составлен прогноз устойчивости стенок скважин вдоль заданных траекторий. Допустимый диапазон колебаний плотности бурового раствора, гарантирующий предотвращение появления трещин и создание минимального горизонтального напряжения, был меньше 1 фунта/галлон. Прогнозная разность между эффективной плотностью покоя и циркуляции бурового раствора превышала эту величину, поэтому некоторая опасность возникновения обвалов стенок скважины сохранялась. Группа NDS решила, что с последствиями обвалов ограниченного масштаба легче спра- виться, чем с последствиями разрыва пласта, поэтому было введено менее строгое ограничение на нижнюю границу диапазона значений плотности бурового раствора. При заданном диаметре скважины и конструкции бурильной колонны ММС позволила определить максимальный масштаб обвалов ствола, с которыми может справиться гидравлика буровой установки без риска потери скважины. Группа установила, что обрушения ствола скважины, находящиеся в пределах угла 60° не будут оказывать существенного влияния на промывку скважины и ее устойчивость, и это обстоятельство было использовано в качестве исходного при расчете плотности бурового раствора (рис. 13). Однако, условия требуют 17 Джорджия Алабама Миссисипи Техас Флорида Луизиана Месторождение Петрониус Мекс 0 и иканский зал С в Платформа Ю Дно моря 2000 Глубина, футы Траектории скважин 4000 6000 8000 10 000 12 000 –20 000 –15 000 –10 000 –5000 0 5000 Отход ствола, футы 10 000 15 000 20 000 Рис. 12. Местоположение (вверху) и траектории скважин (внизу) месторождения Петрониус в Мексиканском заливе. На месторождении Петрониус глубина моря значительно меняется. 16 проблемы усугублялись с набором угла, так как пределы допустимых отклонений плотности бурового раствора сужались. Для бурения пологонаклонных скважин компания Шеврон-Тексако поставила задачу вести бурение без осложнений, в особенности, без прихватов и затяжек при спускоподъемных операциях, без потерь инструмента в скважине и без потерь циркуляции. Во избежание обвалов в верхней части разреза проектом работ предусматривалось использование утяжеленных буровых растворов, а неустойчивый интервал планировалось перекрыть обсадной колонной диаметром 9 5/8 дюйма. После спуска обсадной колонны удельный вес бурового раствора снижался, чтобы исключить потерю циркуляции из-за уменьшения градиента давления гидроразрыва пласта в следующей зоне. Во время бурения необходимо было следить за эквивалентной плотностью циркуляции и покоя бурового раствора и постоянно держать их в заданных пределах. Модель механических свойств геологической среды. Для планирования бурения трех пологонаклонных скважин на месторождении Петрониус требовалось построить трехмерную ММС, объединяющую имеющиеся данные и моделирующую отсутствующую информацию. Для определения направления напряжений по данным пластового наклономера и пластового микроимиджера (FMI) были установлены поверхности несогласий и разрывные нарушения. Обычно величина вертикального напряжения, создаваемого весом перекрывающей толщи, определяется суммарной плотностью составляющих ее пород. На месторождении Петрониус погружающееся морское дно осложнило применение данного подхода. Группа NDS создала трехмерную модель продуктивного пласта, в которой было учтено изменение глубины моря и вызываемое этим изменение горизонтальных напряжений. Проектный интервал глубин был не полностью обеспечен данными плотностного каротажа по соседним скважинам, поэтому данные были экстраполированы до дна моря. При построении куба плотностей были использованы трехмерные данные по сейсмическим скоростям, а контроль качества осуществлялся по акустическому каротажу. Наклон дна моря привел к тому, что прогнозный градиент давления перекрывающей толщи в конечной точке скважины более чем на 11. Сведения о месторождении Петрониус, содержащиеся в настоящей статье, взяты из: Smirnov NY, Tomlinson JC, Brady SD and Rau WE III: “Advanced Modeling Techniques with Real-Time Updating and Managing the Parameters for Effective Drilling,” paper presented at the XIV Deep Offshore Technology Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, November 12–15, 2002. Нефтегазовое Обозрение Градиенты напряжения 1 фунт / галлон / линейная мера Поровое давление Литология Удельный вес бурового раствора, α=0° Иллит Удельный вес бурового раствора, α=60° Песок Минимальное горизонтальное напряжение Прогноз обрушения Градиент в перекрывающей толще Окружность ствола скважины 0° 360° Связанная вода Общая пористость LOT σH Измеренная глубина, футы 1000 футов Важность удержания удельного веса бурового раствора в безопасных пределах была продемонстрирована на стадии предварительного планирования буровых работ на месторождении Петрониус. Буровая платформа располагалась на границе мелководной и более глубоководной части залива в районе ВиоскаКнолл. Нефтяная компания Шеврон-Тексако начала разработку месторождения в 2000 году и планировала пробурить три пологонаклонных скважины с горизонтальным отходом ствола до 19 000 футов (5800 м).11 В районе платформы глубина моря быстро изменяется (рис. 12): у платформы — 1750 футов (533 м), у северной оконечности залежи — всего 700 футов (213 м), а в районе южной оконечности — почти 3200 футов (975 м). Столь большие изменения глубины моря сопровождаются изменениями напряжения в перекрывающей толще, что следует учитывать при проектировании пологонаклонных скважин. При бурении предыдущих скважин, имевших меньший горизонтальный отход, возникали осложнения с промывкой ствола, повышенным временем циркуляции, сужениями ствола, сальникообразованием и потерей аварийных инструментов в скважине. Указанные плотности покоящегося бурового раствора на поверхности из-за наличия в нем взвешенного шлама и сжимаемости раствора. Кроме свойств самого бурового раствора, существенное влияние на его эквивалентную плотность при циркуляции оказывают диаметр скважины, конструкция бурового снаряда и бурильной колонны, движение труб и скорость спускоподъема колонны, скорость проходки, а также скорость циркуляции и давление раствора. Эквивалентную плотность на забое можно замерить с помощью прибора для измерения давления в затрубном пространстве во время бурения. Она передается на поверхность в режиме реального времени. Эквивалентная плотность покоящегося бурового раствора регистрируется на забое в отсутствие циркуляции, а минимальное и максимальное значения плотности покоя передаются, как только снова начинается циркуляция. Когда интервал допустимых отклонений от режима безопасного бурения или от безопасного удельного веса бурового раствора становится меньше, чем разность между эквивалентной плотностью покоя и циркуляции, буровые работы могут вызвать образование трещин, либо обрушение ствола, а в некоторых случаях то и другое одновременно. Возможные трещины σh LOT α α σh α–Угол обрушений стенок Зоны сдвиговых разрушений (обрушений стенок) σH Рис. 13. Использование анализа вероятности обвала стенок скважины для установления минимального значения удельного веса бурового раствора. Данные анализа устойчивости стенок скважины (колонка 2) указывают на то, что минимальные значения удельного веса бурового раствора, при котором трещины не начинают возникать, т.е. MW0 (зеленая кривая), недостаточно отличаются от значений минимального горизонтального напряжения σh, (золотистая кривая). Группа НДС проанализировала динамику бурения и решила, что ствол скважины может оставаться чистым при обрушениях, происходящих в пределах угла α до 60° (справа). С помощью критерия MW60 (красная кривая) были предсказаны места ожидаемых разрушений ствола скважины (колонка 3). Изображенные в колонке 2 результаты испытаний на критическое давление потери раствора подтвердили корреляцию для σh. Градиент напряжений в перекрывающей толще изображен справа (цвета фуксия). В колонке 1 приведены результаты петрофизического анализа разреза. 0,12 г/см3 (1 фунт/галлон) отличался от такового в вертикальной скважине той же глубины. В модель ММС были введены данные, имевшиеся до начала бурения. В результате полного петрофизического анализа был установлен минералогический состав пластов и параметры горных пород. В качестве исходных данных для прогноза порового давления был использован трехмерный сейсмический куб. Определение давления гидроразрыва в соседних скважинах дало минимальные значения горизонтального напряжения в глинах и пределы максимального горизонтального напряжения. Настройки профилей проводилась по замерам давления и данным испытания на критическое давление поглощения рас- Осень 2005 твора, полученным с помощью кабельного пластоиспытателя (MDT) и пластоиспытателя многократного действия (RFT). На основе ММС был составлен прогноз устойчивости стенок скважин вдоль заданных траекторий. Допустимый диапазон колебаний плотности бурового раствора, гарантирующий предотвращение появления трещин и создание минимального горизонтального напряжения, был меньше 1 фунта/галлон. Прогнозная разность между эффективной плотностью покоя и циркуляции бурового раствора превышала эту величину, поэтому некоторая опасность возникновения обвалов стенок скважины сохранялась. Группа NDS решила, что с последствиями обвалов ограниченного масштаба легче спра- виться, чем с последствиями разрыва пласта, поэтому было введено менее строгое ограничение на нижнюю границу диапазона значений плотности бурового раствора. При заданном диаметре скважины и конструкции бурильной колонны ММС позволила определить максимальный масштаб обвалов ствола, с которыми может справиться гидравлика буровой установки без риска потери скважины. Группа установила, что обрушения ствола скважины, находящиеся в пределах угла 60° не будут оказывать существенного влияния на промывку скважины и ее устойчивость, и это обстоятельство было использовано в качестве исходного при расчете плотности бурового раствора (рис. 13). Однако, условия требуют 17 18. Под скином понимается безразмерный коэффициент, который рассчитывается с целью определения продуктивности скважины путем сравнения фактических условий с теоретическими или идеальными. Положительная величина скина указывает на то, что какие-то нарушения или влияния снизили производительность скважины. 19. Дополнительные сведения по ядерно-магнитному каротажу можно найти в: Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W, Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P, Horkowitz J, Logan D, Singer J and White J: “How to Use Borehole Nuclear Magnetic Resonance,” Oilfield Review 9, no. 2 (Summer 1997): 34-57. 20. Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A, López-de-Cárdenas J, May D, McNally AC and Sulbarán A: “Orienting Perforations in the Right Direction,” Oilfield Review 14, no. 1 (Spring 2002): 16-31. 18 Нефтегазовое Обозрение лив Сведения о прежних применениях данного способа для борьбы с выносом мела можно найти в: Moschovidis ZA: “Interpretation of Pressure Decline for Minifrac Treatments Initiated at the Interface of Two Formations,” paper SPE 16188, presented at the SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, Oklahoma, USA, March 8–10, 1987. 16. Akbar Ali AH, Marti S, Esa R, Ramamoorthy R, Brown T and Stouffer T: “Advanced Hydraulic Fracturing Using Geomechanical Modeling and Rock Mechanics—An Engineered Integrated Solution,” paper SPE 68636, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, April 17–19, 2001. 17. Высокорасходная водяная укупорка представляет собой способ борьбы с выносом песка, связанный с разрывом пласта для размещения гравия за обсадкой и перфорированием за пределами радиуса разрушения скважины. Обычно ГРП рассчитывается таким образом, чтобы трещины имели полудлину, равную 2–10 футам (0,6–3 м), и обладали средней проводимостью в 2–3 фунта/фут2 или 10–15 кг/м2. Такое обычно достигается с помощью идеальных жидкостей, подобных жидкостям, используемым при вскрытии пластов. РОССИЯ Остров Сахалин ро 12. Анализ колонны бурильных труб включал изучение напряжений изгиба, синусоидального изгиба, эффективной осевой нагрузки, полных и наклонных боковых сил, а также прочности на скручивание и растяжение. 13. Inaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J, Rohler H and Tribe I: “Wellbore Imaging Goes Live,” Oilfield Review 15, no. 1 (Spring 2003): 24–37. 14. Дополнительные сведения по заканчиваниям скважин без фильтров можно найти в: Acock A, Heitmann N, Hoover S, Malik BZ, Pitoni E, Riddles C and Solares JR: “Screenless Methods to Control Sand,” Oilfield Review 15, no. 1 (Spring 2003): 38–53. Дополнительные сведения по расклиниванию трещин можно найти в: Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J, Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J and White S: “Combined Stimulation and Sand Control,” Oilfield Review 14, no. 2 (Summer 2002): 30–47. 15. Bale A, Owren K and Smith MB: “Propped Fracturing as a Tool for Sand Control and Reservoir Management,” paper SPE 24992, presented at the SPE European Petroleum Conference, Cannes, France, November 16–18, 1992. Борьба с выносом твердой фазы ММС также играет большую роль при борьбе с выносом песка из рыхлых и слабосцементированных пород. Переносимый потоком песок истирает трубы и может вывести из строя скважинное и поверхностное оборудование. Мероприятия по предотвращению выноса песка, проводимые непосредственно в прискважинной зоне и заключающиеся в ориентированной перфорации или заканчивания скважин без фильтра, приносят наибольший Пильтун-Астохское месторождение йп время бурения и при подъеме инструмента из скважины.13 Буровая бригада тампонировала трещины специальным материалом и понизила удельный вес бурового раствора до приемлемого уровня, основываясь на данных ММС, обрабатываемых в режиме реального времени. Анализ показал, что минимальный градиент горизонтального напряжения в песчаных пластах составлял 0,3 фунта/галлон (0,035 г/см3), т.е. меньше, чем для глин, поэтому модель была обновлена с учетом установленного различия в прочностных параметрах литологических разностей. Постоянное наблюдение за скважинами и использование ММС позволило установить причины нежелательных явлений и обеспечить успешную проводку скважин до проектных глубин. Случаев прихвата труб, потери инструмента в скважине или необходимости в забуривании боковых стволов не возникало. Небольшие поглощения бурового раствора были успешно ликвидированы. Все целевые объекты были вскрыты, все обсадные колонны были спущены на проектную глубину. В среднем, общая экономия времени при строительстве трех скважин составила 15%. Только по чистому времени бурения экономия составила около 45% от проектных показателей. ки Промывка ствола имела решающее значение. Эффективная плотность циркуляции бурового раствора чувствительна к состоянию скважины, а в данном случае интервал между обрушением и разрывом пласта был очень небольшим. Отслеживание напряжений требовало измерения величины эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора с точностью до 0,1 фунта/галлон (0,012 г/см3). Те же требования предъявлялись со стороны прогнозных градиентов по данным испытаний на целостность пластов и их поглощающую способность в краткосрочном плане, а также по прошествии длительного времени. В результате применения традиционного способа циркуляции скважины появились несколько обвалов стенок. Однако, путем анализа крутящего момента и трения колонны о стенки скважины отслеживалась и снижалась вероятность образования каверн больших по размеру, чем обломки выбуренной породы. С помощью специальных процедур промывки ствола и спуска инструмента удавалось механическим путем ликвидировать каверны более крупного размера. Когда забой достиг глубины установки башмака обсадной колонны, перед подъемом бурильной колонны время циркуляции было увеличено. Обвалившийся со стенок скважины материал продолжал поступать на вибросита в течение нескольких полных циклов циркуляции (в течение нескольких часов), когда обычный буровой шлам на поверхность уже не поступал. Интервал допустимых отклонений удельного веса бурового раствора был настолько узким, что возможность разрыва пород сохранялась. Буровая бригада наблюдала некоторый раздув ствола скважины, за которым последовало поглощение бурового раствора. Положение трещин в этом интервале было определено по данным каротажа сопротивлений, выполненного во рс тщательного контроля. После того, как стенки скважины начнут разрушаться, будет невозможно предсказать их дальнейшее поведение. Вероятно, что со временем разрушения будут нарастать, так как величины напряжений остаются за пределами допустимых. В процессе бурения велся тщательный контроль за параметрами бурового раствора. Модель механики бурения показала, что применение роторной управляемой системы PowerDrive PD900 повысило качество промывки ствола скважины и обеспечивало нужный поток через долото при меньшем перепаде давления, чем у забойного бурового двигателя. По результатам анализа устойчивости стенок скважины были определены эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора и скорости потока в кольцевом пространстве, необходимые для оптимальной очистки ствола. Полный анализ напряжений в колонне бурильных труб установил предельные рабочие параметры, позволяющие избежать аварий и исключить простои.12 Приобретенный опыт и изученные на подготовительной стадии практические примеры были введены в базу данных ММС. Используя подход, основанный на выявлении коренных причин, группа NDS разработала комплекс предупредительных и оперативных мер на случай возникновения осложнений при бурении. Бурение. Бурение началось в 2002 году по предложенному проекту. Находящиеся на буровой инженеры постоянно контролировали ход бурения и проведение каротажа в режиме реального времени, включая гамма-каротаж, каротаж сопротивлений, акустический, плотностной каротаж и нейтронный каротаж пористости. Находящаяся на берегу группа буровых экспертов оказывала этим работам круглосуточную поддержку. т Та а РОССИЯ о Охотское м КИТАЙ ре ЯПОНИЯ Рис. 14. Пильтун-Астохское месторождение у берегов острова Сахалин, Россия. эффект14. В некоторых случаях, вынос песка удается предотвратить путем непрямого вертикального разрыва (НВР) пласта, осуществляемого путем перфорации компетентной зоны и ГРП соседнего менее компетентного продуктивного интервала.15 Правильное применение технологии НВР требует детального изучения литологического состава продуктивного интервала и его геомеханических свойств, чего можно достичь только с помощью ММС. В 2000 году компания Сахалин Энерджи Инвестмент применила метод НВР на Пильтун-Астохском месторождении, расположенном приблизительно в 12 км (7 милях) северо-восточнее острова Сахалин в России (рис. 14)16. Пробуренные на данном месторождении скважины предрасположены к выносу песка из слабосцементированных продуктивных пластов. В скважинах был проведен гидроразрыв пласта с использованием обычной жидкости разрыва и чистой воды по технологии HRWP17. После проведения ГРП скважины характеризовались высоким положительным скином18. Нефтяная компания решила применить НВР, Осень 2005 чтобы проверить, сможет ли сам продуктивный пласт препятствовать выносу песка. Для детального изучения литологии и геомеханических параметров скважин-кандидатов компания воспользовалась услугами компании Шлюмберже. Для построения ММС были изучены несколько скважин. Часть нефтеносного интервала с максимальной проницаемостью представлена слабосцементированными песчаниками, содержащими чистые тонко- и среднезернистые пески с небольшой примесью глин. Обстановка осадконакопления соответствовала морскому шельфу с увеличением размерности осадочного материала вверх по разрезу. Нижние части разреза лучше сцементированы ввиду повышенного содержания глинистого материала и цемента. Непроницаемые пласты по составу соответствуют сильно уплотненным глинистым алевролитам, песчаникам и аргиллитам. Хотя средняя проницаемость пласта составляет приблизительно 150–200 мД, чистые песчаники обладают высокой проницаемостью до 4 Д. Проницаемости в скважине рассчитывались с помощью преобразования данных комбинируемого ядерно-магнитного каротажа по способу Тимура Коутса.19 Указанные данные были увязаны с данными по керну. Направление максимальных горизонтальных напряжений σH определялось с помощью дипольного акустического имиджера (DSI), работающего в режиме скрещенных диполей. Полученные с помощью DSI данные показали, что σH ориентированы по направлению северо-восток юго-запад. Это согласуется с результатами исследования обвалов стенок скважин четырехрычажным каверномером. Другие параметры ММС, такие как коэффициент Пуассона и модуль Юнга, также основаны на данных DSI. Значения НППС, найденные по результатам корреляции диаграмм DSI, были увязаны с замерам НППС по керну. Перфорация. Чтобы уменьшить повреждение перфорационных каналов, при выборе способа перфорации учитывалась величина и направление напряжений20. Хотя в столь сильно отклоненных скважинах предпочтительным направлением перфорационных каналов являлось вертикальное, его не всегда было возможно использовать. 19 18. Под скином понимается безразмерный коэффициент, который рассчитывается с целью определения продуктивности скважины путем сравнения фактических условий с теоретическими или идеальными. Положительная величина скина указывает на то, что какие-то нарушения или влияния снизили производительность скважины. 19. Дополнительные сведения по ядерно-магнитному каротажу можно найти в: Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W, Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P, Horkowitz J, Logan D, Singer J and White J: “How to Use Borehole Nuclear Magnetic Resonance,” Oilfield Review 9, no. 2 (Summer 1997): 34-57. 20. Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A, López-de-Cárdenas J, May D, McNally AC and Sulbarán A: “Orienting Perforations in the Right Direction,” Oilfield Review 14, no. 1 (Spring 2002): 16-31. 18 Нефтегазовое Обозрение лив Сведения о прежних применениях данного способа для борьбы с выносом мела можно найти в: Moschovidis ZA: “Interpretation of Pressure Decline for Minifrac Treatments Initiated at the Interface of Two Formations,” paper SPE 16188, presented at the SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, Oklahoma, USA, March 8–10, 1987. 16. Akbar Ali AH, Marti S, Esa R, Ramamoorthy R, Brown T and Stouffer T: “Advanced Hydraulic Fracturing Using Geomechanical Modeling and Rock Mechanics—An Engineered Integrated Solution,” paper SPE 68636, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, April 17–19, 2001. 17. Высокорасходная водяная укупорка представляет собой способ борьбы с выносом песка, связанный с разрывом пласта для размещения гравия за обсадкой и перфорированием за пределами радиуса разрушения скважины. Обычно ГРП рассчитывается таким образом, чтобы трещины имели полудлину, равную 2–10 футам (0,6–3 м), и обладали средней проводимостью в 2–3 фунта/фут2 или 10–15 кг/м2. Такое обычно достигается с помощью идеальных жидкостей, подобных жидкостям, используемым при вскрытии пластов. РОССИЯ Остров Сахалин ро 12. Анализ колонны бурильных труб включал изучение напряжений изгиба, синусоидального изгиба, эффективной осевой нагрузки, полных и наклонных боковых сил, а также прочности на скручивание и растяжение. 13. Inaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J, Rohler H and Tribe I: “Wellbore Imaging Goes Live,” Oilfield Review 15, no. 1 (Spring 2003): 24–37. 14. Дополнительные сведения по заканчиваниям скважин без фильтров можно найти в: Acock A, Heitmann N, Hoover S, Malik BZ, Pitoni E, Riddles C and Solares JR: “Screenless Methods to Control Sand,” Oilfield Review 15, no. 1 (Spring 2003): 38–53. Дополнительные сведения по расклиниванию трещин можно найти в: Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J, Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J and White S: “Combined Stimulation and Sand Control,” Oilfield Review 14, no. 2 (Summer 2002): 30–47. 15. Bale A, Owren K and Smith MB: “Propped Fracturing as a Tool for Sand Control and Reservoir Management,” paper SPE 24992, presented at the SPE European Petroleum Conference, Cannes, France, November 16–18, 1992. Борьба с выносом твердой фазы ММС также играет большую роль при борьбе с выносом песка из рыхлых и слабосцементированных пород. Переносимый потоком песок истирает трубы и может вывести из строя скважинное и поверхностное оборудование. Мероприятия по предотвращению выноса песка, проводимые непосредственно в прискважинной зоне и заключающиеся в ориентированной перфорации или заканчивания скважин без фильтра, приносят наибольший Пильтун-Астохское месторождение йп время бурения и при подъеме инструмента из скважины.13 Буровая бригада тампонировала трещины специальным материалом и понизила удельный вес бурового раствора до приемлемого уровня, основываясь на данных ММС, обрабатываемых в режиме реального времени. Анализ показал, что минимальный градиент горизонтального напряжения в песчаных пластах составлял 0,3 фунта/галлон (0,035 г/см3), т.е. меньше, чем для глин, поэтому модель была обновлена с учетом установленного различия в прочностных параметрах литологических разностей. Постоянное наблюдение за скважинами и использование ММС позволило установить причины нежелательных явлений и обеспечить успешную проводку скважин до проектных глубин. Случаев прихвата труб, потери инструмента в скважине или необходимости в забуривании боковых стволов не возникало. Небольшие поглощения бурового раствора были успешно ликвидированы. Все целевые объекты были вскрыты, все обсадные колонны были спущены на проектную глубину. В среднем, общая экономия времени при строительстве трех скважин составила 15%. Только по чистому времени бурения экономия составила около 45% от проектных показателей. ки Промывка ствола имела решающее значение. Эффективная плотность циркуляции бурового раствора чувствительна к состоянию скважины, а в данном случае интервал между обрушением и разрывом пласта был очень небольшим. Отслеживание напряжений требовало измерения величины эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора с точностью до 0,1 фунта/галлон (0,012 г/см3). Те же требования предъявлялись со стороны прогнозных градиентов по данным испытаний на целостность пластов и их поглощающую способность в краткосрочном плане, а также по прошествии длительного времени. В результате применения традиционного способа циркуляции скважины появились несколько обвалов стенок. Однако, путем анализа крутящего момента и трения колонны о стенки скважины отслеживалась и снижалась вероятность образования каверн больших по размеру, чем обломки выбуренной породы. С помощью специальных процедур промывки ствола и спуска инструмента удавалось механическим путем ликвидировать каверны более крупного размера. Когда забой достиг глубины установки башмака обсадной колонны, перед подъемом бурильной колонны время циркуляции было увеличено. Обвалившийся со стенок скважины материал продолжал поступать на вибросита в течение нескольких полных циклов циркуляции (в течение нескольких часов), когда обычный буровой шлам на поверхность уже не поступал. Интервал допустимых отклонений удельного веса бурового раствора был настолько узким, что возможность разрыва пород сохранялась. Буровая бригада наблюдала некоторый раздув ствола скважины, за которым последовало поглощение бурового раствора. Положение трещин в этом интервале было определено по данным каротажа сопротивлений, выполненного во рс тщательного контроля. После того, как стенки скважины начнут разрушаться, будет невозможно предсказать их дальнейшее поведение. Вероятно, что со временем разрушения будут нарастать, так как величины напряжений остаются за пределами допустимых. В процессе бурения велся тщательный контроль за параметрами бурового раствора. Модель механики бурения показала, что применение роторной управляемой системы PowerDrive PD900 повысило качество промывки ствола скважины и обеспечивало нужный поток через долото при меньшем перепаде давления, чем у забойного бурового двигателя. По результатам анализа устойчивости стенок скважины были определены эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора и скорости потока в кольцевом пространстве, необходимые для оптимальной очистки ствола. Полный анализ напряжений в колонне бурильных труб установил предельные рабочие параметры, позволяющие избежать аварий и исключить простои.12 Приобретенный опыт и изученные на подготовительной стадии практические примеры были введены в базу данных ММС. Используя подход, основанный на выявлении коренных причин, группа NDS разработала комплекс предупредительных и оперативных мер на случай возникновения осложнений при бурении. Бурение. Бурение началось в 2002 году по предложенному проекту. Находящиеся на буровой инженеры постоянно контролировали ход бурения и проведение каротажа в режиме реального времени, включая гамма-каротаж, каротаж сопротивлений, акустический, плотностной каротаж и нейтронный каротаж пористости. Находящаяся на берегу группа буровых экспертов оказывала этим работам круглосуточную поддержку. т Та а РОССИЯ о Охотское м КИТАЙ ре ЯПОНИЯ Рис. 14. Пильтун-Астохское месторождение у берегов острова Сахалин, Россия. эффект14. В некоторых случаях, вынос песка удается предотвратить путем непрямого вертикального разрыва (НВР) пласта, осуществляемого путем перфорации компетентной зоны и ГРП соседнего менее компетентного продуктивного интервала.15 Правильное применение технологии НВР требует детального изучения литологического состава продуктивного интервала и его геомеханических свойств, чего можно достичь только с помощью ММС. В 2000 году компания Сахалин Энерджи Инвестмент применила метод НВР на Пильтун-Астохском месторождении, расположенном приблизительно в 12 км (7 милях) северо-восточнее острова Сахалин в России (рис. 14)16. Пробуренные на данном месторождении скважины предрасположены к выносу песка из слабосцементированных продуктивных пластов. В скважинах был проведен гидроразрыв пласта с использованием обычной жидкости разрыва и чистой воды по технологии HRWP17. После проведения ГРП скважины характеризовались высоким положительным скином18. Нефтяная компания решила применить НВР, Осень 2005 чтобы проверить, сможет ли сам продуктивный пласт препятствовать выносу песка. Для детального изучения литологии и геомеханических параметров скважин-кандидатов компания воспользовалась услугами компании Шлюмберже. Для построения ММС были изучены несколько скважин. Часть нефтеносного интервала с максимальной проницаемостью представлена слабосцементированными песчаниками, содержащими чистые тонко- и среднезернистые пески с небольшой примесью глин. Обстановка осадконакопления соответствовала морскому шельфу с увеличением размерности осадочного материала вверх по разрезу. Нижние части разреза лучше сцементированы ввиду повышенного содержания глинистого материала и цемента. Непроницаемые пласты по составу соответствуют сильно уплотненным глинистым алевролитам, песчаникам и аргиллитам. Хотя средняя проницаемость пласта составляет приблизительно 150–200 мД, чистые песчаники обладают высокой проницаемостью до 4 Д. Проницаемости в скважине рассчитывались с помощью преобразования данных комбинируемого ядерно-магнитного каротажа по способу Тимура Коутса.19 Указанные данные были увязаны с данными по керну. Направление максимальных горизонтальных напряжений σH определялось с помощью дипольного акустического имиджера (DSI), работающего в режиме скрещенных диполей. Полученные с помощью DSI данные показали, что σH ориентированы по направлению северо-восток юго-запад. Это согласуется с результатами исследования обвалов стенок скважин четырехрычажным каверномером. Другие параметры ММС, такие как коэффициент Пуассона и модуль Юнга, также основаны на данных DSI. Значения НППС, найденные по результатам корреляции диаграмм DSI, были увязаны с замерам НППС по керну. Перфорация. Чтобы уменьшить повреждение перфорационных каналов, при выборе способа перфорации учитывалась величина и направление напряжений20. Хотя в столь сильно отклоненных скважинах предпочтительным направлением перфорационных каналов являлось вертикальное, его не всегда было возможно использовать. 19 Для перфорации был выбран интервал, представленный более плотными породами пониженной проницаемости, расположенный чуть ниже целевого продуктивного высокопористого пласта. Основанное на содержащейся в ММС информации, применение программ FracCADE для моделирования и оценки эффективности ГРП показало, что эффект НВР должен возрастать от компетентной зоны к расположенному выше более рыхлому продуктивному пласту (рис. 15). Модель позволила рассчитать плотность перфорации, глубину и диаметр перфорационных каналов, при которых вынос проппанта или песка из продуктивного пласта сводился к минимуму. Общая пористость 25 % 0 Эффективная пористость 25 100 1 Глинистый сланец 25 Песчаник Градиент напряжения закрытия Гаммакаротаж Известняк 0 API 150 Углеводород Глубина, м Вода 0 Водонасыщенность Обобщенная литология 0 % 0 кПа/м Модуль Юнга 0 МПа 36 25 Коэффициент Пуассона 100 0,0 0,6 % Пористость по данным нейтронного каротажа % Пористость по данным плотностного каротажа % 0 0 0 Углеводород Вода 2240 2250 2260 2270 Рис. 15. Геомеханические параметры Пильтун-Астохского месторождения. Моделирующая работы ГРП программа FracCADE использует петрофизические свойства (колонка 3) и сведения о литологии разреза (колонка 1) для определения механических параметров продуктивного пласта (колонка 2). Изменчивость напряжения закрытия трещин (красный цвет), являющаяся мерой минимального горизонтального напряжения, представлена в модели (колонка 2) в виде зон постоянного напряжения (синий цвет). На первой скважине Пильтун-Астохского месторождения, в которой ГРП выполнен по технологии НВР, был получен существенно более высокий приток, чем в скважинах, где ГРП проводился по технологиям Frac-Pack и HRWP. Качество ГРП по технологии НВР контролировалось восстановлением давления. Скважина была закрыта, поэтому влияние объема скважины (т.е. изменения давления, вызванного реакцией скважины и жидкости на закрытие) затушевало кратковременную реакцию забойного давления, зарегистрированную забойными датчиками. Данные о восстановлении давления, полученные после того, как скважина перестала реагировать на ее закрытие, свидетельствуют об успешном результате работ. Результаты исследований показали, что трещины распространились от всех перфорационных каналов, а проводимость созданной системы трещин оказалась настолько высокой, что ход восстановления давления был таким, как будто была проведена перфорация одновременно двух зон: плотной и рыхлой высокопроницаемой. Исследования восстановления давления в скважинах Пильтун-Астохского месторождения, в которых были проведены работы ГРП по технологии НВР, показали, что их скины либо малы, либо равны нулю. Это говорит об эффективности ГРП. Средняя производительность скважин с ГРП по технологии НВР, составила 9800 баррелей нефти в сутки (1560 м3/сутки) после 90 дней эксплуатации, причем продукция не содержала песка до июня 2003 года (рис. 16). В виде НВР нефтяные компании получили способ эффективного воздействия на скважины, причем с существенно более низкими затратами, чем при использовании любого другого вида ГРП. Продуктивный интервал Джауф. Продуктивный интервал Джауф в Саудовской Аравии содержит рыхлые слои, которые могут стать источниками песка, но в отличие от ПильтунАстохского месторождения их проницаемость варьируется от низкой до средней21. Скважины вскрыли газоносный пласт, после чего был применен гидроразрыв с проппантом и безфильтровое заканчивание22. С 2000 года компания-разработчик месторождения сотрудничает с компанией Шлюмберже, применяя технологию PowerSTIM для интенсификации притоков и борьбы с выносом песка. Петрографический анализ керна из указанного газоносного пласта показал наличие здесь рыхлых несцементированных песков, разделенных пропластками более плотных песков с глинистым (иллит) цементом контактного и порового типа23. На основе анализа керна и данных каротажа была построена ММС, которая подтвердила неконсолидированность многих газоносных песчаных коллекторов (рис. 17). Модуль Юнга и соответствующее значение НППС уменьшались приблизительно в шесть раз при переходе от компетентных к несцементированным пластам. Рыхлые слои склонны к разрушению. На основе данных ММС, интервалы перфорации, где это было возможно, размещались на расстоянии 10–20 футов (3–6 м) от таких участков, а общий интервал перфорации ограничивался 30–40 футами (9–12 метрами). Модель ММС и план проведения работ по интенсификации притока обновлялись с учетом результатов из каждой скважины. Тесное сотрудничество между нефтяной компанией и экспертами компании Шлюмберже имело существенное значение для успешного проектирования и исполнения программы интенсификации притока. Нефтяная компания установила баланс между необходимостью проведения мероприятий по исключению возможности выноса песка и достижению максимальной производительности скважины. При осуществлении программы PowerSTIM сокращаются время и расходы на промывку скважины.24 21. Solares JR, Bartko KM and Habbtar AH: “Pushing the Envelope: Successful Hydraulic Fracturing for Sand Control Strategy in High Gas Rate Screenless Completions in the Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” paper SPE 73724, presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 20–21, 2002. 22. Дополнительные сведения по продуктивному пласту Джауф можно найти в: Acock, ссылка 14. Дополнительные сведения по процессу PowerSTIM можно найти в: Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MR and Ramsey L: “From Reservoir Specifics to Stimulation Solutions,” Oilfield Review 12, no. 4 (Winter 2000/2001): 42–60. 23. Al-Qahtani MY, Rahim Z, Biterger M, Al-Adani N, Safdar M and Ramsey L: “Development and Application of Improved Reservoir Characterization for Optimizing Screenless Fracturing in the Gas Condensate Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” paper SPE 77601, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, September 29–October 2, 2002. 24. Ramsey L, Al-Ghurairi F and Solares R: “Wise Cracks,” Middle East & Asia Reservoir Review 3 (2002): 10–23. Номер Вид забоя скважины PA-106 PA-105 PA-103 Дата заканчивания Frac-pack Июль 1999 г. Август 1999 г. HRWP, параллельные трубы Август 1999 г. Frac-pack, параллельные трубы Проницаемая Дебит Дебит газа, мощность, нефти, ст.куб.фут/ kh, мД/фут барр/cутки сутки Сведений нет 13 757 Сведений нет 7347 8462 3873 Сведений нет 6003 3712 PA-104 Без фильтра Октябрь 1999 г. 16 000 6735 4332 PA-109 Без фильтра Май 2000 г. 130 000 13 573 7715 PA-102 Без фильтра Май 2000 г. Сведений нет 14 941 8263 PA-113 Без фильтра Май 2000 г. Сведений нет 7643 4563 PA-111 Без фильтра Май 2000 г. 25 000 3774 2013 PA-114 Без фильтра Июнь 2000 г. Сведений нет 8284 4256 Рис. 16. Сравнение производительности при заканчивании скважин без фильтров и другими способами на Пильтун-Астохском месторождении. При заканчивании скважин без фильтров применялся способ непрямого вертикального разрыва пласта. Коэффициент Пуассона Движущиеся углеводороды Вода Газ Карбонат Кварц Иллит Глубина по стволу, 1 футы XX900 Объемы м3/м3 Модуль Юнга Лабораторный Лабораторный статический статический динамический динамический 0 0,5 0 млн. psi 20 Статический Статический по корреляции по корреляции каротажных каротажных диаграмм диаграмм 0 0,5 Динамический по корреляции каротажных диаграмм 0 0 0,5 Тенденция к выносу песка Тенденция к выносу песка Тенденция к выносу песка psi 5000 НППС отсутствует 0 Плотный Лабораторный Градиент Предел прочнос0 млн. psi 20 давления ГРП ти на разрыв Очень низкая Динамический 0 psi 50 000 0,7 psi/фут 1,2 0 psi 10 000 по корреляции Низкая Корреляция каротажных Прочность Испытание мекаротажных Средняя на сдвиг диаграмм тодом мини-ГРП программ Высокая 0 млн. psi 20 0 psi 50 000 0,7 psi/фут 1,2 0 psi 10 000 Стратиграфическая граница XX000 XX100 Кровля продуктивного пласта XX200 XX300 XX400 Подошва XX500 Рис. 17. Тенденция к выносу песка из продуктивного пласта Джауф. На основе механических и прочностных параметров был составлен прогноз выноса песка (крайняя правая колонка). Цветами выделены места с различным потенциалом. 20 Нефтегазовое Обозрение Осень 2005 21 Для перфорации был выбран интервал, представленный более плотными породами пониженной проницаемости, расположенный чуть ниже целевого продуктивного высокопористого пласта. Основанное на содержащейся в ММС информации, применение программ FracCADE для моделирования и оценки эффективности ГРП показало, что эффект НВР должен возрастать от компетентной зоны к расположенному выше более рыхлому продуктивному пласту (рис. 15). Модель позволила рассчитать плотность перфорации, глубину и диаметр перфорационных каналов, при которых вынос проппанта или песка из продуктивного пласта сводился к минимуму. Общая пористость 25 % 0 Эффективная пористость 25 100 1 Глинистый сланец 25 Песчаник Градиент напряжения закрытия Гаммакаротаж Известняк 0 API 150 Углеводород Глубина, м Вода 0 Водонасыщенность Обобщенная литология 0 % 0 кПа/м Модуль Юнга 0 МПа 36 25 Коэффициент Пуассона 100 0,0 0,6 % Пористость по данным нейтронного каротажа % Пористость по данным плотностного каротажа % 0 0 0 Углеводород Вода 2240 2250 2260 2270 Рис. 15. Геомеханические параметры Пильтун-Астохского месторождения. Моделирующая работы ГРП программа FracCADE использует петрофизические свойства (колонка 3) и сведения о литологии разреза (колонка 1) для определения механических параметров продуктивного пласта (колонка 2). Изменчивость напряжения закрытия трещин (красный цвет), являющаяся мерой минимального горизонтального напряжения, представлена в модели (колонка 2) в виде зон постоянного напряжения (синий цвет). На первой скважине Пильтун-Астохского месторождения, в которой ГРП выполнен по технологии НВР, был получен существенно более высокий приток, чем в скважинах, где ГРП проводился по технологиям Frac-Pack и HRWP. Качество ГРП по технологии НВР контролировалось восстановлением давления. Скважина была закрыта, поэтому влияние объема скважины (т.е. изменения давления, вызванного реакцией скважины и жидкости на закрытие) затушевало кратковременную реакцию забойного давления, зарегистрированную забойными датчиками. Данные о восстановлении давления, полученные после того, как скважина перестала реагировать на ее закрытие, свидетельствуют об успешном результате работ. Результаты исследований показали, что трещины распространились от всех перфорационных каналов, а проводимость созданной системы трещин оказалась настолько высокой, что ход восстановления давления был таким, как будто была проведена перфорация одновременно двух зон: плотной и рыхлой высокопроницаемой. Исследования восстановления давления в скважинах Пильтун-Астохского месторождения, в которых были проведены работы ГРП по технологии НВР, показали, что их скины либо малы, либо равны нулю. Это говорит об эффективности ГРП. Средняя производительность скважин с ГРП по технологии НВР, составила 9800 баррелей нефти в сутки (1560 м3/сутки) после 90 дней эксплуатации, причем продукция не содержала песка до июня 2003 года (рис. 16). В виде НВР нефтяные компании получили способ эффективного воздействия на скважины, причем с существенно более низкими затратами, чем при использовании любого другого вида ГРП. Продуктивный интервал Джауф. Продуктивный интервал Джауф в Саудовской Аравии содержит рыхлые слои, которые могут стать источниками песка, но в отличие от ПильтунАстохского месторождения их проницаемость варьируется от низкой до средней21. Скважины вскрыли газоносный пласт, после чего был применен гидроразрыв с проппантом и безфильтровое заканчивание22. С 2000 года компания-разработчик месторождения сотрудничает с компанией Шлюмберже, применяя технологию PowerSTIM для интенсификации притоков и борьбы с выносом песка. Петрографический анализ керна из указанного газоносного пласта показал наличие здесь рыхлых несцементированных песков, разделенных пропластками более плотных песков с глинистым (иллит) цементом контактного и порового типа23. На основе анализа керна и данных каротажа была построена ММС, которая подтвердила неконсолидированность многих газоносных песчаных коллекторов (рис. 17). Модуль Юнга и соответствующее значение НППС уменьшались приблизительно в шесть раз при переходе от компетентных к несцементированным пластам. Рыхлые слои склонны к разрушению. На основе данных ММС, интервалы перфорации, где это было возможно, размещались на расстоянии 10–20 футов (3–6 м) от таких участков, а общий интервал перфорации ограничивался 30–40 футами (9–12 метрами). Модель ММС и план проведения работ по интенсификации притока обновлялись с учетом результатов из каждой скважины. Тесное сотрудничество между нефтяной компанией и экспертами компании Шлюмберже имело существенное значение для успешного проектирования и исполнения программы интенсификации притока. Нефтяная компания установила баланс между необходимостью проведения мероприятий по исключению возможности выноса песка и достижению максимальной производительности скважины. При осуществлении программы PowerSTIM сокращаются время и расходы на промывку скважины.24 21. Solares JR, Bartko KM and Habbtar AH: “Pushing the Envelope: Successful Hydraulic Fracturing for Sand Control Strategy in High Gas Rate Screenless Completions in the Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” paper SPE 73724, presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 20–21, 2002. 22. Дополнительные сведения по продуктивному пласту Джауф можно найти в: Acock, ссылка 14. Дополнительные сведения по процессу PowerSTIM можно найти в: Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MR and Ramsey L: “From Reservoir Specifics to Stimulation Solutions,” Oilfield Review 12, no. 4 (Winter 2000/2001): 42–60. 23. Al-Qahtani MY, Rahim Z, Biterger M, Al-Adani N, Safdar M and Ramsey L: “Development and Application of Improved Reservoir Characterization for Optimizing Screenless Fracturing in the Gas Condensate Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” paper SPE 77601, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, September 29–October 2, 2002. 24. Ramsey L, Al-Ghurairi F and Solares R: “Wise Cracks,” Middle East & Asia Reservoir Review 3 (2002): 10–23. Номер Вид забоя скважины PA-106 PA-105 PA-103 Дата заканчивания Frac-pack Июль 1999 г. Август 1999 г. HRWP, параллельные трубы Август 1999 г. Frac-pack, параллельные трубы Проницаемая Дебит Дебит газа, мощность, нефти, ст.куб.фут/ kh, мД/фут барр/cутки сутки Сведений нет 13 757 Сведений нет 7347 8462 3873 Сведений нет 6003 3712 PA-104 Без фильтра Октябрь 1999 г. 16 000 6735 4332 PA-109 Без фильтра Май 2000 г. 130 000 13 573 7715 PA-102 Без фильтра Май 2000 г. Сведений нет 14 941 8263 PA-113 Без фильтра Май 2000 г. Сведений нет 7643 4563 PA-111 Без фильтра Май 2000 г. 25 000 3774 2013 PA-114 Без фильтра Июнь 2000 г. Сведений нет 8284 4256 Рис. 16. Сравнение производительности при заканчивании скважин без фильтров и другими способами на Пильтун-Астохском месторождении. При заканчивании скважин без фильтров применялся способ непрямого вертикального разрыва пласта. Коэффициент Пуассона Движущиеся углеводороды Вода Газ Карбонат Кварц Иллит Глубина по стволу, 1 футы XX900 Объемы м3/м3 Модуль Юнга Лабораторный Лабораторный статический статический динамический динамический 0 0,5 0 млн. psi 20 Статический Статический по корреляции по корреляции каротажных каротажных диаграмм диаграмм 0 0,5 Динамический по корреляции каротажных диаграмм 0 0 0,5 Тенденция к выносу песка Тенденция к выносу песка Тенденция к выносу песка psi 5000 НППС отсутствует 0 Плотный Лабораторный Градиент Предел прочнос0 млн. psi 20 давления ГРП ти на разрыв Очень низкая Динамический 0 psi 50 000 0,7 psi/фут 1,2 0 psi 10 000 по корреляции Низкая Корреляция каротажных Прочность Испытание мекаротажных Средняя на сдвиг диаграмм тодом мини-ГРП программ Высокая 0 млн. psi 20 0 psi 50 000 0,7 psi/фут 1,2 0 psi 10 000 Стратиграфическая граница XX000 XX100 Кровля продуктивного пласта XX200 XX300 XX400 Подошва XX500 Рис. 17. Тенденция к выносу песка из продуктивного пласта Джауф. На основе механических и прочностных параметров был составлен прогноз выноса песка (крайняя правая колонка). Цветами выделены места с различным потенциалом. 20 Нефтегазовое Обозрение Осень 2005 21 180 000 800 0,7 160 000 700 0,6 -600 -400 -200 0 Максимальное главное напряжение, бар 800 700 Дебит газа, м3/сутки 160 000 600 140 000 500 120 000 400 100 000 300 80 000 200 60 000 100 40 000 0 0 2 4 6 8 10 12 Время, годы 14 Дебит газа, м3/сутки 0,8 16 18 22 Уточненная ММС использовалась Бритиш Гэз при бурении еще двух наклонно-направленных скважин, которые без осложнений вскрыли объекты первой и второй очереди. С каждой новой скважиной на месторождении Мискар база данных обновлялась, и тем самым обеспечивалось дальнейшее повышение качества буровых работ. При создании ММС для данного месторождения компания Шлюмберже применила новую методику исследования продуктивных пластов: объединение геомеханических параметров с моделью продуктивного пласта в симуляторе ECLIPSE-GM, что дало возможность определения связи фильтрационных свойств пластов с напряжениями в них. В результате извлечения углеводородов, при отсутствии поддержания давления со стороны законтурной водной зоны или без искусственного нагнетания воды или газа, давление в поровом пространстве продуктивного пласта падает. Давление вышележащей толщи, более не компенсированное поровым давлением, начинает деформировать скелет по- 500 120 000 400 100 000 300 80 000 200 60 000 100 40 000 0 0 2 4 6 8 10 12 Время, годы 14 16 18 20 Рис. 19. Падение производительности в зависимости от повреждения продуктивного пласта. Прогнозы повреждения пластов в различных местах продуктивного интервала получены в результате расчетов по программе борьбы с выносом твердой фазы. Полученный результат можно ввести в программу ECLIPSE-GM, чтобы показать прогнозное падение добычи газа (зеленая кривая) по сравнению с основным вариантом (синяя кривая), когда места повреждений изолируются с целью минимизации выноса твердых частиц. Также показаны дебиты газа. 20 Рис. 18. Снижение добычи из-за снижения связанной с напряжениями проницаемости. В программу ECLIPSE-GM можно ввести зависимую от напряжений проницаемость (вставка) вместе с изменениями в поле напряжений. Учет зависимой от напряжений проницаемости приводит к уменьшению прогнозной добычи газа на 29% после 20 лет эксплуатации (фиолетовая кривая) по сравнению с основным вариантом (синяя кривая). Также показаны дебиты газа. Связь геомеханических и фильтрационных свойств пласта Для компании Бритиш Гэз компания Шлюмберже провела анализ данных и создала ММС для месторождения Мискар. Месторождение расположено приблизительно в 110 км на юго-восток от Сфакса (Тунис) в акватории Габесского залива. В предваряющем буровые работы отчете описаны возможные осложнения и даны рекомендации по безопасному бурению на этом газоконденсатном месторождении. Большая часть осложнений ранее возникала при проходке механически слабых, находящихся под избыточным давлением, химически активных, разбитых трещинами или разломами пластов. Новый проект разбуривания месторождения составлялся уже с учетом ММС. При бурении нижней части первой скважины на буровой установке присутствовал инженер-геомеханик Шлюмберже, в задачи которого входило изучение сменных буровых отчетов и уточнение ММС. Скважина была пробурена без осложнений и потерь времени. 600 140 000 Суммарная добыча газа, млн. м3 0,9 Накопленная добыча газа, млн. м3 Показатель уменьшения проницаемости 180 000 1,0 роды, приводя к уменьшению пористости и проницаемости, а в некоторых случаях даже вызывая смятие обсадных колонн. Ранее, при моделировании подобного поведения, использовались слабо увязанные между собой фильтрационная и геомеханическая модели.25 Обычно в гидродинамических симуляторах применяются сравнительно простые геомеханические модели, а в гидродинамических симуляторах используются, как правило, простые однофазные фильтрационные модели. Значения давления и объема, полученные на одном из этапов моделирования, вводятся в геомеханическую модель, а механические свойства породы вводятся в фильтрационную модель. Описанный процесс повторяется до тех пор, пока величины на входе и выходе не придут в приемлемое соответствие. Затем моделирование переходит на следующую ступень. 25. Ruddy I, Andersen MA, Pattillo PD, Bishlawi M and Foged N: “Rock Compressibility, Compaction, and Subsidence in a High-Porosity Chalk Reservoir: A Case Study of Valhall Field,” Journal of Petroleum Technology 41, no. 7 (July 1989): 741–746. Нефтегазовое Обозрение Процесс моделирования со слабыми связями неудобен и долог. Разделенность гидродинамического и геомеханического моделирования создает вероятность появления противоречий и неверной трактовки единых фильтрационных и механических явлений. Симулятор ECLIPSE-GM использует модель, которая объединяет геомеханику и гидродинамику единой системой уравнений. Тем самым исключаются проблемы слабых связей и гарантируется значительно более точное представление гидродинамики и физики продуктивного пласта. В модели месторождения Мискар промысловые геологические данные, расчетные гидродинамические величины и параметры флюидов были использованы совместно. Моделирование показало каким образом изменяющаяся в зависимости от напряжения проницаемость привела к снижению дебитов газа (рис. 18). В результате отдельного прогона модели по программе борьбы с выносом твердой фазы было рекомендовано ввести ограничение на депрессию, чтобы предотвра- Осень 2005 тить повреждение продуктивного пласта. В созданную симулятором ECLIPSE-GM модель месторождения было введено полученное снижение депрессии на пласт и рассчитан прогноз снижения добычи при введенных ограничениях (рис. 19). Моделирование в ECLIPSE-GM также дает возможность определить состояния напряженности для анализа трещиноватости, устойчивости скважин и уплотнения пород. Перспективы развития моделирования Во всем мире растет число месторождений, для которых имеются хорошо проработанные модели механических свойств геологической среды, но, в целом, их число пока невелико. На многих месторождениях имеется большое количество геомеханических данных, но они не сведены в единую систему и не подвергались анализу. С экономической точки зрения создавать ММС для каждого имеющегося у компании месторождения нецелесообразно, но перед тем как приступить к разработке или дораз- работке крупного месторождения разумно задать вопрос: приведет ли создание ММС на этапе проектирования работ к экономии средств компании в долгосрочной перспективе? До настоящего времени большинство ММС создавалось для использования при бурении, но рассмотренные примеры показывают, что положение меняется. Одно из многих преимуществ использования ММС заключается в том, что содержащаяся в них информация может быть использована и для других целей, например, для управления разработкой пласта или интенсификации добычи. Так как ММС является инструментом наблюдения и управления изменениями напряжений в продуктивном пласте, на каком бы этапе существования месторождения ни вкладывались средства в ее создание, они окупаются. 23 180 000 800 0,7 160 000 700 0,6 -600 -400 -200 0 Максимальное главное напряжение, бар 800 700 Дебит газа, м3/сутки 160 000 600 140 000 500 120 000 400 100 000 300 80 000 200 60 000 100 40 000 0 0 2 4 6 8 10 12 Время, годы 14 Дебит газа, м3/сутки 0,8 16 18 22 Уточненная ММС использовалась Бритиш Гэз при бурении еще двух наклонно-направленных скважин, которые без осложнений вскрыли объекты первой и второй очереди. С каждой новой скважиной на месторождении Мискар база данных обновлялась, и тем самым обеспечивалось дальнейшее повышение качества буровых работ. При создании ММС для данного месторождения компания Шлюмберже применила новую методику исследования продуктивных пластов: объединение геомеханических параметров с моделью продуктивного пласта в симуляторе ECLIPSE-GM, что дало возможность определения связи фильтрационных свойств пластов с напряжениями в них. В результате извлечения углеводородов, при отсутствии поддержания давления со стороны законтурной водной зоны или без искусственного нагнетания воды или газа, давление в поровом пространстве продуктивного пласта падает. Давление вышележащей толщи, более не компенсированное поровым давлением, начинает деформировать скелет по- 500 120 000 400 100 000 300 80 000 200 60 000 100 40 000 0 0 2 4 6 8 10 12 Время, годы 14 16 18 20 Рис. 19. Падение производительности в зависимости от повреждения продуктивного пласта. Прогнозы повреждения пластов в различных местах продуктивного интервала получены в результате расчетов по программе борьбы с выносом твердой фазы. Полученный результат можно ввести в программу ECLIPSE-GM, чтобы показать прогнозное падение добычи газа (зеленая кривая) по сравнению с основным вариантом (синяя кривая), когда места повреждений изолируются с целью минимизации выноса твердых частиц. Также показаны дебиты газа. 20 Рис. 18. Снижение добычи из-за снижения связанной с напряжениями проницаемости. В программу ECLIPSE-GM можно ввести зависимую от напряжений проницаемость (вставка) вместе с изменениями в поле напряжений. Учет зависимой от напряжений проницаемости приводит к уменьшению прогнозной добычи газа на 29% после 20 лет эксплуатации (фиолетовая кривая) по сравнению с основным вариантом (синяя кривая). Также показаны дебиты газа. Связь геомеханических и фильтрационных свойств пласта Для компании Бритиш Гэз компания Шлюмберже провела анализ данных и создала ММС для месторождения Мискар. Месторождение расположено приблизительно в 110 км на юго-восток от Сфакса (Тунис) в акватории Габесского залива. В предваряющем буровые работы отчете описаны возможные осложнения и даны рекомендации по безопасному бурению на этом газоконденсатном месторождении. Большая часть осложнений ранее возникала при проходке механически слабых, находящихся под избыточным давлением, химически активных, разбитых трещинами или разломами пластов. Новый проект разбуривания месторождения составлялся уже с учетом ММС. При бурении нижней части первой скважины на буровой установке присутствовал инженер-геомеханик Шлюмберже, в задачи которого входило изучение сменных буровых отчетов и уточнение ММС. Скважина была пробурена без осложнений и потерь времени. 600 140 000 Суммарная добыча газа, млн. м3 0,9 Накопленная добыча газа, млн. м3 Показатель уменьшения проницаемости 180 000 1,0 роды, приводя к уменьшению пористости и проницаемости, а в некоторых случаях даже вызывая смятие обсадных колонн. Ранее, при моделировании подобного поведения, использовались слабо увязанные между собой фильтрационная и геомеханическая модели.25 Обычно в гидродинамических симуляторах применяются сравнительно простые геомеханические модели, а в гидродинамических симуляторах используются, как правило, простые однофазные фильтрационные модели. Значения давления и объема, полученные на одном из этапов моделирования, вводятся в геомеханическую модель, а механические свойства породы вводятся в фильтрационную модель. Описанный процесс повторяется до тех пор, пока величины на входе и выходе не придут в приемлемое соответствие. Затем моделирование переходит на следующую ступень. 25. Ruddy I, Andersen MA, Pattillo PD, Bishlawi M and Foged N: “Rock Compressibility, Compaction, and Subsidence in a High-Porosity Chalk Reservoir: A Case Study of Valhall Field,” Journal of Petroleum Technology 41, no. 7 (July 1989): 741–746. Нефтегазовое Обозрение Процесс моделирования со слабыми связями неудобен и долог. Разделенность гидродинамического и геомеханического моделирования создает вероятность появления противоречий и неверной трактовки единых фильтрационных и механических явлений. Симулятор ECLIPSE-GM использует модель, которая объединяет геомеханику и гидродинамику единой системой уравнений. Тем самым исключаются проблемы слабых связей и гарантируется значительно более точное представление гидродинамики и физики продуктивного пласта. В модели месторождения Мискар промысловые геологические данные, расчетные гидродинамические величины и параметры флюидов были использованы совместно. Моделирование показало каким образом изменяющаяся в зависимости от напряжения проницаемость привела к снижению дебитов газа (рис. 18). В результате отдельного прогона модели по программе борьбы с выносом твердой фазы было рекомендовано ввести ограничение на депрессию, чтобы предотвра- Осень 2005 тить повреждение продуктивного пласта. В созданную симулятором ECLIPSE-GM модель месторождения было введено полученное снижение депрессии на пласт и рассчитан прогноз снижения добычи при введенных ограничениях (рис. 19). Моделирование в ECLIPSE-GM также дает возможность определить состояния напряженности для анализа трещиноватости, устойчивости скважин и уплотнения пород. Перспективы развития моделирования Во всем мире растет число месторождений, для которых имеются хорошо проработанные модели механических свойств геологической среды, но, в целом, их число пока невелико. На многих месторождениях имеется большое количество геомеханических данных, но они не сведены в единую систему и не подвергались анализу. С экономической точки зрения создавать ММС для каждого имеющегося у компании месторождения нецелесообразно, но перед тем как приступить к разработке или дораз- работке крупного месторождения разумно задать вопрос: приведет ли создание ММС на этапе проектирования работ к экономии средств компании в долгосрочной перспективе? До настоящего времени большинство ММС создавалось для использования при бурении, но рассмотренные примеры показывают, что положение меняется. Одно из многих преимуществ использования ММС заключается в том, что содержащаяся в них информация может быть использована и для других целей, например, для управления разработкой пласта или интенсификации добычи. Так как ММС является инструментом наблюдения и управления изменениями напряжений в продуктивном пласте, на каком бы этапе существования месторождения ни вкладывались средства в ее создание, они окупаются. 23 Анализ эффективности технологии очистки и освоения скважин с помощью койлтюбинга в условиях месторождений Западной Сибири Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является наиболее практикуемым в Западной Сибири методом интенсификации добычи. Однако, некачественное или неполное освоение скважины способно значительно снизить эффект от проведенного ГРП. Использование койлтюбинга в скважинах с низкими пластовыми давлениями и высоким содержанием твердых частиц Запуск скважины Высыпание частиц Пересыпание зоны перфорации Поломка УЭЦН ТКРС Смена УЭЦН Запуск скважины Высыпание частиц Пересыпание зоны перфорации Поломка УЭЦН в добываемой продукции позволяет положительно повлиять на сохранение высокой проницаемости трещины и снизить затраты на последующую Рис. 1. Цикл вывода скважины на режим после ГРП при очистке и освоении обычным способом. эксплуатацию скважин. Гидроразрыв пласта (ГРП) является наиболее практикуемым методом интенсификации добычи в Западной Сибири в настоящее время, и поэтому все усилия нефтяных и сервисных компаний в первую очередь направлены на совершенствование инженерной и операционной составляющих технологии ГРП как основных слагаемых достижения максимального потенциала скважины. Однако, как показал опыт, конечный результат зависит не только от уровня технологии ГРП, но и от качества выполнения других работ, связанных с последующим ремонтом и подготовкой скважины к эксплуатации. Существующие сегодня традиционные технологии освоения бригадами КРС в условиях низких пластовых давлений и высокого содержания твердых частиц в добываемой продукции не способны, во-первых, сохранить этот максимальный потенциал, и, во-вторых, создать благоприятные условия для последующей непрерывной эксплуатации скважины. Некачественное или неполное освоение скважины способно значительно снизить эффект от проведенного ГРП. Александр Рудник Ноттингемшир, Великобритания Артем Цзин Нефтеюганск, Россия Виктор Яшин Марат Закирьянов ОАО «ЮНГ» Москва, Россия Jet BLASTER является торговой маркой компании Шлюмберже. Авторы выражают свою благодарность ОАО «Юганскнефтегаз» за возможность опубликовать данные материалы, а также за содействие в создании базы данных по скважинам, на основании которой и был проведен анализ эффективности технологии очистки и освоения скважин койлтюбингом. Эта статья была впервые опубликована в журнале «Время колтюбинга», №6, 2003. 24 Нефтегазовое Обозрение Осень 2005 Поэтому перед компанией Шлюмберже была поставлена задача предложить такую технологию очистки и освоения скважин после ГРП, которая была бы способна положительно повлиять на сохранение высокой проницаемости трещины и снизить затраты на последующую эксплуатацию скважин. Применение койлтюбинга для решения этой задачи оказалось весьма эффективным, благодаря возможности производить работы с использованием технологии азотированных/пенных промывок на пониженном гидродинамическом забойном давлении и азотного газлифта в сочетании с технологией гидромониторного струйного размывания, инженерно-техническим обеспечением процесса и мониторингом состояния скважин как во время, так и после проведения работ. В отличие от способа очистки и освоения скважины с помощью бригад КРС, койлтюбинг обладает многими преимуществами, которые, несмотря на свою очевидность, все же требуют подтверждения в денежном или нефтяном эквиваленте. Исходные условия, обусловившие выбор койлтюбинга Среди прочих, к таковым можно отнести три наиболее важных фактора: 1) низкие пластовые давления (ниже гидростатического давления столба жидкости), которые приводят к увеличению времени операций по промывке забоя и являются причиной значительных потерь рабочих жидкостей в пласт. Результатом этого являются невозможность полной очистки призабойной зоны и заколонного пространства, снижение продуктивности пластов, увеличение простоя скважины в ремонте и, в конечном итоге, снижении срока оккупаемости затрат; 2) высокий КВЧ в добываемой продукции как следствие выноса незакрепленного проппанта и частиц разрушенной при проведении ГРП материнской породы, использования мощного погружного оборудования и создания глубокой депрессии в системе «пласт — забой скважины». Высокое содержание взвешенных частиц в добываемой продукции является причиной быстрого износа рабочих органов погружного оборудования (УЭЦН), пересыпания зон перфорации, снижения притока и необходимости проведения дополнительных ремонтов скважины и замены погружного оборудования (рис. 1); 3) очевидная неэффективность других применявшихся методов освоения, к которым относятся гидрожелонки, УЭЦН — «жертвы», струйные насосы и фильтры, устанавливаемые на погружном оборудовании. Ни одна из вышеуказанных технологий не позволила добиться сколько-нибудь заметного улучшения показателей при последующей эксплуатации скважин. Типичный цикл освоения скважины до ее вывода на режим показан на рис. 1. 25 Анализ эффективности технологии очистки и освоения скважин с помощью койлтюбинга в условиях месторождений Западной Сибири Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является наиболее практикуемым в Западной Сибири методом интенсификации добычи. Однако, некачественное или неполное освоение скважины способно значительно снизить эффект от проведенного ГРП. Использование койлтюбинга в скважинах с низкими пластовыми давлениями и высоким содержанием твердых частиц Запуск скважины Высыпание частиц Пересыпание зоны перфорации Поломка УЭЦН ТКРС Смена УЭЦН Запуск скважины Высыпание частиц Пересыпание зоны перфорации Поломка УЭЦН в добываемой продукции позволяет положительно повлиять на сохранение высокой проницаемости трещины и снизить затраты на последующую Рис. 1. Цикл вывода скважины на режим после ГРП при очистке и освоении обычным способом. эксплуатацию скважин. Гидроразрыв пласта (ГРП) является наиболее практикуемым методом интенсификации добычи в Западной Сибири в настоящее время, и поэтому все усилия нефтяных и сервисных компаний в первую очередь направлены на совершенствование инженерной и операционной составляющих технологии ГРП как основных слагаемых достижения максимального потенциала скважины. Однако, как показал опыт, конечный результат зависит не только от уровня технологии ГРП, но и от качества выполнения других работ, связанных с последующим ремонтом и подготовкой скважины к эксплуатации. Существующие сегодня традиционные технологии освоения бригадами КРС в условиях низких пластовых давлений и высокого содержания твердых частиц в добываемой продукции не способны, во-первых, сохранить этот максимальный потенциал, и, во-вторых, создать благоприятные условия для последующей непрерывной эксплуатации скважины. Некачественное или неполное освоение скважины способно значительно снизить эффект от проведенного ГРП. Александр Рудник Ноттингемшир, Великобритания Артем Цзин Нефтеюганск, Россия Виктор Яшин Марат Закирьянов ОАО «ЮНГ» Москва, Россия Jet BLASTER является торговой маркой компании Шлюмберже. Авторы выражают свою благодарность ОАО «Юганскнефтегаз» за возможность опубликовать данные материалы, а также за содействие в создании базы данных по скважинам, на основании которой и был проведен анализ эффективности технологии очистки и освоения скважин койлтюбингом. Эта статья была впервые опубликована в журнале «Время колтюбинга», №6, 2003. 24 Нефтегазовое Обозрение Осень 2005 Поэтому перед компанией Шлюмберже была поставлена задача предложить такую технологию очистки и освоения скважин после ГРП, которая была бы способна положительно повлиять на сохранение высокой проницаемости трещины и снизить затраты на последующую эксплуатацию скважин. Применение койлтюбинга для решения этой задачи оказалось весьма эффективным, благодаря возможности производить работы с использованием технологии азотированных/пенных промывок на пониженном гидродинамическом забойном давлении и азотного газлифта в сочетании с технологией гидромониторного струйного размывания, инженерно-техническим обеспечением процесса и мониторингом состояния скважин как во время, так и после проведения работ. В отличие от способа очистки и освоения скважины с помощью бригад КРС, койлтюбинг обладает многими преимуществами, которые, несмотря на свою очевидность, все же требуют подтверждения в денежном или нефтяном эквиваленте. Исходные условия, обусловившие выбор койлтюбинга Среди прочих, к таковым можно отнести три наиболее важных фактора: 1) низкие пластовые давления (ниже гидростатического давления столба жидкости), которые приводят к увеличению времени операций по промывке забоя и являются причиной значительных потерь рабочих жидкостей в пласт. Результатом этого являются невозможность полной очистки призабойной зоны и заколонного пространства, снижение продуктивности пластов, увеличение простоя скважины в ремонте и, в конечном итоге, снижении срока оккупаемости затрат; 2) высокий КВЧ в добываемой продукции как следствие выноса незакрепленного проппанта и частиц разрушенной при проведении ГРП материнской породы, использования мощного погружного оборудования и создания глубокой депрессии в системе «пласт — забой скважины». Высокое содержание взвешенных частиц в добываемой продукции является причиной быстрого износа рабочих органов погружного оборудования (УЭЦН), пересыпания зон перфорации, снижения притока и необходимости проведения дополнительных ремонтов скважины и замены погружного оборудования (рис. 1); 3) очевидная неэффективность других применявшихся методов освоения, к которым относятся гидрожелонки, УЭЦН — «жертвы», струйные насосы и фильтры, устанавливаемые на погружном оборудовании. Ни одна из вышеуказанных технологий не позволила добиться сколько-нибудь заметного улучшения показателей при последующей эксплуатации скважин. Типичный цикл освоения скважины до ее вывода на режим показан на рис. 1. 25 КВЧ КВЧ ЭЦН 1 Незакрепленные частицы ЭЦН 2 ГНКТ ЭЦН 3 Фоновое значение КВЧ по месторождению Фоновое значение КВЧ по месторождению Время Время Рис. 2. Падение уровня выноса незакрепленных частиц до фонового значения. Рис. 3. Сравнение освоения скважины с ГНКТ (один цикл освоения) и с УЭЦН — «жертва» (три и более цикла освоений). Таким образом, основными требованиями для технологии освоения скважин после ГРП являются: • проведение максимально-возможного вымыва незакрепленных частиц для понижения уровня выноса механических примесей до значения, близкого к фоновому по месторождению (рис. 2); • выполнение работы в стволе скважины на пониженном гидродинамическом давлении без потерь технологических жидкостей в пласт во избежание повреждения коллекторских свойств; • проведение работы по промывке забоя и получению притока пластовых флюидов в минимальные сроки для снижения времени простоя скважины, быстрому удалению технологических жидкостей и сохранению максимальной проницаемости созданной при ГРП трещины. 26 Помимо выполнения всех вышеперечисленных требований, важным является спуск погружного оборудования, соответствующего потенциалу скважины с тем, чтобы исключить необходимость остановки добычи и проведения мероприятий по оптимизации. Краткое описание технологии очистки и освоения Операция по очистке забоя и азотному газлифту обычно производится за один спуск-подъем рабочей колонны ГНКТ и состоит из следующих стадий: Стадия 1: промывка ствола скважины после ГРП для создания максимального зумпфа ниже нижних перфорационных отверстий. Благодаря использованию азотированных и пенных жидкостных систем, становится возможным успешно осуществлять промывку забоя без потери цирку- ляции в скважинах, где пластовое давление составляет от 0,3 до 1,0 от гидростатического. При этом достигается хороший вынос твердых частиц на поверхность прямой циркуляцией при относительно малых скоростях закачки даже в обсадных колоннах диаметром 146, 168, 178 и 190 мм и стволах с большим отклонением от вертикали или горизонтальных. В случае, если требуется удаление твердой корки, преодолеть которую обычной промывочной насадкой и использованием органического растворителя невозможно, может потребоваться дополнительный спуск рабочей колонны ГНКТ, оборудованной гидромониторной компоновкой низа колонны Jet BLASTER. Стадия 2: азотный газлифт через рабочую колонну ГНКТ до получения стабильного притока чистого пластового флюида и снижения концентрации твердых частиц. Уро- Нефтегазовое Обозрение вень депрессии на пласт может достигать от 70 до 140 атм, позволяя тем самым добиться очистки призабойной зоны и заколонного пространства от незакрепленных твердых частиц. Тем самым достигается эффект, превосходящий по степени очищения скважины эффект от спуска насоса — «жертвы» (рис. 3). Динамическое забойное давление во время азотного газлифта замерялось с помощью глубинного манометра, и в отдельных случаях депрессия на пласт составляла 137 атм. Это также позволяет достичь быстрого очищения трещины от остатков полимерного расклинивающего раствора. Длительность газлифтной стадии может составлять 12 и более часов. Осень 2005 Стадия 3: финальная промывка ствола скважины до искусственного забоя перед спуском УЭЦН с целью удаления вынесенных из призабойной зоны и заколонного пространства твердых частиц. Средние показатели операции с применением койлтюбинга следующие: • продолжительность работ — от 2 до 5 суток, включая длительный азотный газлифт на протяжении 12–16 часов и ПЗР; • из ствола скважины вымывается около 3 м3 частиц, что эквивалентно 150 м по эксплуатационной колонне 178 мм; • из перфорации выносится около 4 м3 незакрепленных частиц, что эквивалентно 200 м по эксплуатационной колонне 178 мм. Анализ эффективности применения койлтюбинга В период с июля 2002 г. по сентябрь 2003 г. компанией Шлюмберже было произведено и проанализировано более 90 скважино-операций с ГНКТ на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Для этого была создана база данных о скважинах, очищенных и освоенных с ГНКТ, которая содержит подробную информацию по работе, отказам и причинам отказов погружного оборудования. На основании обработки полученной базы данных стало возможным произвести объективную оценку эффективности внедрения технологии койлтюбинга. 27 КВЧ КВЧ ЭЦН 1 Незакрепленные частицы ЭЦН 2 ГНКТ ЭЦН 3 Фоновое значение КВЧ по месторождению Фоновое значение КВЧ по месторождению Время Время Рис. 2. Падение уровня выноса незакрепленных частиц до фонового значения. Рис. 3. Сравнение освоения скважины с ГНКТ (один цикл освоения) и с УЭЦН — «жертва» (три и более цикла освоений). Таким образом, основными требованиями для технологии освоения скважин после ГРП являются: • проведение максимально-возможного вымыва незакрепленных частиц для понижения уровня выноса механических примесей до значения, близкого к фоновому по месторождению (рис. 2); • выполнение работы в стволе скважины на пониженном гидродинамическом давлении без потерь технологических жидкостей в пласт во избежание повреждения коллекторских свойств; • проведение работы по промывке забоя и получению притока пластовых флюидов в минимальные сроки для снижения времени простоя скважины, быстрому удалению технологических жидкостей и сохранению максимальной проницаемости созданной при ГРП трещины. 26 Помимо выполнения всех вышеперечисленных требований, важным является спуск погружного оборудования, соответствующего потенциалу скважины с тем, чтобы исключить необходимость остановки добычи и проведения мероприятий по оптимизации. Краткое описание технологии очистки и освоения Операция по очистке забоя и азотному газлифту обычно производится за один спуск-подъем рабочей колонны ГНКТ и состоит из следующих стадий: Стадия 1: промывка ствола скважины после ГРП для создания максимального зумпфа ниже нижних перфорационных отверстий. Благодаря использованию азотированных и пенных жидкостных систем, становится возможным успешно осуществлять промывку забоя без потери цирку- ляции в скважинах, где пластовое давление составляет от 0,3 до 1,0 от гидростатического. При этом достигается хороший вынос твердых частиц на поверхность прямой циркуляцией при относительно малых скоростях закачки даже в обсадных колоннах диаметром 146, 168, 178 и 190 мм и стволах с большим отклонением от вертикали или горизонтальных. В случае, если требуется удаление твердой корки, преодолеть которую обычной промывочной насадкой и использованием органического растворителя невозможно, может потребоваться дополнительный спуск рабочей колонны ГНКТ, оборудованной гидромониторной компоновкой низа колонны Jet BLASTER. Стадия 2: азотный газлифт через рабочую колонну ГНКТ до получения стабильного притока чистого пластового флюида и снижения концентрации твердых частиц. Уро- Нефтегазовое Обозрение вень депрессии на пласт может достигать от 70 до 140 атм, позволяя тем самым добиться очистки призабойной зоны и заколонного пространства от незакрепленных твердых частиц. Тем самым достигается эффект, превосходящий по степени очищения скважины эффект от спуска насоса — «жертвы» (рис. 3). Динамическое забойное давление во время азотного газлифта замерялось с помощью глубинного манометра, и в отдельных случаях депрессия на пласт составляла 137 атм. Это также позволяет достичь быстрого очищения трещины от остатков полимерного расклинивающего раствора. Длительность газлифтной стадии может составлять 12 и более часов. Осень 2005 Стадия 3: финальная промывка ствола скважины до искусственного забоя перед спуском УЭЦН с целью удаления вынесенных из призабойной зоны и заколонного пространства твердых частиц. Средние показатели операции с применением койлтюбинга следующие: • продолжительность работ — от 2 до 5 суток, включая длительный азотный газлифт на протяжении 12–16 часов и ПЗР; • из ствола скважины вымывается около 3 м3 частиц, что эквивалентно 150 м по эксплуатационной колонне 178 мм; • из перфорации выносится около 4 м3 незакрепленных частиц, что эквивалентно 200 м по эксплуатационной колонне 178 мм. Анализ эффективности применения койлтюбинга В период с июля 2002 г. по сентябрь 2003 г. компанией Шлюмберже было произведено и проанализировано более 90 скважино-операций с ГНКТ на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Для этого была создана база данных о скважинах, очищенных и освоенных с ГНКТ, которая содержит подробную информацию по работе, отказам и причинам отказов погружного оборудования. На основании обработки полученной базы данных стало возможным произвести объективную оценку эффективности внедрения технологии койлтюбинга. 27 55% 11% 2% 27% 5% без отказов отказ по снижению производительности R-0 отказ по клину механические примеси после ГНКТ Рис. 4. Количество работающих и отказавших УЭЦН в скважинах, освоенных с ГНКТ. Внедрение данной технологии на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» позволяет получить следующие результаты: 1) на скважинах, обработанных койлтюбингом, удалось добиться сокращения времени вывода скважины на режим за счет снижения выноса твердых частиц; 2) наработанная практика показала, что в скважинах, очищенных и освоенных с ГНКТ, отказ погружного оборудования по причине выноса механических примесей практически отсутствует (рис. 4). Это позволяет говорить об эффективности технологии ГНКТ равной 98%, что может быть выражено, как прямая экономия затрат на замену и ремонт ЭЦН, а также получение дополнительной добычи за счет исключения времени простоя скважины при смене ЭЦН, помноженные на число смен ЭЦН до вывода скважины на режим при устойчивой работе погружного оборудования. Качественная очистка скважины положительно сказывается на работоспособности и состоянии УЭЦН (рис. 5). 3) наработка на первый отказ в среднем составляет 80–90 суток в скважинах, освоенных через ГНКТ, в то время, как без ГНКТ она составляет 24–30 суток. Это значит, что выгода от использования ГНКТ по данному критерию оценки составляет 54 суток дополнительной добычи; 4) спуск ЭЦН на потенциал позволяет получить ускоренную добычу продукции по сравнению с практикой использования насосовжертв, работающих всего на 75% от потенциала на протяжении нескольких недель. Таким образом, благодаря качественной очистке скважины сразу достигается эффект 25%-ного прироста добычи; 5) при проведении оценки коэффициентов продуктивности (далее КП) в скважинах после ГРП было обнаружено, что КП в скважинах, освоенных с ГНКТ, в среднем на 18–20% выше, чем в скважинах, не освоенных с ГНКТ. Такая разница объясняется тем, что сразу после ГРП, при освоении скважины через ГНКТ, вымываются жидкости и субстанции, повреждающие коллекторские свойства пласта. Таким образом, остаточная проницаемость трещины после ГРП является максимально приближенной к первоначальной. При использовании методов КРС эти 18–20% оказываются утра- ченными, а это составляет приблизительно 55 тонн продукции в сутки на скважину; 6) спуск глубинного манометра на ГНКТ и использование системы замера притока пластовых жидкостей позволяют определить коэффициент продуктивности скважины и подобрать на основании полученных результатов оптимальный типоразмер погружного оборудования. Таким образом, достигается экономия затрат, связанных с оптимизацией добычи путем замены УЭЦН, а также получение дополнительной добычи как разницы между дебитом выведенный на потенциал скважины и дебита скважины, в которую спущен УЭЦН производительностью ниже потенциала. Дальнейшее применение инструмента промыслового каротажа позволит определить профиль притока в многопластовых скважинах во время азотного газлифта. Произведенные оценки экономической эффективности показывают, что срок окупаемости дополнительных затрат на очистку и освоение зависит от дебита скважин. В среднем, на обработанных койлтюбингом скважинах «Юганскнефтегаза», срок окупаемости составляет 18 суток. Выводы Применение технологии ГНКТ при освоении скважин после ГРП является экономически обоснованным и позволяет достигнуть хороших экономических показателей при относительно высоких, по сравнению с обычным КРС, дополнительных затратах. На основании опыта, приобретенного на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз», можно сказать, что применяемая компанией Шлюмберже технология работы с ГНКТ позволяет достичь максимального эффекта от мероприятий по интенсификации добычи, а также существенно снизить эксплуатационные расходы, простой скважин и срок окупаемости затрат. Надеемся, что приведенные в данной статье критерии оценки эффективности этой, еще сравнительно молодой для России, технологии могут послужить более интенсивному внедрению койлтюбинга в процесс разработки нефтяных и газовых месторождений. ГНКТ Дебит 25–35% Жертва 1 1 2 Жертва 2 Жертва 3 3 Рис. 5. Влияние качественной очистки забоя на работоспособность погружного оборудования. Деталь 1 взята из нового насоса; деталь 2 взята из насоса, поднятого из скважины, освоенной с ГНКТ; деталь 3 — из насоса, поднятого из скважины, не освоенной с ГНКТ. ПРС ПРС Время добычи Рис. 6. Влияние качественной очистки и освоения скважины на добычу. 28 Нефтегазовое Обозрение Осень 2005 29 55% 11% 2% 27% 5% без отказов отказ по снижению производительности R-0 отказ по клину механические примеси после ГНКТ Рис. 4. Количество работающих и отказавших УЭЦН в скважинах, освоенных с ГНКТ. Внедрение данной технологии на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» позволяет получить следующие результаты: 1) на скважинах, обработанных койлтюбингом, удалось добиться сокращения времени вывода скважины на режим за счет снижения выноса твердых частиц; 2) наработанная практика показала, что в скважинах, очищенных и освоенных с ГНКТ, отказ погружного оборудования по причине выноса механических примесей практически отсутствует (рис. 4). Это позволяет говорить об эффективности технологии ГНКТ равной 98%, что может быть выражено, как прямая экономия затрат на замену и ремонт ЭЦН, а также получение дополнительной добычи за счет исключения времени простоя скважины при смене ЭЦН, помноженные на число смен ЭЦН до вывода скважины на режим при устойчивой работе погружного оборудования. Качественная очистка скважины положительно сказывается на работоспособности и состоянии УЭЦН (рис. 5). 3) наработка на первый отказ в среднем составляет 80–90 суток в скважинах, освоенных через ГНКТ, в то время, как без ГНКТ она составляет 24–30 суток. Это значит, что выгода от использования ГНКТ по данному критерию оценки составляет 54 суток дополнительной добычи; 4) спуск ЭЦН на потенциал позволяет получить ускоренную добычу продукции по сравнению с практикой использования насосовжертв, работающих всего на 75% от потенциала на протяжении нескольких недель. Таким образом, благодаря качественной очистке скважины сразу достигается эффект 25%-ного прироста добычи; 5) при проведении оценки коэффициентов продуктивности (далее КП) в скважинах после ГРП было обнаружено, что КП в скважинах, освоенных с ГНКТ, в среднем на 18–20% выше, чем в скважинах, не освоенных с ГНКТ. Такая разница объясняется тем, что сразу после ГРП, при освоении скважины через ГНКТ, вымываются жидкости и субстанции, повреждающие коллекторские свойства пласта. Таким образом, остаточная проницаемость трещины после ГРП является максимально приближенной к первоначальной. При использовании методов КРС эти 18–20% оказываются утра- ченными, а это составляет приблизительно 55 тонн продукции в сутки на скважину; 6) спуск глубинного манометра на ГНКТ и использование системы замера притока пластовых жидкостей позволяют определить коэффициент продуктивности скважины и подобрать на основании полученных результатов оптимальный типоразмер погружного оборудования. Таким образом, достигается экономия затрат, связанных с оптимизацией добычи путем замены УЭЦН, а также получение дополнительной добычи как разницы между дебитом выведенный на потенциал скважины и дебита скважины, в которую спущен УЭЦН производительностью ниже потенциала. Дальнейшее применение инструмента промыслового каротажа позволит определить профиль притока в многопластовых скважинах во время азотного газлифта. Произведенные оценки экономической эффективности показывают, что срок окупаемости дополнительных затрат на очистку и освоение зависит от дебита скважин. В среднем, на обработанных койлтюбингом скважинах «Юганскнефтегаза», срок окупаемости составляет 18 суток. Выводы Применение технологии ГНКТ при освоении скважин после ГРП является экономически обоснованным и позволяет достигнуть хороших экономических показателей при относительно высоких, по сравнению с обычным КРС, дополнительных затратах. На основании опыта, приобретенного на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз», можно сказать, что применяемая компанией Шлюмберже технология работы с ГНКТ позволяет достичь максимального эффекта от мероприятий по интенсификации добычи, а также существенно снизить эксплуатационные расходы, простой скважин и срок окупаемости затрат. Надеемся, что приведенные в данной статье критерии оценки эффективности этой, еще сравнительно молодой для России, технологии могут послужить более интенсивному внедрению койлтюбинга в процесс разработки нефтяных и газовых месторождений. ГНКТ Дебит 25–35% Жертва 1 1 2 Жертва 2 Жертва 3 3 Рис. 5. Влияние качественной очистки забоя на работоспособность погружного оборудования. Деталь 1 взята из нового насоса; деталь 2 взята из насоса, поднятого из скважины, освоенной с ГНКТ; деталь 3 — из насоса, поднятого из скважины, не освоенной с ГНКТ. ПРС ПРС Время добычи Рис. 6. Влияние качественной очистки и освоения скважины на добычу. 28 Нефтегазовое Обозрение Осень 2005 29 Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульными испытателями пластов на кабеле MDT/CHDT Вертикальный зонд Горизонтальный зонд В последние годы в различных нефтегазоносных регионах Российской Федерации отмечается рост объемов специальных исследований приборами, разработанными компанией Шлюмберже. Одними из самых широко используемых в мире приборов при проведении исследований скважин на кабеле являются модульные испытатели пластов. Целью настоящей статьи Депрессионный зонд является ознакомление читателей с различными возможностями этих приборов при комплексном решении гидродинамических задач, особенно при проведении сложных и нестандартных исследований. Также проведен сравнительный анализ различных методик оценки подвижности пластового флюида, используемых при проведении исследований испытателями пластов на кабеле. Данный обзор подготовлен в московском центре компании Шлюмберже, где проводится количественная интерпретация результатов всех Хассан Акрам Исламабад, Пакистан Владислав Ашуров Москва, Россия MDT (Modular Formation Dynamics Tester), CHDT (Cased Hole Dynamics Tester), FMI (Fullbore Formation MicroImager), USI (UltraSonic Imager), OFA (Optical Fluid Analyzer), LFA (Life Fluid Analyzer) и GCA (Gas Condensate Analyzer) являются торговыми марками компании Шлюмберже. 30 полевых исследований, проводимых на территории Российской Федерации. Рис. 1. Основные гидродинамические модули прибора MDT. Модульный динамический испытатель пластов на кабеле MDT представляет собой прибор, позволяющий осуществлять следующие исследования в открытом стволе скважины: • замеры пластового давления на разных глубинах; расчет подвижности пластового флюида и оценки проницаемости по анализу кривых падения и восстановления давления; • отбор высококачественных проб пластовых флюидов; • определение анизотропии проницаемости; • «мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера для определения свойств пласта и отбора проб; • замеры давления гидроразрыва в пластовых условия путем проведения «мини-ГРП». Динамический испытатель пластов на кабеле в обсаженной скважине — CHDT представляет собой прибор, позволяющий осуществлять замеры пластового давления на разных глубинах, производить оценки подвиж- kr — радиальная или горизонтальная проницаемость, kv — вертикальная проницаемость, ks — сферическая проницаемость, определяемая соотношением: ks3 = kr2 · kv , kd — проницаемость, оцениваемая по динамическому перепаду давления по кривой падения давления — КПД. Для идеального точечного стока kd = ks, однако, для измерительного зонда с ограниченными размерами она может отличаться от ks ,1 ⎛ t + Δt ⎞ log ⎜ p — радиальная ⎝ Δt ⎟⎠ временная функция, ности пластового флюида и проницаемости по анализу кривых падения и восстановления давления, а также отбор высококачественных проб пластовых флюидов в скважине с обсадной колонной. Слева на рис. 1 показан входящий в состав MDT многозондовый модуль замера давлений, используемый для оценок горизонтальной и вертикальной проницаемостей и неоднородности пласта, а также стандартных замеров пластового давления. Справа показан двухпакерный модуль, в котором применяются надувные пакеры для изоляции исследуемого интервала скважины. Используемые термины и обозначения В тексте данной статьи будут использоваться следующие термины проницаемости, входящие в комплексные параметры подвижности пластового флюида и коэффициента гидропроводности: Нефтегазовое Обозрение 1 1 − — сферическая Δt t p + Δt временная функция. 1 Подробно данные определения проницаемости рассматриваются в: Dussan V.E.B. and Sharma Y.: “Analysis of the Pressure Response of a Single-Probe Formation Tester.” SPE 16801, 1992. Осень 2005 Сторэдж-эффект — искажение КВД (КПД) за счет послепритока из пласта (послеоттока в пласт), вызванного сжимаемостью жидкости. Наблюдается, как правило, в начальный период регистрации КВД (КПД), непосредственно после прекращения (начала) отбора жидкости. DST (Drill Stem Test) — исследование пластоиспытателем на трубах. Далее в тексте будут использованы следующие названия различных модулей испытателя пластов: Однозондовый измерительный модуль — зонд на пакере прижимается к стенке скважины. Многозондовый измерительный модуль — зонды на пакерах прижимаются к стенке скважины. Включает в себя депрессионный зонд, горизонтальный регистрирующий зонд и вертикальный регистрирующий зонд. Двухпакерный модуль — исследуемый интервал изолируется надувными пакерами. Манометры (кварцевый и пьезометрический) — одновременно используются как в измерительных зондах, прижимающихся к стенке скважины, так и в двухпакерном модуле, распакерущем исследуемый интервал. Оптические анализаторы флюида — используются для разграничения фракционных составов отбираемых жидкостей. Модуль контроля потока — позволяет контролировать дебит отбора жидкости. Модуль откачки (глубинный насос) — позволяет отбирать жидкость из пласта, а также закачивать жидкость в пласт. Мультипроботборный модуль с шестью отборными камерами для отбора представительных проб пластового флюида для термодинамического PVT-анализа. Три типа отборных камер для отбора проб пластового флюида. 31 Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульными испытателями пластов на кабеле MDT/CHDT Вертикальный зонд Горизонтальный зонд В последние годы в различных нефтегазоносных регионах Российской Федерации отмечается рост объемов специальных исследований приборами, разработанными компанией Шлюмберже. Одними из самых широко используемых в мире приборов при проведении исследований скважин на кабеле являются модульные испытатели пластов. Целью настоящей статьи Депрессионный зонд является ознакомление читателей с различными возможностями этих приборов при комплексном решении гидродинамических задач, особенно при проведении сложных и нестандартных исследований. Также проведен сравнительный анализ различных методик оценки подвижности пластового флюида, используемых при проведении исследований испытателями пластов на кабеле. Данный обзор подготовлен в московском центре компании Шлюмберже, где проводится количественная интерпретация результатов всех Хассан Акрам Исламабад, Пакистан Владислав Ашуров Москва, Россия MDT (Modular Formation Dynamics Tester), CHDT (Cased Hole Dynamics Tester), FMI (Fullbore Formation MicroImager), USI (UltraSonic Imager), OFA (Optical Fluid Analyzer), LFA (Life Fluid Analyzer) и GCA (Gas Condensate Analyzer) являются торговыми марками компании Шлюмберже. 30 полевых исследований, проводимых на территории Российской Федерации. Рис. 1. Основные гидродинамические модули прибора MDT. Модульный динамический испытатель пластов на кабеле MDT представляет собой прибор, позволяющий осуществлять следующие исследования в открытом стволе скважины: • замеры пластового давления на разных глубинах; расчет подвижности пластового флюида и оценки проницаемости по анализу кривых падения и восстановления давления; • отбор высококачественных проб пластовых флюидов; • определение анизотропии проницаемости; • «мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера для определения свойств пласта и отбора проб; • замеры давления гидроразрыва в пластовых условия путем проведения «мини-ГРП». Динамический испытатель пластов на кабеле в обсаженной скважине — CHDT представляет собой прибор, позволяющий осуществлять замеры пластового давления на разных глубинах, производить оценки подвиж- kr — радиальная или горизонтальная проницаемость, kv — вертикальная проницаемость, ks — сферическая проницаемость, определяемая соотношением: ks3 = kr2 · kv , kd — проницаемость, оцениваемая по динамическому перепаду давления по кривой падения давления — КПД. Для идеального точечного стока kd = ks, однако, для измерительного зонда с ограниченными размерами она может отличаться от ks ,1 ⎛ t + Δt ⎞ log ⎜ p — радиальная ⎝ Δt ⎟⎠ временная функция, ности пластового флюида и проницаемости по анализу кривых падения и восстановления давления, а также отбор высококачественных проб пластовых флюидов в скважине с обсадной колонной. Слева на рис. 1 показан входящий в состав MDT многозондовый модуль замера давлений, используемый для оценок горизонтальной и вертикальной проницаемостей и неоднородности пласта, а также стандартных замеров пластового давления. Справа показан двухпакерный модуль, в котором применяются надувные пакеры для изоляции исследуемого интервала скважины. Используемые термины и обозначения В тексте данной статьи будут использоваться следующие термины проницаемости, входящие в комплексные параметры подвижности пластового флюида и коэффициента гидропроводности: Нефтегазовое Обозрение 1 1 − — сферическая Δt t p + Δt временная функция. 1 Подробно данные определения проницаемости рассматриваются в: Dussan V.E.B. and Sharma Y.: “Analysis of the Pressure Response of a Single-Probe Formation Tester.” SPE 16801, 1992. Осень 2005 Сторэдж-эффект — искажение КВД (КПД) за счет послепритока из пласта (послеоттока в пласт), вызванного сжимаемостью жидкости. Наблюдается, как правило, в начальный период регистрации КВД (КПД), непосредственно после прекращения (начала) отбора жидкости. DST (Drill Stem Test) — исследование пластоиспытателем на трубах. Далее в тексте будут использованы следующие названия различных модулей испытателя пластов: Однозондовый измерительный модуль — зонд на пакере прижимается к стенке скважины. Многозондовый измерительный модуль — зонды на пакерах прижимаются к стенке скважины. Включает в себя депрессионный зонд, горизонтальный регистрирующий зонд и вертикальный регистрирующий зонд. Двухпакерный модуль — исследуемый интервал изолируется надувными пакерами. Манометры (кварцевый и пьезометрический) — одновременно используются как в измерительных зондах, прижимающихся к стенке скважины, так и в двухпакерном модуле, распакерущем исследуемый интервал. Оптические анализаторы флюида — используются для разграничения фракционных составов отбираемых жидкостей. Модуль контроля потока — позволяет контролировать дебит отбора жидкости. Модуль откачки (глубинный насос) — позволяет отбирать жидкость из пласта, а также закачивать жидкость в пласт. Мультипроботборный модуль с шестью отборными камерами для отбора представительных проб пластового флюида для термодинамического PVT-анализа. Три типа отборных камер для отбора проб пластового флюида. 31 ГК φ Давление Sw Интервалы перфорации Пласт 1 Газ Градиент начального пластового давления Профиль давления на разрабатываемом месторождении Давление X500 Регистрируемое давление, Pз Глубина, м Пласт 2 Пластовое давление, ~ Pп X530 Δt = продолжительность отбора Пласт 3 Нефть Время Рис. 5. Последовательность проведения стандартного замера пластового давления. Глубина X560 Пласт 4 Вода X30 X37 На рис. 5 приведена последовательность замеров гидростатического давления столба бурового раствора и пластового давления в ходе проведения стандартного исследования. Измерительный зонд прижимается к стенке скважины и замеряет давление в течение периода, соответствующего отбору определенного объема жидкости. При этом регистрируется кривая падения давления — КПД. Далее следует период восстановления давления, при этом регистрируется кривая восстановления давления — КВД. X44 Давление, атм Рис. 2. Градиент давления в неразрабатываемой залежи. 32 Пласт 5 Рис. 3. Профиль давления в скважине на разрабатываемом месторождении. Скважина 1 Скважина 2 Газоводяной контакт Глубина Замеры пластового давления Замеры пластового давления позволяют определить положение границ раздела пластовых флюидов по перегибу прямых, проведенных через точки, где было замерено пластовое давление, а также оценить плотности пластовых флюидов по градиентам замеренного пластового давления (рис. 2). При разведке месторождений определение границ раздела флюидов представляет особую важность. Сопоставление профиля давления в скважине на разрабатываемом месторождении с градиентом начального пластового давления используется для определения степени вовлечения в разработку различных частей пласта. На рис. 3 приведен пример такого сопоставления, где красной кривой показан профиль давления на разрабатываемом месторождении, а синей прямой — градиент начального пластового давления. Полученная информация впоследствии может использоваться для оптимизации стратегии добычи/закачки, вскрытия не вовлеченных в разработку интервалов, выбора расположения новых скважин. Применение MDT в нескольких скважинах позволяет определить гидродинамическую сообщаемость (режимы давления) разных частей залежи (рис. 4) по распределению градиентов давления. Это в свою очередь дает дополнительную информацию для выбора расположения новых скважин. Газоводяной контакт Скважина 1 Скважина 2 Давление Рис. 4. Применение MDT в нескольких скважинах. Нефтегазовое Обозрение Различные методы оценки фильтрационных свойств коллекторов Использование MDT предусматривает несколько способов определения свойств пласта2. Параметры околоскважинной зоны могут быть получены из анализа кривых падения и восстановления давления, регистрируемых в ходе замеров пластового давления. Кроме того, благодаря наличию возможности откачки флюида в пробоотборные камеры или просто в скважину, а также модуля двойного пакера (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»), позволяющего выделить интервал для исследования от 1 до 3,4 м, возможно провести т.н. «мини-DST» исследование (аналог исследования испытателем пластов на трубах), позволяющее получить свойства пласта на большем радиусе исследования. Использование MDT в такой компоновке позволяет в определенной мере заменить стандартный пластоиспыта2 Akram H.: “MDT Field Interpretation Notes on Pressure Interpretation.” Schlumberger. 3 Stewart G. and Wittmann M.: “Interpretation of the Pressure Response of the Repeat Formation Tester.” SPE 8362, 1979. Осень 2005 тель на трубах и, как следствие, значительно снизить время испытаний. Особую ценность это представляет для дорогостоящего морского бурения. Существует три метода оценки фильтрационных свойств породы по замерам давления в ходе пластовых исследований: 1. В случае, если в конце периода отбора КПД выходит на асимптоту, применяется аналитическая формула точечного стока. В дальнейшем, для обозначения проницаемости, рассчитанной с использованием данного метода, будет использоваться термин «проницаемость по КПД». 2. По аппроксимации прямолинейного участка КВД на графике зависимости давления от «радиальной» или «сферической» временной функции. 3. По наилучшему совпадению диагностического графика КВД с типовой кривой соответствующей аналитической модели. При этом должно выполнятся условие совпадения истории давления в ходе всего исследования (КПД и КВД) с расчетной, полученной в рамках модели. Первый метод позволяет оценить подвижность пластового флюида на всех глубинах, где проводится замер пластового давления. Подвижность пластового флюида может быть использована для оценки проницаемости в призабойной зоне пласта. Обладая точной информацией о вязкости отбираемой жидкости в пластовых условиях, можно оценить проницаемость. При проведении стандартных MDT замеров давления в течение периода, соответствующего отбору небольшого объема жидкости (до 20 см3), отбираемой жидкостью является фильтрат бурового раствора. Однако, при анализе более продолжительных исследований с использованием модуля откачки — глубинного насоса, интерпретатор не располагает достоверной информацией о вязкости пластового флюида (особенно в случае, когда речь идет о разведочной скважине) и потому может оценить только подвижность (k /μ) или коэффициент гидропроводности (kh/μ), но не проницаемость. Таким образом, проницаемость можно оценить через комплексные параметры подвижности пластового флюида или гидропроводности. Второй и третий методы представляют собой стандартные методы интерпретации КВД. Оценка подвижности по КПД Оценка проницаемости по динамическому давлению КПД требует использования псевдоустановившегося динамического давления3. C помощью пластоиспытателя на кабеле это может быть достигнуто в пластах с подвижностью пластового флюида вплоть до нескольких мД/сП, при условии использования в ходе исследований модуля контроля течения, а также модуля откачки — глубинного насоса. Если по мере отбора жидкости из пласта, КПД существенно сглаживается, что указывает на достижение псевдо-установившегося давления, то для расчета подвижности может быть использована следующая формула: kd q . =C∗ μ Δp Константа С* учитывает геометрию измерительного зонда (пробоотборника), q — дебит отбираемой жидкости в течение исследования, ΔP — перепад давления по мере отбора жидкости. Такая оценка подвижности пластового флюида предполагает равенство нулю общего скин-фактора. Следовательно, рассчитываемая подвижность может быть больше реальной в случае если скин-фактор положительный. Необходимо также отметить, что рассчитанная таким образом подвижность, соответствует сферическому режиму течения в случае идеального точечного стока. Однако, измерительный зонд обладает ограниченными размерами, что в сильно анизотропных пластах приводит к тому, что полученная таким образом подвижность пластового флюида может сильно отличаться от сферической подвижности. 33 ГК φ Давление Sw Интервалы перфорации Пласт 1 Газ Градиент начального пластового давления Профиль давления на разрабатываемом месторождении Давление X500 Регистрируемое давление, Pз Глубина, м Пласт 2 Пластовое давление, ~ Pп X530 Δt = продолжительность отбора Пласт 3 Нефть Время Рис. 5. Последовательность проведения стандартного замера пластового давления. Глубина X560 Пласт 4 Вода X30 X37 На рис. 5 приведена последовательность замеров гидростатического давления столба бурового раствора и пластового давления в ходе проведения стандартного исследования. Измерительный зонд прижимается к стенке скважины и замеряет давление в течение периода, соответствующего отбору определенного объема жидкости. При этом регистрируется кривая падения давления — КПД. Далее следует период восстановления давления, при этом регистрируется кривая восстановления давления — КВД. X44 Давление, атм Рис. 2. Градиент давления в неразрабатываемой залежи. 32 Пласт 5 Рис. 3. Профиль давления в скважине на разрабатываемом месторождении. Скважина 1 Скважина 2 Газоводяной контакт Глубина Замеры пластового давления Замеры пластового давления позволяют определить положение границ раздела пластовых флюидов по перегибу прямых, проведенных через точки, где было замерено пластовое давление, а также оценить плотности пластовых флюидов по градиентам замеренного пластового давления (рис. 2). При разведке месторождений определение границ раздела флюидов представляет особую важность. Сопоставление профиля давления в скважине на разрабатываемом месторождении с градиентом начального пластового давления используется для определения степени вовлечения в разработку различных частей пласта. На рис. 3 приведен пример такого сопоставления, где красной кривой показан профиль давления на разрабатываемом месторождении, а синей прямой — градиент начального пластового давления. Полученная информация впоследствии может использоваться для оптимизации стратегии добычи/закачки, вскрытия не вовлеченных в разработку интервалов, выбора расположения новых скважин. Применение MDT в нескольких скважинах позволяет определить гидродинамическую сообщаемость (режимы давления) разных частей залежи (рис. 4) по распределению градиентов давления. Это в свою очередь дает дополнительную информацию для выбора расположения новых скважин. Газоводяной контакт Скважина 1 Скважина 2 Давление Рис. 4. Применение MDT в нескольких скважинах. Нефтегазовое Обозрение Различные методы оценки фильтрационных свойств коллекторов Использование MDT предусматривает несколько способов определения свойств пласта2. Параметры околоскважинной зоны могут быть получены из анализа кривых падения и восстановления давления, регистрируемых в ходе замеров пластового давления. Кроме того, благодаря наличию возможности откачки флюида в пробоотборные камеры или просто в скважину, а также модуля двойного пакера (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»), позволяющего выделить интервал для исследования от 1 до 3,4 м, возможно провести т.н. «мини-DST» исследование (аналог исследования испытателем пластов на трубах), позволяющее получить свойства пласта на большем радиусе исследования. Использование MDT в такой компоновке позволяет в определенной мере заменить стандартный пластоиспыта2 Akram H.: “MDT Field Interpretation Notes on Pressure Interpretation.” Schlumberger. 3 Stewart G. and Wittmann M.: “Interpretation of the Pressure Response of the Repeat Formation Tester.” SPE 8362, 1979. Осень 2005 тель на трубах и, как следствие, значительно снизить время испытаний. Особую ценность это представляет для дорогостоящего морского бурения. Существует три метода оценки фильтрационных свойств породы по замерам давления в ходе пластовых исследований: 1. В случае, если в конце периода отбора КПД выходит на асимптоту, применяется аналитическая формула точечного стока. В дальнейшем, для обозначения проницаемости, рассчитанной с использованием данного метода, будет использоваться термин «проницаемость по КПД». 2. По аппроксимации прямолинейного участка КВД на графике зависимости давления от «радиальной» или «сферической» временной функции. 3. По наилучшему совпадению диагностического графика КВД с типовой кривой соответствующей аналитической модели. При этом должно выполнятся условие совпадения истории давления в ходе всего исследования (КПД и КВД) с расчетной, полученной в рамках модели. Первый метод позволяет оценить подвижность пластового флюида на всех глубинах, где проводится замер пластового давления. Подвижность пластового флюида может быть использована для оценки проницаемости в призабойной зоне пласта. Обладая точной информацией о вязкости отбираемой жидкости в пластовых условиях, можно оценить проницаемость. При проведении стандартных MDT замеров давления в течение периода, соответствующего отбору небольшого объема жидкости (до 20 см3), отбираемой жидкостью является фильтрат бурового раствора. Однако, при анализе более продолжительных исследований с использованием модуля откачки — глубинного насоса, интерпретатор не располагает достоверной информацией о вязкости пластового флюида (особенно в случае, когда речь идет о разведочной скважине) и потому может оценить только подвижность (k /μ) или коэффициент гидропроводности (kh/μ), но не проницаемость. Таким образом, проницаемость можно оценить через комплексные параметры подвижности пластового флюида или гидропроводности. Второй и третий методы представляют собой стандартные методы интерпретации КВД. Оценка подвижности по КПД Оценка проницаемости по динамическому давлению КПД требует использования псевдоустановившегося динамического давления3. C помощью пластоиспытателя на кабеле это может быть достигнуто в пластах с подвижностью пластового флюида вплоть до нескольких мД/сП, при условии использования в ходе исследований модуля контроля течения, а также модуля откачки — глубинного насоса. Если по мере отбора жидкости из пласта, КПД существенно сглаживается, что указывает на достижение псевдо-установившегося давления, то для расчета подвижности может быть использована следующая формула: kd q . =C∗ μ Δp Константа С* учитывает геометрию измерительного зонда (пробоотборника), q — дебит отбираемой жидкости в течение исследования, ΔP — перепад давления по мере отбора жидкости. Такая оценка подвижности пластового флюида предполагает равенство нулю общего скин-фактора. Следовательно, рассчитываемая подвижность может быть больше реальной в случае если скин-фактор положительный. Необходимо также отметить, что рассчитанная таким образом подвижность, соответствует сферическому режиму течения в случае идеального точечного стока. Однако, измерительный зонд обладает ограниченными размерами, что в сильно анизотропных пластах приводит к тому, что полученная таким образом подвижность пластового флюида может сильно отличаться от сферической подвижности. 33 105 Теоретически показано4, что в пластах, где коэффициент анизотропии — kv /kh = 0,01, kd ≈ 2· ks , т.е. подвижность, полученная по КПД для такого теста, может быть в два раза больше сферической подвижности. Время от начала исследования, с 27,6 Графики производной КВД: 33,6 42,6 58,8 99,3 1018,2 3055 Сферическая временная функция Радиальная временная функция 4 Dussan and Sharma, ссылка 1. 5 Stewart and Wittmann, ссылка 3. 34 Производная давления, psia 104 Сферический режим течения 103 3045 Δ t = 73,8 с 3040 Δ t = 40,2 с 3035 Радиальный режим течения 3030 0,050 0,040 0,030 0,020 0,010 0,000 Сферическая временная функция 102 100 101 102 103 Время от начала исследования, с Время от начала исследования, с Рис. 6. Логарифмический график идентификации режима течения. 3050 72,6 89,4 114,3 156,0 239,7 490,2 1018,2 Δ t = 594,6 с В случае, если имеются как сферическая, так и радиальная проницаемости, возможно оценить анизотропию проницаемости в вертикальном направлении при помощи соотношения ks3 = kr2 · kv . Оценка подвижности по наилучшему совпадению диагностического графика КВД с типовой кривой, соответствующей аналитической модели Зачастую КВД ограничена периодом преобладания сторэдж-эффекта, а оценка подвижности по КПД невозможна ввиду недостаточной для выхода на установившийся режим продолжительности отбора. В этом случае интерпретация КВД проводится путем подбора соответствующей аналитической модели (по наилучшему совпадению диагностического графика КВД и типовой кривой модели). Делается предположение о равенстве нулю составляющей скин-фактора, обусловленной загрязнением прискважинной зоны. При этом составляющая скин-фактора, вызванная сгущением линий тока вокруг измерительного зонда (пробоотборника) известна и используется при анализе4. Следует отметить, что кривая производной давления зачастую продолжает падать даже после окончания сторэдж-периода на КВД, а потому точно распознать момент окончания сторэдж-пе- риода не всегда представляется возможным. Среди причин такого поведения производной можно назвать эффект малой продолжительности отбора или стабилизация манометров после перегрузки, а также неоднородность пласта. Так как интерпретация проводится в предположении отсутствия загрязнения прискважинной зоны пласта (соответствующая составляющая скин-фактора равна нулю), то полученную в результате проницаемость следует рассматривать как оценку по порядку величины. Отметим, что форма кривой производной также является полезным индикатором, по которому судят о том, действительно ли данная КВД несет в себе характеристику пласта или представляет собой ее искажение, вызванное наличием негерметичности уплотнения в каком-либо из элементов системы. Сравнительный анализ оценок подвижности, полученных тремя рассмотренными методами Анализ КВД стандартных исследований при помощи прибора MDT возможен только для сравнительно низкопроницаемых пород. В качестве эмпирического правила, ограничивающего диапазон подвижности можно принять следующую формулировку: подвижность должна быть порядка 10 мД/сП или ниже. Од- Нефтегазовое Обозрение 3045 Производная давления, psia Оценка подвижности пластового флюида и коэффициента гидропроводности по аппроксимации прямолинейного участка КВД на графике зависимости давления от радиальной или сферической временной функции В случае, если графики радиальной и сферической производной, построенные в логарифмическом масштабе, одновременно указывают на наличие сферического течения, тогда для оценки проницаемости предпочтительно использовать линейную аппроксимацию КВД в сферических координатах5. Полученная таким образом подвижность, в основном, определяется характером изменения давления на заключительном этапе КВД. При этом зона исследования имеет радиус порядка нескольких метров и получаемая подвижность может быть использована для оценки проницаемости, представляющей в данном случае так называемую сферическую проницаемость, определяемую соотношением: ks3 = kr2 ·kv (горизонтальной анизотропией между kx и ky пренебрегаем). При достаточно длительных и интенсивных отборах, предшествующих регистрации КВД, а также при исследовании пластов малой мощности, на кривой восстановления давления может наблюдаться радиальное течение. Индикатором возникновения радиального течения также является поведение радиальной и сферической производных КВД, построенных в логарифмическом масштабе. В этом случае проницаемость определяется через коэффициент гидропроводности — krh/μ, при помощи линейной аппроксимации КВД в радиальных координатах (метод Хорнера). Как и в первом случае, найденная таким образом проницаемость определяется свойствами породы и пластового флюида на расстоянии от одного до нескольких метров вглубь пласта. На рис. 6 приведен пример логарифмического графика определения режима течения по производной КВД, записанной манометром, расположенном в измерительном зонде. На рис. 7 приведены ее линейные аппроксимации в сферических и радиальных координатах для оценки сферической и радиальной проницаемостей соответственно. Производная давления, psia 3050 3040 3035 Δ t = 197,7 с 3030 3025 3020 0,120 0,100 0,080 0,060 0,040 0,020 0,000 Радиальная временная функция Рис. 7. Линейная аппроксимация КВД в сферических и радиальных координатах. нако, верхнюю границу диапазона можно поднять, увеличивая продолжительность и интенсивность отбора во время КПД. Данное требование может быть выполнено благодаря использованию компоновки MDT, включающей модуль двойного пакера в комбинации с модулем откачки — глубинным насосом (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»). В более проницаемых породах недостаточная продолжительность отбора стандарт- Осень 2005 ного исследования MDT приводит к увеличению скорости восстановления давления после прекращения отбора. Это, в свою очередь, приводит к перегрузке манометров и, как следствие, потере достоверности большей части КВД. В таких случаях подвижность определяется по установившемуся динамическому давлению КПД. Точность оценки подвижности по КПД существенно ниже по сравнению с анализом КВД в силу того, что оценка по КПД не делает различия между из- начально низкой проницаемостью пласта и снижением проницаемости за счет загрязнения прискважинной зоны. Использование вышеописанных методов предполагает хорошее согласие оцениваемых параметров (подвижности или проницаемости), чего, однако, зачастую не происходит. Причиной расхождения является то, что, строго говоря, каждый из этих методов исследует разные объемы пород зоны дренирования, где по своему происходит осреднение параметров. Ниже приведены наиболее часто встречающиеся разногласия и их причины. Подвижность по КПД (первый метод оценки подвижности) — kd /μ, зачастую дает более высокие оценки по сравнению с подвижностью, полученной из анализа КВД — ks /μ. В идеале, оба метода в качестве результата дают оценку сферической подвижности. Основной же причиной различия получаемых оценок является разный радиус исследования. Для стандартного замера пластового давления MDT, радиус исследования по КПД составляет порядка нескольких сантиметров, в то время, как радиус исследования для КВД возрастает до нескольких метров, т.к. продолжительность отбора, соответствующая КПД значительно меньше продолжительности записи КВД. Порода, как правило, слоиста и неоднородна и потому проницаемость в вертикальном направлении kv , определенная на отрезке в несколько сантиметров обычно выше значения kv , определенного на нескольких метрах. При попытке определить эту же величину в элементе пласта радиусом в десятки метров проницаемость может еще более снизиться. Таким образом, подвижность по КПД будет выше, чем значение подвижности, полученное путем анализа КВД, характеризующегося большей, чем КПД глубиной исследования. Кроме того, следует отметить, что с увеличением радиуса исследования свойства насыщающих жидкостей также могут меняться. Так, например, в случае, когда нефтенасыщенный пласт разбуривается с применением раствора на водной основе, метод, основанный на КПД, даст относительную проницаемость фильтрата бурового раствора, в то время как анализ КВД позволяет определить относительную проницаемость по нефти. Другой причиной отклонения является то, что одновременное использование обоих методов для анализа пластовых исследований возможно только в ограниченном диапазоне проницаемостей: от нескольких мД/сП до нескольких десятков мД/сП. Предположим, что рассматриваемому пласту присуща как 35 105 Теоретически показано4, что в пластах, где коэффициент анизотропии — kv /kh = 0,01, kd ≈ 2· ks , т.е. подвижность, полученная по КПД для такого теста, может быть в два раза больше сферической подвижности. Время от начала исследования, с 27,6 Графики производной КВД: 33,6 42,6 58,8 99,3 1018,2 3055 Сферическая временная функция Радиальная временная функция 4 Dussan and Sharma, ссылка 1. 5 Stewart and Wittmann, ссылка 3. 34 Производная давления, psia 104 Сферический режим течения 103 3045 Δ t = 73,8 с 3040 Δ t = 40,2 с 3035 Радиальный режим течения 3030 0,050 0,040 0,030 0,020 0,010 0,000 Сферическая временная функция 102 100 101 102 103 Время от начала исследования, с Время от начала исследования, с Рис. 6. Логарифмический график идентификации режима течения. 3050 72,6 89,4 114,3 156,0 239,7 490,2 1018,2 Δ t = 594,6 с В случае, если имеются как сферическая, так и радиальная проницаемости, возможно оценить анизотропию проницаемости в вертикальном направлении при помощи соотношения ks3 = kr2 · kv . Оценка подвижности по наилучшему совпадению диагностического графика КВД с типовой кривой, соответствующей аналитической модели Зачастую КВД ограничена периодом преобладания сторэдж-эффекта, а оценка подвижности по КПД невозможна ввиду недостаточной для выхода на установившийся режим продолжительности отбора. В этом случае интерпретация КВД проводится путем подбора соответствующей аналитической модели (по наилучшему совпадению диагностического графика КВД и типовой кривой модели). Делается предположение о равенстве нулю составляющей скин-фактора, обусловленной загрязнением прискважинной зоны. При этом составляющая скин-фактора, вызванная сгущением линий тока вокруг измерительного зонда (пробоотборника) известна и используется при анализе4. Следует отметить, что кривая производной давления зачастую продолжает падать даже после окончания сторэдж-периода на КВД, а потому точно распознать момент окончания сторэдж-пе- риода не всегда представляется возможным. Среди причин такого поведения производной можно назвать эффект малой продолжительности отбора или стабилизация манометров после перегрузки, а также неоднородность пласта. Так как интерпретация проводится в предположении отсутствия загрязнения прискважинной зоны пласта (соответствующая составляющая скин-фактора равна нулю), то полученную в результате проницаемость следует рассматривать как оценку по порядку величины. Отметим, что форма кривой производной также является полезным индикатором, по которому судят о том, действительно ли данная КВД несет в себе характеристику пласта или представляет собой ее искажение, вызванное наличием негерметичности уплотнения в каком-либо из элементов системы. Сравнительный анализ оценок подвижности, полученных тремя рассмотренными методами Анализ КВД стандартных исследований при помощи прибора MDT возможен только для сравнительно низкопроницаемых пород. В качестве эмпирического правила, ограничивающего диапазон подвижности можно принять следующую формулировку: подвижность должна быть порядка 10 мД/сП или ниже. Од- Нефтегазовое Обозрение 3045 Производная давления, psia Оценка подвижности пластового флюида и коэффициента гидропроводности по аппроксимации прямолинейного участка КВД на графике зависимости давления от радиальной или сферической временной функции В случае, если графики радиальной и сферической производной, построенные в логарифмическом масштабе, одновременно указывают на наличие сферического течения, тогда для оценки проницаемости предпочтительно использовать линейную аппроксимацию КВД в сферических координатах5. Полученная таким образом подвижность, в основном, определяется характером изменения давления на заключительном этапе КВД. При этом зона исследования имеет радиус порядка нескольких метров и получаемая подвижность может быть использована для оценки проницаемости, представляющей в данном случае так называемую сферическую проницаемость, определяемую соотношением: ks3 = kr2 ·kv (горизонтальной анизотропией между kx и ky пренебрегаем). При достаточно длительных и интенсивных отборах, предшествующих регистрации КВД, а также при исследовании пластов малой мощности, на кривой восстановления давления может наблюдаться радиальное течение. Индикатором возникновения радиального течения также является поведение радиальной и сферической производных КВД, построенных в логарифмическом масштабе. В этом случае проницаемость определяется через коэффициент гидропроводности — krh/μ, при помощи линейной аппроксимации КВД в радиальных координатах (метод Хорнера). Как и в первом случае, найденная таким образом проницаемость определяется свойствами породы и пластового флюида на расстоянии от одного до нескольких метров вглубь пласта. На рис. 6 приведен пример логарифмического графика определения режима течения по производной КВД, записанной манометром, расположенном в измерительном зонде. На рис. 7 приведены ее линейные аппроксимации в сферических и радиальных координатах для оценки сферической и радиальной проницаемостей соответственно. Производная давления, psia 3050 3040 3035 Δ t = 197,7 с 3030 3025 3020 0,120 0,100 0,080 0,060 0,040 0,020 0,000 Радиальная временная функция Рис. 7. Линейная аппроксимация КВД в сферических и радиальных координатах. нако, верхнюю границу диапазона можно поднять, увеличивая продолжительность и интенсивность отбора во время КПД. Данное требование может быть выполнено благодаря использованию компоновки MDT, включающей модуль двойного пакера в комбинации с модулем откачки — глубинным насосом (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»). В более проницаемых породах недостаточная продолжительность отбора стандарт- Осень 2005 ного исследования MDT приводит к увеличению скорости восстановления давления после прекращения отбора. Это, в свою очередь, приводит к перегрузке манометров и, как следствие, потере достоверности большей части КВД. В таких случаях подвижность определяется по установившемуся динамическому давлению КПД. Точность оценки подвижности по КПД существенно ниже по сравнению с анализом КВД в силу того, что оценка по КПД не делает различия между из- начально низкой проницаемостью пласта и снижением проницаемости за счет загрязнения прискважинной зоны. Использование вышеописанных методов предполагает хорошее согласие оцениваемых параметров (подвижности или проницаемости), чего, однако, зачастую не происходит. Причиной расхождения является то, что, строго говоря, каждый из этих методов исследует разные объемы пород зоны дренирования, где по своему происходит осреднение параметров. Ниже приведены наиболее часто встречающиеся разногласия и их причины. Подвижность по КПД (первый метод оценки подвижности) — kd /μ, зачастую дает более высокие оценки по сравнению с подвижностью, полученной из анализа КВД — ks /μ. В идеале, оба метода в качестве результата дают оценку сферической подвижности. Основной же причиной различия получаемых оценок является разный радиус исследования. Для стандартного замера пластового давления MDT, радиус исследования по КПД составляет порядка нескольких сантиметров, в то время, как радиус исследования для КВД возрастает до нескольких метров, т.к. продолжительность отбора, соответствующая КПД значительно меньше продолжительности записи КВД. Порода, как правило, слоиста и неоднородна и потому проницаемость в вертикальном направлении kv , определенная на отрезке в несколько сантиметров обычно выше значения kv , определенного на нескольких метрах. При попытке определить эту же величину в элементе пласта радиусом в десятки метров проницаемость может еще более снизиться. Таким образом, подвижность по КПД будет выше, чем значение подвижности, полученное путем анализа КВД, характеризующегося большей, чем КПД глубиной исследования. Кроме того, следует отметить, что с увеличением радиуса исследования свойства насыщающих жидкостей также могут меняться. Так, например, в случае, когда нефтенасыщенный пласт разбуривается с применением раствора на водной основе, метод, основанный на КПД, даст относительную проницаемость фильтрата бурового раствора, в то время как анализ КВД позволяет определить относительную проницаемость по нефти. Другой причиной отклонения является то, что одновременное использование обоих методов для анализа пластовых исследований возможно только в ограниченном диапазоне проницаемостей: от нескольких мД/сП до нескольких десятков мД/сП. Предположим, что рассматриваемому пласту присуща как 35 6 Влияние анизотропии на рассчитываемые параметры по результатам исследований испытателями пластов на кабеле подробно рассматривается в: Dussan and Sharma, ссылка 1. 7 Smith A.R., Fincher D.V., Nishida K., Mullins O.C., Schroeder R.J. and Yamate T.: “In-Situ Optical Fluid Analysis as an Aid to Wireline Formation Sampling.” SPE 26496, 1993. 36 Газовый анализатор Однофазный Жидкость Лампа Выпадение асфальтенов Критическая точка Начальные пластовые условия Давление микро-, так и макронеоднородность. Предположим также, что зонд попал в сравнительно высокопроницаемую область, окруженную более плотными породами. Тогда вероятность одновременного получения двух надежных оценок выше, чем в обратной ситуации (низкопроницаемый прослой, окруженный высокопроницаемыми породами), приводящей зачастую к искажению результатов обоих методов. Кроме того, следует отметить и вклад геометрии зонда. В пластах с выраженной вертикальной анизотропией, подвижность по КПД выше благодаря тому, что на нее большее влияние оказывает горизонтальная проницаемость kr , в силу чего подвижность по КПД отклоняется от чисто сферической. Так, вертикальная анизотропия, при которой вертикальная подвижность в сто раз меньше горизонтальной, приводит к тому, что проницаемость по КПД превышает сферическую более, чем в два раза.6 В случае, если КВД выходит за границы периода преобладания сторэдж-эффекта, оценка подвижности линейной экстраполяцией КВД в сферических/радиальных координатах и подбором соответствующей аналитической модели (по наилучшему совпадению диагностического графика КВД и типовой кривой модели) хорошо согласуются между собой. На начальном этапе регистрации КВД возможно не слишком хорошее совпадение модельной кривой и диагностического графика КВД. Это объясняется продолжающейся стабилизацией манометра, а также сложным характером наблюдающегося на этом этапе течения, представляющего переходную форму между полусферическим и сферическим течениями и осложненную присутствием стенки скважины, также искажающей распределение линий тока. Если величина проницаемости по КПД, kd хорошо согласуется с проницаемостью, полученной из анализа КВД, ks , это указывает на то, что пласт достаточно однороден, а анизотропия проницаемости невелика. Следует иметь в виду, что в практическом плане наибольший интерес представляет горизонтальная проницаемость kr , так как при радиальном режиме течения именно эта компонента проницаемости используется для оценки продуктивности пласта и именно ее мы Поток флюида 100% Традиционный Трубка потока Анализатор жидкости 75% 50% Вода Газ 25% 0% Нефть Газ Рис. 10. Принцип работы оптических анализаторов флюида MDT/CHDT. Температура соответствующий радиальному течению. Таким образом проницаемость в 80 мД (согласно условиям вышерассмотренного примера) может быть получена напрямую из анализа КВД DST-исследования. Рис. 8. Схема традиционного и однофазного отбора проб. POPV BFR1 (галлон) (Ом·м) 35 30 1,4 1,2 BSG1 (psi) 7000 2 3/4 галлона 6000 6 галлонов BSG1 (давление в пробоотборнике) 25 1,0 5000 20 0,8 4000 15 0,6 3000 10 0,4 2000 5 0,2 1000 0 0,0 0 BFR1 (удельное электрическое сопротивление в трубке потока) POPV (совокупный прокачиваемый объем) 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Время, мин Рис.9. График производительности модуля откачки, давления и удельного электрического сопротивления флюида в трубке потока. имеем в виду под символом «k». Сферическая проницаемость ks , зависящая от степени анизотропии пласта может быть намного ниже горизонтальной. Рассмотрим пласт с «k» равной 80 мД и соответствующим этой проницаемости коэффициентом продуктивности. Предположим, что вертикальная проницаемость в сто раз ниже горизонтальной. Испытатель пластов на кабеле при исследовании данного пласта даст сферическую проницаемость k s = 3 k r2 ⋅ kv = 3 80 ⋅ 80 ⋅ 0, 8 = 17, 2 Мд . Коэффициент продуктивности, рассчитанный по ks , будет значительно ниже рассчитанного по «k», и это важно помнить при использовании оценок сферической проницаемости, полученных из исследований с использованием испытателей пластов на кабеле. Выделить радиальную проницаемость из сферической позволяет знание анизотропии. Альтернативой этому может служить проведение «мини-DST» исследования (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»), позволяющего создать более глубокий перепад давлений. Благодаря этому последующий период восстановления давления может содержать участок, Нефтегазовое Обозрение Отбор проб пластовых флюидов Двумя основными причинами отбора проб являются необходимость подтверждения присутствия углеводородов и определения свойств пластовых флюидов. MDT позволяет проводить отбор проб при незначительных перепадах давления, что способствует получению представительных образцов пластовых флюидов. Кроме того, MDT предоставляет возможность контролировать в режиме реального времени качество отбираемого флюида, с целью предотвращения загрязнения пробы буровым раствором7. Это дает уверенность в представительности полученного образца пластового флюида. Представительные образцы необходимы для определения PVT свойств пластовых флюидов, таких как давление насыщения, объемный коэффициент и вязкость. Эти данные, в свою очередь, используются для оптимизации стратегии разработки месторождения. Количество пробоотборных модулей ограничивается только прочностью кабеля и условиями в скважине. Одним из возможных вариантов для проведения исследований с длинными компоновками скважинных приборов, а также в условиях горизонтальных и наклоннонаправленных скважин является система проведения исследований на трубах. Мультипробоотборный модуль позволяет производить отбор нескольких качественных проб для термодинамического PVT анализа в ходе одной спускоподъемной операции MDT. Осень 2005 Во время одной спускоподъемной операции можно исследовать несколько различных продуктивных интервалов и получить несколько проб из одного продуктивного интервала. Помимо модулей для отбора проб емкостями 1, 2 3/4 и 6 галлонов (3785, 10 410 и 22 712 см3 соответственно) MDT можно оснастить двумя мультипробоотборными модулями, позволяющими принимать и хранить двенадцать проб по 450 см3 в камерах, находящихся под гидростатическим давлением (так называемый «традиционный» метод отбора проб пластового флюида). Также в технологии MDT/CHDT пробы могут отбираться в камеры с избыточным давлением, создаваемым закачиваемым азотом (так называемый «однофазный» метод отбора проб пластового флюида). На рис. 8 приведена фазовая диаграмма со схематическим изображением традиционной и однофазной методики отбора проб. Однофазная (монофазная) технология отбора проб позволяет сохранять однофазное состояние вещества при уменьшении давления и температуры в пробоотборной камере при подъеме пробы на поверхность. Контроль качества отбираемого флюида осуществляется двумя способами: 1. Анализ удельного электрического сопротивления откачиваемой жидкости. 2. Использование модулей оптического анализатора флюида. Анализ удельного электрического сопротивления откачиваемой жидкости На рис. 9 изображен график последовательности работы модуля откачки при прокачке и отборе пробы пластовой воды. Гидростатическое давление (BSG1), регистрируемое измерительным зондом до установления гидравлического контакта со стенкой скважины, регистрируется равным приблизительно 5850 psi (41 МПа). Начало теста на графике зафиксировано через 1 минуту после начала отсчета времени исследования. Зонд прижимается к стенке скважины и кривая давления в трубке потока показывает значения приблизительно 5000 psi (34,5 МПа). На кривой удельного электрического сопротивления (BFR1) регистрируется пик, значение сопротивления в котором равно 1,38 Ом·м. Это указывает на то, что трубка потока жидкости заполнена в основном фильтратом бурового раствора. Приблизительно на 7-й минуте включается модуль откачки, и жидкость откачивается из трубки потока в ствол скважины. Кривая POPV иллюстрирует совокупный объем откачиваемой жидкости. По мере работы глубинного насоса удельное электрическое сопротивление флюида в линии отбора начинает уменьшаться, что служит свидетельством начала поступления пластового флюида — пластовой воды. Через 130 минут объем прокачки составил 25 галлонов жидкости (95 000 см3), при этом величина удельного электрического сопротивления достигла значения 0,28 Ом·м, что может свидетельствовать о незначительном загрязнении отбираемой пробы фильтратом. После этого насос останавливается, камера для отбора проб емкостью 6 галлонов (22 700 см3) открывается и заполняется флюидом. Затем наблюдение за давлением и удельным электрическим сопротивлением продолжается и приблизительно через 7 минут открывается камера 2 3/4 галлонов (10 410 см3). На 150-й минуте отбор проб завершается и зонд измерительного модуля отжимается от стенки скважины. Давление и удельное электрическое сопротивление в трубке потока жидкости принимают соответственно значения гидростатического давления и удельного электрического сопротивления бурового раствора. Использование модулей оптического анализатора флюида В настоящее время для оптического анализа при отборе проб в компании Шлюмберже используются следующие модули: OFA (Optical Fluid Analyzer), а также его расширенная модификация для скважин, пробуренных на растворе с нефтяной основой LFA (Life Fluid Analyzer); в 2003 году выпущен в эксплуатацию модуль анализа газового конденсата (GCA — Gas Condensate Analyzer). На рис. 10 приведена схема применения модулей анализаторов пластового флюида на основе оптической спектрометрии. Оптические анализаторы измеряют две основные оптические характеристики жидкости в трубке потока 37 6 Влияние анизотропии на рассчитываемые параметры по результатам исследований испытателями пластов на кабеле подробно рассматривается в: Dussan and Sharma, ссылка 1. 7 Smith A.R., Fincher D.V., Nishida K., Mullins O.C., Schroeder R.J. and Yamate T.: “In-Situ Optical Fluid Analysis as an Aid to Wireline Formation Sampling.” SPE 26496, 1993. 36 Газовый анализатор Однофазный Жидкость Лампа Выпадение асфальтенов Критическая точка Начальные пластовые условия Давление микро-, так и макронеоднородность. Предположим также, что зонд попал в сравнительно высокопроницаемую область, окруженную более плотными породами. Тогда вероятность одновременного получения двух надежных оценок выше, чем в обратной ситуации (низкопроницаемый прослой, окруженный высокопроницаемыми породами), приводящей зачастую к искажению результатов обоих методов. Кроме того, следует отметить и вклад геометрии зонда. В пластах с выраженной вертикальной анизотропией, подвижность по КПД выше благодаря тому, что на нее большее влияние оказывает горизонтальная проницаемость kr , в силу чего подвижность по КПД отклоняется от чисто сферической. Так, вертикальная анизотропия, при которой вертикальная подвижность в сто раз меньше горизонтальной, приводит к тому, что проницаемость по КПД превышает сферическую более, чем в два раза.6 В случае, если КВД выходит за границы периода преобладания сторэдж-эффекта, оценка подвижности линейной экстраполяцией КВД в сферических/радиальных координатах и подбором соответствующей аналитической модели (по наилучшему совпадению диагностического графика КВД и типовой кривой модели) хорошо согласуются между собой. На начальном этапе регистрации КВД возможно не слишком хорошее совпадение модельной кривой и диагностического графика КВД. Это объясняется продолжающейся стабилизацией манометра, а также сложным характером наблюдающегося на этом этапе течения, представляющего переходную форму между полусферическим и сферическим течениями и осложненную присутствием стенки скважины, также искажающей распределение линий тока. Если величина проницаемости по КПД, kd хорошо согласуется с проницаемостью, полученной из анализа КВД, ks , это указывает на то, что пласт достаточно однороден, а анизотропия проницаемости невелика. Следует иметь в виду, что в практическом плане наибольший интерес представляет горизонтальная проницаемость kr , так как при радиальном режиме течения именно эта компонента проницаемости используется для оценки продуктивности пласта и именно ее мы Поток флюида 100% Традиционный Трубка потока Анализатор жидкости 75% 50% Вода Газ 25% 0% Нефть Газ Рис. 10. Принцип работы оптических анализаторов флюида MDT/CHDT. Температура соответствующий радиальному течению. Таким образом проницаемость в 80 мД (согласно условиям вышерассмотренного примера) может быть получена напрямую из анализа КВД DST-исследования. Рис. 8. Схема традиционного и однофазного отбора проб. POPV BFR1 (галлон) (Ом·м) 35 30 1,4 1,2 BSG1 (psi) 7000 2 3/4 галлона 6000 6 галлонов BSG1 (давление в пробоотборнике) 25 1,0 5000 20 0,8 4000 15 0,6 3000 10 0,4 2000 5 0,2 1000 0 0,0 0 BFR1 (удельное электрическое сопротивление в трубке потока) POPV (совокупный прокачиваемый объем) 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Время, мин Рис.9. График производительности модуля откачки, давления и удельного электрического сопротивления флюида в трубке потока. имеем в виду под символом «k». Сферическая проницаемость ks , зависящая от степени анизотропии пласта может быть намного ниже горизонтальной. Рассмотрим пласт с «k» равной 80 мД и соответствующим этой проницаемости коэффициентом продуктивности. Предположим, что вертикальная проницаемость в сто раз ниже горизонтальной. Испытатель пластов на кабеле при исследовании данного пласта даст сферическую проницаемость k s = 3 k r2 ⋅ kv = 3 80 ⋅ 80 ⋅ 0, 8 = 17, 2 Мд . Коэффициент продуктивности, рассчитанный по ks , будет значительно ниже рассчитанного по «k», и это важно помнить при использовании оценок сферической проницаемости, полученных из исследований с использованием испытателей пластов на кабеле. Выделить радиальную проницаемость из сферической позволяет знание анизотропии. Альтернативой этому может служить проведение «мини-DST» исследования (см. раздел «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера»), позволяющего создать более глубокий перепад давлений. Благодаря этому последующий период восстановления давления может содержать участок, Нефтегазовое Обозрение Отбор проб пластовых флюидов Двумя основными причинами отбора проб являются необходимость подтверждения присутствия углеводородов и определения свойств пластовых флюидов. MDT позволяет проводить отбор проб при незначительных перепадах давления, что способствует получению представительных образцов пластовых флюидов. Кроме того, MDT предоставляет возможность контролировать в режиме реального времени качество отбираемого флюида, с целью предотвращения загрязнения пробы буровым раствором7. Это дает уверенность в представительности полученного образца пластового флюида. Представительные образцы необходимы для определения PVT свойств пластовых флюидов, таких как давление насыщения, объемный коэффициент и вязкость. Эти данные, в свою очередь, используются для оптимизации стратегии разработки месторождения. Количество пробоотборных модулей ограничивается только прочностью кабеля и условиями в скважине. Одним из возможных вариантов для проведения исследований с длинными компоновками скважинных приборов, а также в условиях горизонтальных и наклоннонаправленных скважин является система проведения исследований на трубах. Мультипробоотборный модуль позволяет производить отбор нескольких качественных проб для термодинамического PVT анализа в ходе одной спускоподъемной операции MDT. Осень 2005 Во время одной спускоподъемной операции можно исследовать несколько различных продуктивных интервалов и получить несколько проб из одного продуктивного интервала. Помимо модулей для отбора проб емкостями 1, 2 3/4 и 6 галлонов (3785, 10 410 и 22 712 см3 соответственно) MDT можно оснастить двумя мультипробоотборными модулями, позволяющими принимать и хранить двенадцать проб по 450 см3 в камерах, находящихся под гидростатическим давлением (так называемый «традиционный» метод отбора проб пластового флюида). Также в технологии MDT/CHDT пробы могут отбираться в камеры с избыточным давлением, создаваемым закачиваемым азотом (так называемый «однофазный» метод отбора проб пластового флюида). На рис. 8 приведена фазовая диаграмма со схематическим изображением традиционной и однофазной методики отбора проб. Однофазная (монофазная) технология отбора проб позволяет сохранять однофазное состояние вещества при уменьшении давления и температуры в пробоотборной камере при подъеме пробы на поверхность. Контроль качества отбираемого флюида осуществляется двумя способами: 1. Анализ удельного электрического сопротивления откачиваемой жидкости. 2. Использование модулей оптического анализатора флюида. Анализ удельного электрического сопротивления откачиваемой жидкости На рис. 9 изображен график последовательности работы модуля откачки при прокачке и отборе пробы пластовой воды. Гидростатическое давление (BSG1), регистрируемое измерительным зондом до установления гидравлического контакта со стенкой скважины, регистрируется равным приблизительно 5850 psi (41 МПа). Начало теста на графике зафиксировано через 1 минуту после начала отсчета времени исследования. Зонд прижимается к стенке скважины и кривая давления в трубке потока показывает значения приблизительно 5000 psi (34,5 МПа). На кривой удельного электрического сопротивления (BFR1) регистрируется пик, значение сопротивления в котором равно 1,38 Ом·м. Это указывает на то, что трубка потока жидкости заполнена в основном фильтратом бурового раствора. Приблизительно на 7-й минуте включается модуль откачки, и жидкость откачивается из трубки потока в ствол скважины. Кривая POPV иллюстрирует совокупный объем откачиваемой жидкости. По мере работы глубинного насоса удельное электрическое сопротивление флюида в линии отбора начинает уменьшаться, что служит свидетельством начала поступления пластового флюида — пластовой воды. Через 130 минут объем прокачки составил 25 галлонов жидкости (95 000 см3), при этом величина удельного электрического сопротивления достигла значения 0,28 Ом·м, что может свидетельствовать о незначительном загрязнении отбираемой пробы фильтратом. После этого насос останавливается, камера для отбора проб емкостью 6 галлонов (22 700 см3) открывается и заполняется флюидом. Затем наблюдение за давлением и удельным электрическим сопротивлением продолжается и приблизительно через 7 минут открывается камера 2 3/4 галлонов (10 410 см3). На 150-й минуте отбор проб завершается и зонд измерительного модуля отжимается от стенки скважины. Давление и удельное электрическое сопротивление в трубке потока жидкости принимают соответственно значения гидростатического давления и удельного электрического сопротивления бурового раствора. Использование модулей оптического анализатора флюида В настоящее время для оптического анализа при отборе проб в компании Шлюмберже используются следующие модули: OFA (Optical Fluid Analyzer), а также его расширенная модификация для скважин, пробуренных на растворе с нефтяной основой LFA (Life Fluid Analyzer); в 2003 году выпущен в эксплуатацию модуль анализа газового конденсата (GCA — Gas Condensate Analyzer). На рис. 10 приведена схема применения модулей анализаторов пластового флюида на основе оптической спектрометрии. Оптические анализаторы измеряют две основные оптические характеристики жидкости в трубке потока 37 0 1 2 3 4 5 6 7 8 прошедшего светового потока — I, к интенсивности падающего потока — I0 для разной длины волны λ: 9 4 Видимая Ближняя ИК часть спектра область спектра Tλ = Нефть B Нефть A Оптическая плотность 3 Буровой раствор на нефтяной основе 2 Конденсат 1 OD = log Дизель 0 500 1000 1500 2000 Длина волны, нм Рис. 11. Спектр поглощения для воды и типичных нефтей. Лампа Измерительная трубка Калибровочная трубка Сапфировые светофильтры Пластовый флюид Трубка потока Шторки Спектральный распределитель Фотоприемник Рис. 12. Схема спектрометра оптического анализатора флюида. жидкости: 1) оптическое светопоглощение (спектрометрия) в видимом и ближнем инфракрасном частях спектра, что используется для разграничения жидкостей и их количественного анализа, и 2) изменение показателя пре- 38 C2–C5 Iλ . I 0λ C6+ Вода Так как светопропускание типичных жидкостей может значительно изменяться в зависимости от длины волны, то удобнее отображать оптические свойства жидкости, используя логарифм величины, обратной светопропусканию, называемой оптической плотностью — OD: Вода ломления (рефрактометрия), что используется для обнаружения свободного газа8. Разграничение нефти и воды характеризуется прозрачностью или светопропусканием жидкости — T, определяемым отношением интенсивности XX60 Фракция воды Вода — фильтры 6, 7 и 9 1 I = log 0λ . Tλ Iλ Чем больше оптическая плотность, тем меньше светопропускание жидкости. Оптическая плотность для каждой жидкости зависит от длины волны падающего на нее света. Функция зависимости оптической плотности от длины волны называется спектром поглощения. Графики спектра поглощения для воды и типичных нефтей представлены на рис. 11. На рис. 12 приведена схема работы оптического анализатора флюида для определения оптических плотностей. Поток света от вольфрамовой галогеновой лампы проходит через поток жидкости посредством тонких сапфировых светофильтров, установленных внутри трубки потока жидкости в наблюдательной трубке. Часть того же потока света проходит через калибровочную трубку напрямую в спектральный распределитель. Это предоставляет возможность откалибровать интенсивность потока света, которая может изменяться в зависимости от температуры на забое скважины. Затем поток света из калибровочной и наблюдательных трубок попадает на спектральный распределитель, где разбивается на раздельные световые пучки, каждый из которых попадает в фотоприемник на оптические фильтры, распределенные по разным длинам волны. Оптические фильтры распределены таким образом по длине волны, чтобы регистрировать водяные и нефтяные пики. По значениям оптической плотности, полученным по различным оптическим фильтрам, можно количественно оценить водо- и нефтесодержание в потоке жидкости. На рис. 13 приведена стандартная диаграмма данных, полученных при помощи оптического анализатора флюида. Прежде, чем отобрать пробу пластового флюида, было откачано в скважинное пространство около 21 645 см3 непредставительного флюида. по диаграммам оптических плотностей анализатора OFA регистрируется увеличение содержания углеводородной фракции во времени, Нефтегазовое Обозрение Оптическая плотность C1 XX80 375 Пластвое давление Газ бар 0 3 ГНФ по лабораторному анализу 0 scf/bbl 8000 Нефть ГНФ по глубинным Вода замерам 385 0 scf/bbl 8000 2 Газонефтяной 5 контакт 3 Фракция нефти Время откачки Фильтр 1 XY00 Нефтеводяной контакт Нефть — фильтр 8 4 XY20 XY40 Сильно «поглощающая» жидкость (буровой раствор) XY60 XY80 Рис. 13. Диаграмма данных оптического анализатора флюида OFA. что указывает на наличие нефти. После откачки непредставительной жидкости, пробоотборную камеру емкостью 2 3/4 галлона заполнили пластовой жидкостью. На поверхности проба состояла из 8000 см3 нефти и 0,53 м3 газа. Оптический анализатор газового содержания Модуль оптического анализа газового конденсата позволяет, в дополнение к качественному анализу разграничения углеводородов (нефти и газа) от воды, получить количественную оценку компонентного состава газа и летучей нефти в процессе отбора пробы пластового флюида. При этом определяется 8 Morris C.W. and Sonnier B.: “Evaluation of Reservoir Fluids Using Formation Tester Tool Samples.” SPE 22129, 1991. 9 Betancourt S., Fujisawa G., Mullins O.C., Carnegie A., Dong C., Kurkjian A., Eriksen K.O., Haggag M., Jaramillo A.R. and Terabayashi H.: “Analyzing Hydrocarbons in the Borehole.” Oilfiled Review 15, no. 3 (Autumn 2003): 54–61 Осень 2005 Рис. 14. Результаты испытаний и глубинного анализа компонентного состава пластовой жидкости. содержание метана [C1], комбинация этанапропана-бутана-пентана [C2-C5], более тяжелые молекулы углеводородов [C6+], вода [H2O] и углекислый газ [CO2]. Все перечисленные компоненты количественно определяются при помощи данного модуля в режиме реального времени. Таким образом, при помощи описываемых оптических методов, возможно построить профиль композиционного состава пластовой жидкости по глубине. На рис. 14 приведена диаграмма, на которой изображены результаты опробования испытателем пластов MDT с модулем оптического анализатора газового содержания на одной из скважин в северном море9. Профиль замеренного пластового давления по глубине, полученный с использованием MDT (изображен на первом трэке диаграммы) подтверждает глубины газонефтяного и водонефтяного контактов, в то время как распреде- ление оптической плотности и газонефтяного фактора по глубине, полученные с использованием компоновки MDT с оптическим модулем CFA, позволяют построить профиль композиционного состава жидкости (второй трэк), в свою очередь подтверждающий характер насыщения коллекторов. На втором трэке, под основной цветовой гаммой, описывающей композиционный состав жидкости, находится тонкая цветовая гамма, отображающая окончательные результаты лабораторных исследований отобранных проб. Соотношение значений глубинного анализа при помощи модуля CFA и значений лабораторных исследований указывают на очень близкую сходимость результатов, особенно в интервалах 5, 3, 1, 4. Лабораторные результаты газонефтяного фактора на разных глубинах (третий трэк) также подтверждают глубинные значения полученные в процессе отбора пробы. 39 0 1 2 3 4 5 6 7 8 прошедшего светового потока — I, к интенсивности падающего потока — I0 для разной длины волны λ: 9 4 Видимая Ближняя ИК часть спектра область спектра Tλ = Нефть B Нефть A Оптическая плотность 3 Буровой раствор на нефтяной основе 2 Конденсат 1 OD = log Дизель 0 500 1000 1500 2000 Длина волны, нм Рис. 11. Спектр поглощения для воды и типичных нефтей. Лампа Измерительная трубка Калибровочная трубка Сапфировые светофильтры Пластовый флюид Трубка потока Шторки Спектральный распределитель Фотоприемник Рис. 12. Схема спектрометра оптического анализатора флюида. жидкости: 1) оптическое светопоглощение (спектрометрия) в видимом и ближнем инфракрасном частях спектра, что используется для разграничения жидкостей и их количественного анализа, и 2) изменение показателя пре- 38 C2–C5 Iλ . I 0λ C6+ Вода Так как светопропускание типичных жидкостей может значительно изменяться в зависимости от длины волны, то удобнее отображать оптические свойства жидкости, используя логарифм величины, обратной светопропусканию, называемой оптической плотностью — OD: Вода ломления (рефрактометрия), что используется для обнаружения свободного газа8. Разграничение нефти и воды характеризуется прозрачностью или светопропусканием жидкости — T, определяемым отношением интенсивности XX60 Фракция воды Вода — фильтры 6, 7 и 9 1 I = log 0λ . Tλ Iλ Чем больше оптическая плотность, тем меньше светопропускание жидкости. Оптическая плотность для каждой жидкости зависит от длины волны падающего на нее света. Функция зависимости оптической плотности от длины волны называется спектром поглощения. Графики спектра поглощения для воды и типичных нефтей представлены на рис. 11. На рис. 12 приведена схема работы оптического анализатора флюида для определения оптических плотностей. Поток света от вольфрамовой галогеновой лампы проходит через поток жидкости посредством тонких сапфировых светофильтров, установленных внутри трубки потока жидкости в наблюдательной трубке. Часть того же потока света проходит через калибровочную трубку напрямую в спектральный распределитель. Это предоставляет возможность откалибровать интенсивность потока света, которая может изменяться в зависимости от температуры на забое скважины. Затем поток света из калибровочной и наблюдательных трубок попадает на спектральный распределитель, где разбивается на раздельные световые пучки, каждый из которых попадает в фотоприемник на оптические фильтры, распределенные по разным длинам волны. Оптические фильтры распределены таким образом по длине волны, чтобы регистрировать водяные и нефтяные пики. По значениям оптической плотности, полученным по различным оптическим фильтрам, можно количественно оценить водо- и нефтесодержание в потоке жидкости. На рис. 13 приведена стандартная диаграмма данных, полученных при помощи оптического анализатора флюида. Прежде, чем отобрать пробу пластового флюида, было откачано в скважинное пространство около 21 645 см3 непредставительного флюида. по диаграммам оптических плотностей анализатора OFA регистрируется увеличение содержания углеводородной фракции во времени, Нефтегазовое Обозрение Оптическая плотность C1 XX80 375 Пластвое давление Газ бар 0 3 ГНФ по лабораторному анализу 0 scf/bbl 8000 Нефть ГНФ по глубинным Вода замерам 385 0 scf/bbl 8000 2 Газонефтяной 5 контакт 3 Фракция нефти Время откачки Фильтр 1 XY00 Нефтеводяной контакт Нефть — фильтр 8 4 XY20 XY40 Сильно «поглощающая» жидкость (буровой раствор) XY60 XY80 Рис. 13. Диаграмма данных оптического анализатора флюида OFA. что указывает на наличие нефти. После откачки непредставительной жидкости, пробоотборную камеру емкостью 2 3/4 галлона заполнили пластовой жидкостью. На поверхности проба состояла из 8000 см3 нефти и 0,53 м3 газа. Оптический анализатор газового содержания Модуль оптического анализа газового конденсата позволяет, в дополнение к качественному анализу разграничения углеводородов (нефти и газа) от воды, получить количественную оценку компонентного состава газа и летучей нефти в процессе отбора пробы пластового флюида. При этом определяется 8 Morris C.W. and Sonnier B.: “Evaluation of Reservoir Fluids Using Formation Tester Tool Samples.” SPE 22129, 1991. 9 Betancourt S., Fujisawa G., Mullins O.C., Carnegie A., Dong C., Kurkjian A., Eriksen K.O., Haggag M., Jaramillo A.R. and Terabayashi H.: “Analyzing Hydrocarbons in the Borehole.” Oilfiled Review 15, no. 3 (Autumn 2003): 54–61 Осень 2005 Рис. 14. Результаты испытаний и глубинного анализа компонентного состава пластовой жидкости. содержание метана [C1], комбинация этанапропана-бутана-пентана [C2-C5], более тяжелые молекулы углеводородов [C6+], вода [H2O] и углекислый газ [CO2]. Все перечисленные компоненты количественно определяются при помощи данного модуля в режиме реального времени. Таким образом, при помощи описываемых оптических методов, возможно построить профиль композиционного состава пластовой жидкости по глубине. На рис. 14 приведена диаграмма, на которой изображены результаты опробования испытателем пластов MDT с модулем оптического анализатора газового содержания на одной из скважин в северном море9. Профиль замеренного пластового давления по глубине, полученный с использованием MDT (изображен на первом трэке диаграммы) подтверждает глубины газонефтяного и водонефтяного контактов, в то время как распреде- ление оптической плотности и газонефтяного фактора по глубине, полученные с использованием компоновки MDT с оптическим модулем CFA, позволяют построить профиль композиционного состава жидкости (второй трэк), в свою очередь подтверждающий характер насыщения коллекторов. На втором трэке, под основной цветовой гаммой, описывающей композиционный состав жидкости, находится тонкая цветовая гамма, отображающая окончательные результаты лабораторных исследований отобранных проб. Соотношение значений глубинного анализа при помощи модуля CFA и значений лабораторных исследований указывают на очень близкую сходимость результатов, особенно в интервалах 5, 3, 1, 4. Лабораторные результаты газонефтяного фактора на разных глубинах (третий трэк) также подтверждают глубинные значения полученные в процессе отбора пробы. 39 Наблюдательные зонды Депрессионный зонд Рис. 15. Трехзондовая конфигурация MDT для замеров давления и расчета анизотропии проницаемости. Оценка анизотропии проницаемости Более точное понимание вертикального режима течения необходимо для управления разработкой месторождения. Знание вертикальной проницаемости и однородности пласта в структурном отношении особенно важно для принятия оптимального решения о системе заканчивания скважины в многопластовой залежи. Не менее важно иметь точные значения вертикальной проницаемости также и при вторичном извлечении или при планировании работ с использованием различных методов интенсификации добычи. Вертикальная и горизонтальная проницаемости могут быть оценены по результатам прямых замеров, проведенных многозондовыми модулями создания депрессии и регистрации интерференции давления в удаленных по стволу скважины наблюдательных зонах (рис. 15). Оценка вертикальной и горизонтальной проницаемостей проводится при помощи различных аналитических и численных моделей бесконечного гомогенного поперечно-изотропного пласта10. При достаточно продолжительной депрессии, создаваемой депрессионным зондом (точечным стоком), изменение давления, регистрируемое удаленным по стволу скважины вертикальным и расположенным с противоположной стороны от депрессионного зонда го10 Kuchuk F.J., Ramakrishnan T.S. and Dave Y.: “Interpretation of Wireline Formation Tester Packer and Probe Pressures.” SPE 28404, 1994. 11 Goode P.A. and Thambynayagam R.K.M.: “Permeability Determination With a Multiprobe Formation Tester.” SPE 20737, 1992. 40 ризонтальным зондом, для бесконечного гомогенно-анизотропного пласта определяется уравнениями11: qμ ⎛ 1 ⎞ ΔPν (t ) = Ωv − ⎜ ⎟, 4π z pk h ⎝ πνvt ⎠ ⎛ qμ 2 ⎞ ΔPh (t ) = ⎜ Ωh − ⎟, 8π rw k hkv ⎝ πνht ⎠ νv = kv k , νh = h 2 , φμct z p2 φμct rw где Ωv и Ωh — форм-факторы, вносящие поправки за ствол скважины; νv и νh — постоянные величины, где zp — расстояние между депрессионным и вертикальным зондом, ct — общая сжимаемость породы, rw — радиус скважины. Таким образом, при достаточно продолжительной депрессии кривая давления, регистрируемая вертикальным зондом, обратно пропорциональна горизонтальной проницаемости (1/kh), а интерференция давления, регистрируемая горизонтальным зондом обратно пропорциональна квадратному корню произведения вертикальной и горизонтальной проницаемостей (1 k hkv ). Таким образом, замеряя интерференцию давления в двух наблюдательных зондах, можно оценить вертикальную и горизонтальную проницаемость. С другой стороны, по кривой восстановления давления после отбора жидкости можно оценить сферическую проницаемость, третья степень которой прямо пропорциональна произведению квадрата горизонтальной проницаемости и вертикальной проницаемости, k s3 = k h2 · k v . Таким образом, в случае отсутствия одного из наблюдательных зондов, используя совместно КПД в наблюдательных зондах и КВД, регистрируемую всеми зондами после отбора, также можно однозначно оценить анизотропию проницаемости прямыми замерами, обладая информацией о пористости и общей сжимаемости породы. Необходимо отметить, что для приводимой здесь методики расчета, необходимо обладать точной информацией о дебите отбора жидкости, откачиваемой депрессионным зондом. Наилучшим способом достижения постоянства дебита отбираемой жидкости является использование дополнительного модуля контроля потока. Также для создания депрессии можно использовать глубинный насос и оценить дебит отбора по техническим характеристикам насоса. Стандартное расстояние между депрессионным и вертикальным наблюдательным зондами составляет 70 см. Можно использовать два вертикально отстоящих наблюдательных зонда: расстояние между депрессионным и первым наблюдательным — 70 см, расстояние между депрессионным и вторым наблюдательным — 2,413 м. Технические характеристики прибора MDT Однозондовый измерительный модуль 4 3/4 дюйма 120,6 мм Диаметр ствола скважины: минимум максимум 5 7/ 8 дюйма 14 1/4 дюйма 149,2 мм† 361,5 мм максимум с расширителем 24 дюйма 610 мм Номинальное давление 25 000 psi 172,37 МПа‡ 400°F 205°С§ 6 дюймов 152,4 мм Диаметр ствола скважины: минимум максимум 7 5/ 8 дюйма 13 3/4 дюйма 193,6 мм 336,5 мм максимум с расширителем 15 дюймов 381 мм Номинальное давление 25 000 psi 172,37 МПа 400°F 205°С 5,00–10,00 дюймов 127,0–254 м솆 5 7/ 8 дюйма 14 3/4 дюйма 149,2 м솆 374,6 м솆 25 000 psi 172,37 МПа 325°F 163°C 4 3/4 дюйма 120,6 мм Длина 5,83 ft 1,7 м Вес 161 lbm Номинальная температура Многозондовый измерительный модуль Наружный диаметр Номинальная температура Двухпакерный прибор Наружный диаметр Диаметр ствола скважины: минимум максимум Номинальное давление Номинальная температура Оптический анализатор флюида LFA Наружный диаметр «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера Использование MDT предусматривает несколько способов оценки свойств коллектора. Благодаря наличию возможности откачки флюида в пробоотборные камеры или просто в скважину при помощи глубинного насоса, а также с использованием модуля двойного пакера, возможно провести т.н. «мини-DST» (аналог испытания испытателем пластов на трубах). Такая компоновка позволяет в определенной мере заменить стандартный пластоиспытатель на трубах и, как следствие, значительно снизить время испытаний. Особую ценность это представляет для дорогостоящего морского бурения. Модуль откачки закачивает в пакеры скважинный флюид, создавая давление, приблизительно на 7 МПа превышающее гидростатическое. Расстояние между пакерами можно регулировать, однако, при минимальном расстоянии в 1 м можно получить площадь исследования, которая в несколько раз превышает площадь поперечного сечения стандартного зонда MDT. Нефтегазовое Обозрение Наружный диаметр 73 кг Интервал оптической плотности 0–5 Точность Номинальное давление Номинальная температура 0,01 от оптической плотности 25 000 psi 172,37 МПа 350°F 176°C 0–25000 psi 0–172,37 МПа‡‡ Манометр пьезометрический Интервал давлений Точность 0,10% от всей шкалы Повторяемость 0,06% от всей шкалы Разрешающая способность 0,1 psi 689 Па Номинальная температура 400°F 205°С‡‡ 0–25 000 psi 0–172,37 МПа‡‡ 2 psi + 0,01% от показания 0,013 МПа + 0,01% от показания Повторяемость < 1 psi < 0,00689 МПа Разрешающая способность 0,01 psi 6,89 · 10 -5 МПа Номинальная температура 400°F 205°С‡‡ Кварцевый манометр CQG Интервал давлений Точность † ‡ § †† ‡‡ Осень 2005 При благоприятных условиях в скважине прибор может быть спущен, используя технику TLC (tough logging conditions — тяжелые условия каротажа) в скважинах диаметром от 5 1/2 дюймов (139,7 мм). 25 000 psi (172,37 МПа) для специальной модификации MDT для высоких давлений и 20 000 psi (138 МПа) для стандартного прибора. 350°F (176°C) для некоторых кварцевых манометров. Зависят от конкретных пакеров и типа бурового раствора. Конкретные номинальные значения давления и температуры зависят от типа манометра. Для CGQ, HCQG-A — 175°C/172,37 МПа, HCQG-B/D — 200°C/124,1 МПа или 180°C/138 МП, для CQG-C/G — 175°C/103,4 МПа. 41 Наблюдательные зонды Депрессионный зонд Рис. 15. Трехзондовая конфигурация MDT для замеров давления и расчета анизотропии проницаемости. Оценка анизотропии проницаемости Более точное понимание вертикального режима течения необходимо для управления разработкой месторождения. Знание вертикальной проницаемости и однородности пласта в структурном отношении особенно важно для принятия оптимального решения о системе заканчивания скважины в многопластовой залежи. Не менее важно иметь точные значения вертикальной проницаемости также и при вторичном извлечении или при планировании работ с использованием различных методов интенсификации добычи. Вертикальная и горизонтальная проницаемости могут быть оценены по результатам прямых замеров, проведенных многозондовыми модулями создания депрессии и регистрации интерференции давления в удаленных по стволу скважины наблюдательных зонах (рис. 15). Оценка вертикальной и горизонтальной проницаемостей проводится при помощи различных аналитических и численных моделей бесконечного гомогенного поперечно-изотропного пласта10. При достаточно продолжительной депрессии, создаваемой депрессионным зондом (точечным стоком), изменение давления, регистрируемое удаленным по стволу скважины вертикальным и расположенным с противоположной стороны от депрессионного зонда го10 Kuchuk F.J., Ramakrishnan T.S. and Dave Y.: “Interpretation of Wireline Formation Tester Packer and Probe Pressures.” SPE 28404, 1994. 11 Goode P.A. and Thambynayagam R.K.M.: “Permeability Determination With a Multiprobe Formation Tester.” SPE 20737, 1992. 40 ризонтальным зондом, для бесконечного гомогенно-анизотропного пласта определяется уравнениями11: qμ ⎛ 1 ⎞ ΔPν (t ) = Ωv − ⎜ ⎟, 4π z pk h ⎝ πνvt ⎠ ⎛ qμ 2 ⎞ ΔPh (t ) = ⎜ Ωh − ⎟, 8π rw k hkv ⎝ πνht ⎠ νv = kv k , νh = h 2 , φμct z p2 φμct rw где Ωv и Ωh — форм-факторы, вносящие поправки за ствол скважины; νv и νh — постоянные величины, где zp — расстояние между депрессионным и вертикальным зондом, ct — общая сжимаемость породы, rw — радиус скважины. Таким образом, при достаточно продолжительной депрессии кривая давления, регистрируемая вертикальным зондом, обратно пропорциональна горизонтальной проницаемости (1/kh), а интерференция давления, регистрируемая горизонтальным зондом обратно пропорциональна квадратному корню произведения вертикальной и горизонтальной проницаемостей (1 k hkv ). Таким образом, замеряя интерференцию давления в двух наблюдательных зондах, можно оценить вертикальную и горизонтальную проницаемость. С другой стороны, по кривой восстановления давления после отбора жидкости можно оценить сферическую проницаемость, третья степень которой прямо пропорциональна произведению квадрата горизонтальной проницаемости и вертикальной проницаемости, k s3 = k h2 · k v . Таким образом, в случае отсутствия одного из наблюдательных зондов, используя совместно КПД в наблюдательных зондах и КВД, регистрируемую всеми зондами после отбора, также можно однозначно оценить анизотропию проницаемости прямыми замерами, обладая информацией о пористости и общей сжимаемости породы. Необходимо отметить, что для приводимой здесь методики расчета, необходимо обладать точной информацией о дебите отбора жидкости, откачиваемой депрессионным зондом. Наилучшим способом достижения постоянства дебита отбираемой жидкости является использование дополнительного модуля контроля потока. Также для создания депрессии можно использовать глубинный насос и оценить дебит отбора по техническим характеристикам насоса. Стандартное расстояние между депрессионным и вертикальным наблюдательным зондами составляет 70 см. Можно использовать два вертикально отстоящих наблюдательных зонда: расстояние между депрессионным и первым наблюдательным — 70 см, расстояние между депрессионным и вторым наблюдательным — 2,413 м. Технические характеристики прибора MDT Однозондовый измерительный модуль 4 3/4 дюйма 120,6 мм Диаметр ствола скважины: минимум максимум 5 7/ 8 дюйма 14 1/4 дюйма 149,2 мм† 361,5 мм максимум с расширителем 24 дюйма 610 мм Номинальное давление 25 000 psi 172,37 МПа‡ 400°F 205°С§ 6 дюймов 152,4 мм Диаметр ствола скважины: минимум максимум 7 5/ 8 дюйма 13 3/4 дюйма 193,6 мм 336,5 мм максимум с расширителем 15 дюймов 381 мм Номинальное давление 25 000 psi 172,37 МПа 400°F 205°С 5,00–10,00 дюймов 127,0–254 м솆 5 7/ 8 дюйма 14 3/4 дюйма 149,2 м솆 374,6 м솆 25 000 psi 172,37 МПа 325°F 163°C 4 3/4 дюйма 120,6 мм Длина 5,83 ft 1,7 м Вес 161 lbm Номинальная температура Многозондовый измерительный модуль Наружный диаметр Номинальная температура Двухпакерный прибор Наружный диаметр Диаметр ствола скважины: минимум максимум Номинальное давление Номинальная температура Оптический анализатор флюида LFA Наружный диаметр «Мини-DST» исследование с использованием модуля двойного пакера Использование MDT предусматривает несколько способов оценки свойств коллектора. Благодаря наличию возможности откачки флюида в пробоотборные камеры или просто в скважину при помощи глубинного насоса, а также с использованием модуля двойного пакера, возможно провести т.н. «мини-DST» (аналог испытания испытателем пластов на трубах). Такая компоновка позволяет в определенной мере заменить стандартный пластоиспытатель на трубах и, как следствие, значительно снизить время испытаний. Особую ценность это представляет для дорогостоящего морского бурения. Модуль откачки закачивает в пакеры скважинный флюид, создавая давление, приблизительно на 7 МПа превышающее гидростатическое. Расстояние между пакерами можно регулировать, однако, при минимальном расстоянии в 1 м можно получить площадь исследования, которая в несколько раз превышает площадь поперечного сечения стандартного зонда MDT. Нефтегазовое Обозрение Наружный диаметр 73 кг Интервал оптической плотности 0–5 Точность Номинальное давление Номинальная температура 0,01 от оптической плотности 25 000 psi 172,37 МПа 350°F 176°C 0–25000 psi 0–172,37 МПа‡‡ Манометр пьезометрический Интервал давлений Точность 0,10% от всей шкалы Повторяемость 0,06% от всей шкалы Разрешающая способность 0,1 psi 689 Па Номинальная температура 400°F 205°С‡‡ 0–25 000 psi 0–172,37 МПа‡‡ 2 psi + 0,01% от показания 0,013 МПа + 0,01% от показания Повторяемость < 1 psi < 0,00689 МПа Разрешающая способность 0,01 psi 6,89 · 10 -5 МПа Номинальная температура 400°F 205°С‡‡ Кварцевый манометр CQG Интервал давлений Точность † ‡ § †† ‡‡ Осень 2005 При благоприятных условиях в скважине прибор может быть спущен, используя технику TLC (tough logging conditions — тяжелые условия каротажа) в скважинах диаметром от 5 1/2 дюймов (139,7 мм). 25 000 psi (172,37 МПа) для специальной модификации MDT для высоких давлений и 20 000 psi (138 МПа) для стандартного прибора. 350°F (176°C) для некоторых кварцевых манометров. Зависят от конкретных пакеров и типа бурового раствора. Конкретные номинальные значения давления и температуры зависят от типа манометра. Для CGQ, HCQG-A — 175°C/172,37 МПа, HCQG-B/D — 200°C/124,1 МПа или 180°C/138 МП, для CQG-C/G — 175°C/103,4 МПа. 41 Диагностический график Технические характеристики прибора CHDT 103 КВД Длина (без пробоотборника) 34,1 ft 10,39 м Пробоотборная камера 9,7 ft 2,96 м 4 /4 дюйма 107,95 мм 1 Номинальный диаметр 1 Диаметр обсадной колонны 102 от 5 / 2 до 9 / 8 дюйма 139,7–244,47 мм 350°F 176,67°С ΔP, psi Температура Давление 20 000 psi Сероводород Да Максимальная депрессия Радиальный режим течения 4000 psi Максимальное количество просверленных и закупоренных отверстий 0,28 дюйма 7,1 мм 6 дюймов 152,4 мм 10 000 psi в двух направлениях 68,95 МПа Максимальная длина отверстия 100 10–4 10–3 10–2 10–1 Номинальное давление закупорки 100 Δt, час Максимальный объем флюида, отбираемого для замера давления График MDH 100 см 3 Датчики давления CQG (кварцевый манометр), тензодатчик Стандартное номинальное давление кварцевого манометра CQG 400 15 000 psi Отбор проб 300 P, psi 200 † ‡ 100 0 10–4 27,58 МПа 6 за спуск † Диаметр просверленного отверстия Техногенная трещина по микроимиджеру 138 МПа Производная давления 101 Естественная трещина по микроимиджеру 5 103,4 МПа PVT и обычные Контроль загрязненности отбираемой пробы Удельное сопротивление и оптический анализ флюида (OFA-LFA) Совместимость с модульным динамическим испытателем MDT Да‡ Зависит от породы. Совместим с MDT от 7 дюймов (177,8 мм) и более обсадных трубах (модуль откачки — глубинный насос, оптический анализатор, PVT пробоотборники). 6 мин 10–3 10–2 10–1 100 Δt, час Рис. 16. Результаты применения модуля двойного пакера для оценки гидродинамических свойств пласта. Кабель Модуль двойного пакера целесообразно использовать при исследовании трещиноватых, кавернозных, рыхлых, несцементированных пород, а также плотных или так называемых «перегруженных» (как правило проницаемость меньше одного или нескольких мД). Исследование с использованием модуля двойного пакера позволяет в некоторых случаях оценить свойства пласта в радиусе до нескольких десятков метров замером КВД продолжительностью от десятков минут до нескольких часов. На рис. 16 справа схематически показаны результаты исследований с использованием модуля двойного пакера — диагностический график КВД и график MDH. Модуль двойного пакера был установлен в интервале присутст- вия естественной трещины, подтвержденной пластовым микроимиджером и акустическими измерениями, приведенными на рис. 16 слева. В ходе исследований было отобрано несколько проб пластовых флюидов, а между ними была записана КВД. По диагностическому графику производной давления видно, что радиальный режим течения достигается на 6-й минуте. Продолжительность сторэдж-эффекта, вызванного трещиной и объемом распакерованного интервала, а также объемом трубки потока жидкости прибора (датчики находятся на расстоянии нескольких сантиметров от интервала создания депрессии) приблизительно в 5 раз меньше, чем при исследованиях на трубах для большинства случаев. Этим объясняется достижение радиального течения за шесть минут в данном конкретном случае испытания коллектора с вторичной пористостью. Глубинный насос Манометр 2200 P × 2000 «Mини-ГРП» Данное исследование позволяет определить давление гидроразрыва в пластовых условиях путем закачки глубинным насосом жидкости из ствола скважины в пласт, тем самым вызывая создание микротрещины. Анализируя регистрируемое давление, можно оценить необходимые параметры для планирования ГРП. Спустив вслед за этим пластовый микроимиджер (например FMI), можно, кроме того, определить направление распространения гидравлической трещины. На рис. 17 приведена последовательность изменения давления в ходе проведения «мини-ГРП» теста. Пакер P Гидравлическая трещина Давление, psi Стандартное расстояние между пакерами составляет 1 м, однако существуют модификации с интервалами 1,6 м; 2,5 м; 3,4 м. Необходимо отметить, что решение таких задач как оценка контура питания и границ пласта, стоящих при исследованиях пластов испытателями на трубах, как правило, не являются основными задачами, стоящими перед «мини-DST» тестом, проводимого с помощью MDT, так как их решение требует проведения более длительного исследования. Однако, можно производить отбор PVT проб для термодинамического анализа, а также, в большинстве случаев, возможно оценить горизонтальную и вертикальную проницаемость с радиусом проникновения исследования до нескольких метров. Давление гидроразрыва 1800 1600 Давление распространения трещины 1400 Пакер Модуль контроля потока P 1200 1000 3500 3550 3600 3650 3700 3750 Время, с Отборная камера Рис. 17. Изменение давление в ходе проведения исследований для определения давления гидроразрыва. 42 Нефтегазовое Обозрение Весна 2004 43 Диагностический график Технические характеристики прибора CHDT 103 КВД Длина (без пробоотборника) 34,1 ft 10,39 м Пробоотборная камера 9,7 ft 2,96 м 4 /4 дюйма 107,95 мм 1 Номинальный диаметр 1 Диаметр обсадной колонны 102 от 5 / 2 до 9 / 8 дюйма 139,7–244,47 мм 350°F 176,67°С ΔP, psi Температура Давление 20 000 psi Сероводород Да Максимальная депрессия Радиальный режим течения 4000 psi Максимальное количество просверленных и закупоренных отверстий 0,28 дюйма 7,1 мм 6 дюймов 152,4 мм 10 000 psi в двух направлениях 68,95 МПа Максимальная длина отверстия 100 10–4 10–3 10–2 10–1 Номинальное давление закупорки 100 Δt, час Максимальный объем флюида, отбираемого для замера давления График MDH 100 см 3 Датчики давления CQG (кварцевый манометр), тензодатчик Стандартное номинальное давление кварцевого манометра CQG 400 15 000 psi Отбор проб 300 P, psi 200 † ‡ 100 0 10–4 27,58 МПа 6 за спуск † Диаметр просверленного отверстия Техногенная трещина по микроимиджеру 138 МПа Производная давления 101 Естественная трещина по микроимиджеру 5 103,4 МПа PVT и обычные Контроль загрязненности отбираемой пробы Удельное сопротивление и оптический анализ флюида (OFA-LFA) Совместимость с модульным динамическим испытателем MDT Да‡ Зависит от породы. Совместим с MDT от 7 дюймов (177,8 мм) и более обсадных трубах (модуль откачки — глубинный насос, оптический анализатор, PVT пробоотборники). 6 мин 10–3 10–2 10–1 100 Δt, час Рис. 16. Результаты применения модуля двойного пакера для оценки гидродинамических свойств пласта. Кабель Модуль двойного пакера целесообразно использовать при исследовании трещиноватых, кавернозных, рыхлых, несцементированных пород, а также плотных или так называемых «перегруженных» (как правило проницаемость меньше одного или нескольких мД). Исследование с использованием модуля двойного пакера позволяет в некоторых случаях оценить свойства пласта в радиусе до нескольких десятков метров замером КВД продолжительностью от десятков минут до нескольких часов. На рис. 16 справа схематически показаны результаты исследований с использованием модуля двойного пакера — диагностический график КВД и график MDH. Модуль двойного пакера был установлен в интервале присутст- вия естественной трещины, подтвержденной пластовым микроимиджером и акустическими измерениями, приведенными на рис. 16 слева. В ходе исследований было отобрано несколько проб пластовых флюидов, а между ними была записана КВД. По диагностическому графику производной давления видно, что радиальный режим течения достигается на 6-й минуте. Продолжительность сторэдж-эффекта, вызванного трещиной и объемом распакерованного интервала, а также объемом трубки потока жидкости прибора (датчики находятся на расстоянии нескольких сантиметров от интервала создания депрессии) приблизительно в 5 раз меньше, чем при исследованиях на трубах для большинства случаев. Этим объясняется достижение радиального течения за шесть минут в данном конкретном случае испытания коллектора с вторичной пористостью. Глубинный насос Манометр 2200 P × 2000 «Mини-ГРП» Данное исследование позволяет определить давление гидроразрыва в пластовых условиях путем закачки глубинным насосом жидкости из ствола скважины в пласт, тем самым вызывая создание микротрещины. Анализируя регистрируемое давление, можно оценить необходимые параметры для планирования ГРП. Спустив вслед за этим пластовый микроимиджер (например FMI), можно, кроме того, определить направление распространения гидравлической трещины. На рис. 17 приведена последовательность изменения давления в ходе проведения «мини-ГРП» теста. Пакер P Гидравлическая трещина Давление, psi Стандартное расстояние между пакерами составляет 1 м, однако существуют модификации с интервалами 1,6 м; 2,5 м; 3,4 м. Необходимо отметить, что решение таких задач как оценка контура питания и границ пласта, стоящих при исследованиях пластов испытателями на трубах, как правило, не являются основными задачами, стоящими перед «мини-DST» тестом, проводимого с помощью MDT, так как их решение требует проведения более длительного исследования. Однако, можно производить отбор PVT проб для термодинамического анализа, а также, в большинстве случаев, возможно оценить горизонтальную и вертикальную проницаемость с радиусом проникновения исследования до нескольких метров. Давление гидроразрыва 1800 1600 Давление распространения трещины 1400 Пакер Модуль контроля потока P 1200 1000 3500 3550 3600 3650 3700 3750 Время, с Отборная камера Рис. 17. Изменение давление в ходе проведения исследований для определения давления гидроразрыва. 42 Нефтегазовое Обозрение Весна 2004 43 Рис. 18. Прибор CHDT. Динамический испытатель пластов в обсаженной скважине на кабеле (CHDT) Динамический испытатель пластов в обсаженной скважине на кабеле (CHDT) (рис. 18) представляет собой прибор, позволяющий осуществлять замеры пластового давления на разных глубинах и отбор высококачественных проб пластовых флюидов путем просверливания обсадной колонны, цемента, породы в глубь пласта, проведения замеров пластового давления, отбора проб и последующей закупорки всех просверленных отверстий. Пробка рассчитана на давление порядка 68,9 МПа в обоих направлениях. За одну спускоподъемную операцию можно просверлить и провести исследования, а затем загерметизировать обсадную колонну в шести точках12. В старых скважинах или в новых скважинах с обсадной колонной оценочные данные, необходимые для оптимизации добычи или экономического моделирования, могут иметь не 12 Burgess K., Fields T., Harrigan E., Golich G.M., MacDougall T., Reeves R., Smith S., Thornsberry K., Ritchie B., Rivero R. and Siegfried R.: “Formation Testing and Sampling Through Casing.” Oilfiled Review 14, no. 1 (Spring 2002): 46–57. Бэрджесс К., Филдз Т., Харриган Э., Голик Г.М., МакДугалл Т., Рийвз Р., Смит С., Торнсберри К., Ритчи Б., Риверо Р. и Зигфрид Р.: «Испытание пласта и взятие проб через обсадную колонну». Нефтегазовое обозрение 7, № 2 (Осень 2002): 32–45. 44 меньшее значение, чем в разведочных или вновь пробуренных на разрабатываемом месторождении. Профиль текущего пластового давления и пробы пластовых флюидов, полученные в скважине с обсадной колонной, могут использоваться для оценки потенциальной добычи из зон не вовлеченных в разработку. Профиль давления, а также информацию о типах флюидов и их подвижности можно совместить с данными исследований насыщенности и истории добычи, и на этой основе смоделировать динамическое состояние продуктивного пласта, имеющее ключевое значение для оптимизации процесса добычи. Таким образом, исследования при помощи прибора CHDT предназначены для: • определения наличия зон, не вовлеченных в разработку; • получения необходимых параметров для оценки запасов новых продуктивных интервалов; • оптимизации стратегии разработки пласта; • сбора данных в случае затрудненных условий исследования в открытом стволе или для скважин, не имеющих данных каротажа в открытом стволе. На рис. 19 приведен пример результатов исследований при помощи прибора CHDT в Мексиканском заливе. Предварительно были проведены исследования ультразвуковым прибором USI для оценки состояния обсадной колонны и качества цемента. Эти факторы могут быть принципиальными при планировании работ по испытаниям прибором CHDT. В данном случае необходимо было определить пластовое давление в потенциально не вовлеченных в разработку зонах для планирования программы интенсификации добычи посредством проведения ГРП. Были проведены исследования с помощью прибора CHDT в пяти скважинах с диаметром обсадной колонны от 5 до 7 дюймов (127–177,8 мм). В каждой скважине были проведены шесть и более испытаний. Величины перепадов давления были получены в каждой скважине с целью выявления не вовлеченных в разработку зон и определения наличия гидродинамических барьеров между ними. Результаты каждого замера пластового давления были проанализированы с целью оценки частичного истощения в пласте. Повторные исследования на тех же самых глубинах указывают на хорошую повторяемость результатов. Сопоставление профиля текущего пластового давления с градиентом начального пластового давления по глубине представляет возможность оценить зоны с частичным и значительным истощением. Анализ профиля подвижности пластового флюида по глубине представляет ценную информацию для планирования дальнейшего дренирования пласта. Таким образом, испытания пласта с применением прибора CHDT представили информацию, которая использовалась для оценки вторичных методов извлечения и уточнения экономических аспектов проведения ГРП. Влияние областей локального повышения давления и капиллярного давления на результаты исследований приборами MDT/CHDT При определенных условиях на замеренное пластовое давление может влиять наличие областей локального повышения давления, образовавшихся в результате внедрения фильтрата бурового раствора в прискважинную зону пласта. Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт приводит к локальному повышению давления, которое в сравнительно проницаемых коллекторах исчезает по мере формирования глинистой корки. В очень низкопроницаемых породах локаль- Нефтегазовое Обозрение ное повышение давления сохраняется достаточно долго и может наблюдаться в ходе исследования MDT. Замеренное давление в этом случае может превышать истинное пластовое давление. Описываемое явление известно, как «перегрузка» (supercharging) околоскважинной зоны пласта. Во многих случаях избежать воздействия «перегрузки» позволяет применение MDT в компоновке с модулем откачки или модулем контроля потока. Использование модуля двойного пакера также может увеличить диапазон проницаемости исследуемых пород, т.к. интервал притока значительно увеличивается по сравнению со стандартным измерительным зондом при меньшей депрессии. Кроме того, на замерах давления может сказываться капиллярное давление, возникающее в результате внедрения раствора на водной основе в нефтенасыщенную часть пласта или же при внедрении раствора на нефтяной основе в водонасыщенную часть пласта. Важную роль при этом играет смачиваемость коллектора. Присутствие капиллярного давления может сказываться на положении границ раздела флюидов, определяемых по замерам давления испытателями пластов. Наиболее сильно капиллярные эффекты влияют на замеры давления в низкопроницаемых коллекторах. Использование MDT в компоновке с модулем откачки и модулем контроля потока также позволяет минимизировать или полностью устранить влияние описанного явления. Заключение Передовые комплексные технологии компании Шлюмберже, одной из которых является семейство испытателей пластов MDT/CHDT, значительно повышают качество и информативность гидродинамических исследований и позволяют эффективно решать различные задачи на стадиях разведки, проектирования и доразведки нефтяных и газовых месторождений, а также в ходе их эксплуатации. Также одним из преимуществ приборов MDT/CHDT является их модульный дизайн, что позволяет заказчику подбирать компоновку прибора и наилучшим образом планировать исследования для каждой конкретной задачи гидродинамических исследований скважин и пластов. Весна 2004 –500,000 –6,0000 –5,600 –5,200 –4,800 –4,4000 –4,0000 –3,6000 –3,2000 –2,8000 –2,4000 –2,0000 –1,6000 –1,2000 –0,8000 –0,4000 0,5000 Внешний макс. радиус 1,8 дюйм 3,8 Внутренний мин. радиус –1000,000 –500,000 0,3000 2,1000 2,6364 3,1727 3,7091 4,2455 4,7818 5,3182 5,8545 6,3909 6,9273 7,4636 8,0000 Мин. Макс. 200 мкс 1200 1,8 дюйм 3,8 Внешний средний радиус Глубина Амплитуда 1,8 дюйм 3,8 Динамическое изобраКарта цемента жение Пластовое давление, psi Подвижность, мД/сП X300 X400 X500 X600 X700 X800 X900 X000 X100 Градиент начального пластового давления X200 X300 X400 X500 X600 X700 X800 X900 X000 X100 Рис. 19. Пластовое давление и подвижность по результатам использования CHDT. 45 Рис. 18. Прибор CHDT. Динамический испытатель пластов в обсаженной скважине на кабеле (CHDT) Динамический испытатель пластов в обсаженной скважине на кабеле (CHDT) (рис. 18) представляет собой прибор, позволяющий осуществлять замеры пластового давления на разных глубинах и отбор высококачественных проб пластовых флюидов путем просверливания обсадной колонны, цемента, породы в глубь пласта, проведения замеров пластового давления, отбора проб и последующей закупорки всех просверленных отверстий. Пробка рассчитана на давление порядка 68,9 МПа в обоих направлениях. За одну спускоподъемную операцию можно просверлить и провести исследования, а затем загерметизировать обсадную колонну в шести точках12. В старых скважинах или в новых скважинах с обсадной колонной оценочные данные, необходимые для оптимизации добычи или экономического моделирования, могут иметь не 12 Burgess K., Fields T., Harrigan E., Golich G.M., MacDougall T., Reeves R., Smith S., Thornsberry K., Ritchie B., Rivero R. and Siegfried R.: “Formation Testing and Sampling Through Casing.” Oilfiled Review 14, no. 1 (Spring 2002): 46–57. Бэрджесс К., Филдз Т., Харриган Э., Голик Г.М., МакДугалл Т., Рийвз Р., Смит С., Торнсберри К., Ритчи Б., Риверо Р. и Зигфрид Р.: «Испытание пласта и взятие проб через обсадную колонну». Нефтегазовое обозрение 7, № 2 (Осень 2002): 32–45. 44 меньшее значение, чем в разведочных или вновь пробуренных на разрабатываемом месторождении. Профиль текущего пластового давления и пробы пластовых флюидов, полученные в скважине с обсадной колонной, могут использоваться для оценки потенциальной добычи из зон не вовлеченных в разработку. Профиль давления, а также информацию о типах флюидов и их подвижности можно совместить с данными исследований насыщенности и истории добычи, и на этой основе смоделировать динамическое состояние продуктивного пласта, имеющее ключевое значение для оптимизации процесса добычи. Таким образом, исследования при помощи прибора CHDT предназначены для: • определения наличия зон, не вовлеченных в разработку; • получения необходимых параметров для оценки запасов новых продуктивных интервалов; • оптимизации стратегии разработки пласта; • сбора данных в случае затрудненных условий исследования в открытом стволе или для скважин, не имеющих данных каротажа в открытом стволе. На рис. 19 приведен пример результатов исследований при помощи прибора CHDT в Мексиканском заливе. Предварительно были проведены исследования ультразвуковым прибором USI для оценки состояния обсадной колонны и качества цемента. Эти факторы могут быть принципиальными при планировании работ по испытаниям прибором CHDT. В данном случае необходимо было определить пластовое давление в потенциально не вовлеченных в разработку зонах для планирования программы интенсификации добычи посредством проведения ГРП. Были проведены исследования с помощью прибора CHDT в пяти скважинах с диаметром обсадной колонны от 5 до 7 дюймов (127–177,8 мм). В каждой скважине были проведены шесть и более испытаний. Величины перепадов давления были получены в каждой скважине с целью выявления не вовлеченных в разработку зон и определения наличия гидродинамических барьеров между ними. Результаты каждого замера пластового давления были проанализированы с целью оценки частичного истощения в пласте. Повторные исследования на тех же самых глубинах указывают на хорошую повторяемость результатов. Сопоставление профиля текущего пластового давления с градиентом начального пластового давления по глубине представляет возможность оценить зоны с частичным и значительным истощением. Анализ профиля подвижности пластового флюида по глубине представляет ценную информацию для планирования дальнейшего дренирования пласта. Таким образом, испытания пласта с применением прибора CHDT представили информацию, которая использовалась для оценки вторичных методов извлечения и уточнения экономических аспектов проведения ГРП. Влияние областей локального повышения давления и капиллярного давления на результаты исследований приборами MDT/CHDT При определенных условиях на замеренное пластовое давление может влиять наличие областей локального повышения давления, образовавшихся в результате внедрения фильтрата бурового раствора в прискважинную зону пласта. Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт приводит к локальному повышению давления, которое в сравнительно проницаемых коллекторах исчезает по мере формирования глинистой корки. В очень низкопроницаемых породах локаль- Нефтегазовое Обозрение ное повышение давления сохраняется достаточно долго и может наблюдаться в ходе исследования MDT. Замеренное давление в этом случае может превышать истинное пластовое давление. Описываемое явление известно, как «перегрузка» (supercharging) околоскважинной зоны пласта. Во многих случаях избежать воздействия «перегрузки» позволяет применение MDT в компоновке с модулем откачки или модулем контроля потока. Использование модуля двойного пакера также может увеличить диапазон проницаемости исследуемых пород, т.к. интервал притока значительно увеличивается по сравнению со стандартным измерительным зондом при меньшей депрессии. Кроме того, на замерах давления может сказываться капиллярное давление, возникающее в результате внедрения раствора на водной основе в нефтенасыщенную часть пласта или же при внедрении раствора на нефтяной основе в водонасыщенную часть пласта. Важную роль при этом играет смачиваемость коллектора. Присутствие капиллярного давления может сказываться на положении границ раздела флюидов, определяемых по замерам давления испытателями пластов. Наиболее сильно капиллярные эффекты влияют на замеры давления в низкопроницаемых коллекторах. Использование MDT в компоновке с модулем откачки и модулем контроля потока также позволяет минимизировать или полностью устранить влияние описанного явления. Заключение Передовые комплексные технологии компании Шлюмберже, одной из которых является семейство испытателей пластов MDT/CHDT, значительно повышают качество и информативность гидродинамических исследований и позволяют эффективно решать различные задачи на стадиях разведки, проектирования и доразведки нефтяных и газовых месторождений, а также в ходе их эксплуатации. Также одним из преимуществ приборов MDT/CHDT является их модульный дизайн, что позволяет заказчику подбирать компоновку прибора и наилучшим образом планировать исследования для каждой конкретной задачи гидродинамических исследований скважин и пластов. Весна 2004 –500,000 –6,0000 –5,600 –5,200 –4,800 –4,4000 –4,0000 –3,6000 –3,2000 –2,8000 –2,4000 –2,0000 –1,6000 –1,2000 –0,8000 –0,4000 0,5000 Внешний макс. радиус 1,8 дюйм 3,8 Внутренний мин. радиус –1000,000 –500,000 0,3000 2,1000 2,6364 3,1727 3,7091 4,2455 4,7818 5,3182 5,8545 6,3909 6,9273 7,4636 8,0000 Мин. Макс. 200 мкс 1200 1,8 дюйм 3,8 Внешний средний радиус Глубина Амплитуда 1,8 дюйм 3,8 Динамическое изобраКарта цемента жение Пластовое давление, psi Подвижность, мД/сП X300 X400 X500 X600 X700 X800 X900 X000 X100 Градиент начального пластового давления X200 X300 X400 X500 X600 X700 X800 X900 X000 X100 Рис. 19. Пластовое давление и подвижность по результатам использования CHDT. 45 Высококачественные данные сейсмических исследований в скважинах Хосе Луис Арройо PEMEX Рейноса, Мексика Паскаль Бретон Total По, Франция Ганс Дийкерман Shell Рийсвийк, Нидерланды Скотт Дингволл Абердин, Великобритания Рафаэль Гуэрра Рио Де Жанейро, Бразилия Рун Хоуп Total Париж, Франция Брайен Хорнби Марк Вильямс ВР Хьюстон, Техас Рохелио Руфино Хименес Хьюстон, США Тибо Ластенет Джон Тулетт Фучинобе, Япония Скотт Линей Хьюстон, Техас ТК Лим Триполи, Ливия Генри Менкити Бель-Шасс Луизиана, США Жан-Клод Пуэш Лондон, Великобритания Сергей Черкашнев Москва, Россия Тед Тер Бург Гаага, Нидерланды Мишель Верлиак Кламар, Франция 46 Чтобы оценить пространственные размеры продуктивных пластов, их содержимое и динамику эксплуатации, необходимо использовать полученные с помощью сейсморазведочных исследований на дневной поверхности обширные трехмерные данные совместно с измеряемыми в вертикальном направлении каротажными и другими скважинными данными. Скважинные сейсмические исследования являются уникальными потому, что они способны надежно увязывать между собой указанные выше типы данных и получать в результате точные и достоверные ответы на вопросы, возникающие при бурении и разработке месторождений нефти и газа. Ценность любой технологии изучения нефтяных месторождений оценивается по ее способности уменьшать риски. Из этой аксиомы следует, что скважинные сейсмические исследования намного повышают ценность разведочных и эксплуатационных работ. Они уменьшают риск двумя основными способами. Во-первых, они предоставляют поверхностной сейсморазведке важные сведения о глубинах и скоростях, позволяют эффективно привязывать сейсмические горизонты к точным значениям глубин по скважинам и распространять скважинную информацию в межскважинное пространство. Во-вторых, эти исследования обеспечивают получение независимых детальных изображений и сведений об упругих свойствах пород для изучения среды в радиусе нескольких сотен метров от скважины и ниже достигнутой скважиной глубины. Первым из упомянутых выше способов снижения рисков был элементарный способ привязки к скважинам, предназначенный для преобразования временных сейсмических разрезов в глубинные. Начав столь скромно, геофизики впоследствии разработали множество разнообразных хитроумных способов привязки наблюдаемых данных по глубине. В настоящее время буровики наносят на сейсмические разрезы обновляемые данные о местонахождении бурового долота, пользуясь зависимостями времени от глубины, полученные с помощью приборов скважинной сейсморазведки, которые находятся в скважине во время бурения.1 Геофизики могут использовать данные каротажа и скважинной сейсмики, чтобы прогнозировать характер сейсмической записи и лучше проектировать поисковые сейсморазведочные работы. Q-Borehole, SWINGS, Through-Drill Seismic, VSI (Versatile Seismic Imager) и WAVE являются торговыми марками компании Шлюмберже. За помощь в подготовке настоящей статьи благодарим Филиппа Армстронга (Фучинобе, Япония); Бернара Фринье (Ля-Дефанс, Франция); Энди Фрайера и Леса Натта (Хьюстон, Техас, США); Альберто Малинверно (Риджфилд, Коннектикут, США); Дуайта Питерса (Кламар, Франция) и Марка Ван-Шаака (Берген, Норвегия). Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Oilfield Review», весна 2003. 1. Breton P, Crépin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A, Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, Harrold T and Raikes S: “Well-Positioned Seismic Measurements”, Oilfield Review 14, no. 1 (Spring 2002): 32–45. 2. Анизотропия представляет собой изменение некоего свойства вещества в зависимости от направления, в котором оно измеряется. Некоторые пласты обладают анизотропией сейсмических скоростей, при которой скорость, измеренная по напластованию или параллельно трещинам, отличается от скорости, измеренной в перпендикулярном направлении. Нефтегазовое Обозрение Информация о распространении волн, полученная с помощью скважинной сейсмики, способствует выделению полезных сигналов и подавлению помех при обработке данных поверхностной сейсморазведки, получаемых в данном районе, что повышает качество новых и существующих результатов исследования и восстанавливает истинные амплитуды у обрабатываемых материалов. Одновременная регистрация в скважине сейсмических Осень 2005 продольных Р и поперечных S волн, известная под названием многокомпонентной регистрации и проводимая совместно с наблюдениями при нескольких расстояниях между источником и приемником, позволяет отличать смену литологического состава от изменений содержания флюидов. Многокомпонентные при множестве выносов сейсмические наблюдения в скважине позволяют также производить количественную оценку эффектов на- правленности распространения волн, вызываемых анизотропией скоростей.2 Учет этих эффектов при обработке данных поверхностной сейсморазведки позволяет создавать более точные сейсмические изображения геологической среды. Вторым из упомянутых способов снижения рисков является построение изображений по данным скважинной сейсмики. Он также прошел длительный путь развития со времени 47 Высококачественные данные сейсмических исследований в скважинах Хосе Луис Арройо PEMEX Рейноса, Мексика Паскаль Бретон Total По, Франция Ганс Дийкерман Shell Рийсвийк, Нидерланды Скотт Дингволл Абердин, Великобритания Рафаэль Гуэрра Рио Де Жанейро, Бразилия Рун Хоуп Total Париж, Франция Брайен Хорнби Марк Вильямс ВР Хьюстон, Техас Рохелио Руфино Хименес Хьюстон, США Тибо Ластенет Джон Тулетт Фучинобе, Япония Скотт Линей Хьюстон, Техас ТК Лим Триполи, Ливия Генри Менкити Бель-Шасс Луизиана, США Жан-Клод Пуэш Лондон, Великобритания Сергей Черкашнев Москва, Россия Тед Тер Бург Гаага, Нидерланды Мишель Верлиак Кламар, Франция 46 Чтобы оценить пространственные размеры продуктивных пластов, их содержимое и динамику эксплуатации, необходимо использовать полученные с помощью сейсморазведочных исследований на дневной поверхности обширные трехмерные данные совместно с измеряемыми в вертикальном направлении каротажными и другими скважинными данными. Скважинные сейсмические исследования являются уникальными потому, что они способны надежно увязывать между собой указанные выше типы данных и получать в результате точные и достоверные ответы на вопросы, возникающие при бурении и разработке месторождений нефти и газа. Ценность любой технологии изучения нефтяных месторождений оценивается по ее способности уменьшать риски. Из этой аксиомы следует, что скважинные сейсмические исследования намного повышают ценность разведочных и эксплуатационных работ. Они уменьшают риск двумя основными способами. Во-первых, они предоставляют поверхностной сейсморазведке важные сведения о глубинах и скоростях, позволяют эффективно привязывать сейсмические горизонты к точным значениям глубин по скважинам и распространять скважинную информацию в межскважинное пространство. Во-вторых, эти исследования обеспечивают получение независимых детальных изображений и сведений об упругих свойствах пород для изучения среды в радиусе нескольких сотен метров от скважины и ниже достигнутой скважиной глубины. Первым из упомянутых выше способов снижения рисков был элементарный способ привязки к скважинам, предназначенный для преобразования временных сейсмических разрезов в глубинные. Начав столь скромно, геофизики впоследствии разработали множество разнообразных хитроумных способов привязки наблюдаемых данных по глубине. В настоящее время буровики наносят на сейсмические разрезы обновляемые данные о местонахождении бурового долота, пользуясь зависимостями времени от глубины, полученные с помощью приборов скважинной сейсморазведки, которые находятся в скважине во время бурения.1 Геофизики могут использовать данные каротажа и скважинной сейсмики, чтобы прогнозировать характер сейсмической записи и лучше проектировать поисковые сейсморазведочные работы. Q-Borehole, SWINGS, Through-Drill Seismic, VSI (Versatile Seismic Imager) и WAVE являются торговыми марками компании Шлюмберже. За помощь в подготовке настоящей статьи благодарим Филиппа Армстронга (Фучинобе, Япония); Бернара Фринье (Ля-Дефанс, Франция); Энди Фрайера и Леса Натта (Хьюстон, Техас, США); Альберто Малинверно (Риджфилд, Коннектикут, США); Дуайта Питерса (Кламар, Франция) и Марка Ван-Шаака (Берген, Норвегия). Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Oilfield Review», весна 2003. 1. Breton P, Crépin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A, Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, Harrold T and Raikes S: “Well-Positioned Seismic Measurements”, Oilfield Review 14, no. 1 (Spring 2002): 32–45. 2. Анизотропия представляет собой изменение некоего свойства вещества в зависимости от направления, в котором оно измеряется. Некоторые пласты обладают анизотропией сейсмических скоростей, при которой скорость, измеренная по напластованию или параллельно трещинам, отличается от скорости, измеренной в перпендикулярном направлении. Нефтегазовое Обозрение Информация о распространении волн, полученная с помощью скважинной сейсмики, способствует выделению полезных сигналов и подавлению помех при обработке данных поверхностной сейсморазведки, получаемых в данном районе, что повышает качество новых и существующих результатов исследования и восстанавливает истинные амплитуды у обрабатываемых материалов. Одновременная регистрация в скважине сейсмических Осень 2005 продольных Р и поперечных S волн, известная под названием многокомпонентной регистрации и проводимая совместно с наблюдениями при нескольких расстояниях между источником и приемником, позволяет отличать смену литологического состава от изменений содержания флюидов. Многокомпонентные при множестве выносов сейсмические наблюдения в скважине позволяют также производить количественную оценку эффектов на- правленности распространения волн, вызываемых анизотропией скоростей.2 Учет этих эффектов при обработке данных поверхностной сейсморазведки позволяет создавать более точные сейсмические изображения геологической среды. Вторым из упомянутых способов снижения рисков является построение изображений по данным скважинной сейсмики. Он также прошел длительный путь развития со времени 47 Продольное ВСП Непродольное ВСП Источник Источник Приемники Уровенное ВСП или метод обращенного годографа земли, поэтому приемники могут регистрировать данные при более высоком отношении сигнала к помехе. Приёмники, заключенные в скважине, регистрируют многие компоненты сейсмической энергии в виде обменных поперечных и прямых продольных волн, в то время как при морской сейсморазведке с буксируемой сейсмической косой и при обычной модификации наземной сейсморазведки регистрируется одна единственная компонента данных, причём при её обработке подчеркиваются только продольные волны. Скважинные приемники могут регистрировать прямые нисходящие вступления, т.е. те сигналы, которые поступают непосредственно от источника, нигде не отражаясь. Изменения в прямом сигнале, зарегистрированном несколькими калиброванными скважинными приемниками, позволяют определить характеристики затухания сейсмической энергии в вышележащих слоях. Знание характеристик этого затухания позволяет восстановить ту часть сигнала, которая была утеряна в процессе распространения сейсмических волн, наблюдаемых в скважине и на дневной поверхности. Приемники в скважине можно располагать непосредственно на нужных глубинах, что позволяет геофизикам находить распределение пластовых скоростей в месте расположения скважины. С помощью подобного распределения можно преобразовывать получаемые поверхностной сейсморазведкой временные данные в глубинные, поэтому сейсмические изображения могут быть привязаны к каротажным данным, а на сейсмических разрезах можно отмечать положение бурового долота в процессе бурения. Источники Источник Приемник Источник ВСП в наклонной скважине Приемники 3D ВСП Источники Приемник Рис. 1. Схема наблюдений при сейсмических исследованиях на дневной поверхности, когда сейсмический источник располагается на поверхности или вблизи от нее, а приемники также находятся на самой поверхности или вблизи от нее. появления способа вертикального сейсмического профилирования (ВСП).3 Теперь можно получать простые сейсмические изображения по данным, записанным в памяти скважинных приборов, являющихся составными частями бурового инструмента. Это позволяет бурильщикам получать полное представление об осложнениях, реперах и целевых горизонтах, прежде чем буровое долото достигнет их.4 При бурении скважин, сильно отклоняющихся от вертикали, приборы скважинной сейсмики, как и другие спускаемые на кабеле каротажные зонды, имеют свою историю размещения в колоннах бурильных труб. Однако, когда по условиям бурения требуется проведение полномасштабных исследований без подъема колонны бурильных труб, высокока- 48 Приемники Рис. 2. Регистрация сейсмических волн в условиях, когда группа приемников расположена в стволе скважины. При продольном вертикальном сейсмическом профилировании (ближний пункт ВСП), источник располагается возле буровой установки (левый плакат). Другие схемы наблюдений при скважинных сейсмических исследованиях включают непродольные ВСП (дальний пункт ВСП), когда источник смещен относительно устья скважины; уровенные ВСП, когда источники располагаются по линии при нескольких выносах; ВСП в наклонных скважинах, иногда называемые ВСП с вертикальным падением волн, когда источник располагается по вертикали над несколькими положениями приемника в наклонной скважине, и трехмерные ВСП, когда линии источников располагаются по некоторой сетке или по спирали над объектом исследования. чественные данные скважинной сейсмики могут быть получены с помощью приборов, спущенных через бурильные трубы. Кроме того, в наклонных скважинах можно получать сейсмические изображения высокой степени детальности, которые позволяют уточнять интерпретацию строения продуктивного пласта, точно прослеживать разрывные нарушения и изменения стратиграфии, а также оказывать помощь при проектировании и размещении боковых стволов эксплуатационных скважин. В настоящей статье приводятся несколько самых последних примеров применения скважинных сейсмических исследований. Сначала мы даем описание тех технологических достижений, которые дали возможность эффективно и экономично получать большие объемы высококачественных данных. Затем мы приводим практические примеры, демонстрирующие способность скважинных сейсмических исследований отвечать на вопросы, которые ставят все пользователи: от буровиков и проектировщиков скважин до сейсмических интерпретаторов, геофизиков и инженеров. Преимущества скважинной сейсмики При обычных сейсморазведочных исследованиях используются сейсмические источники, расположенные на поверхности земли или вблизи от нее. Они излучают энергию, отражающуюся от границ раздела на глубине, и эта энергия регистрируется приемниками, которые также располагаются на самой земной поверхности или вблизи от нее (рис. 1). Изоб- Нефтегазовое Обозрение Рис. 3. Разработанный компанией Шлюмберже многофункциональный сейсмический скважинный зонд VSI. Прибор может включать в себя до 40 многокомпонентных челноков (верхний), расположенных в 3–20 м друг от друга. Данный прибор был разработан и изготовлен инженерами компании Шлюмберже в Центре SKK, расположенном в Фучинобе, Япония (нижний), и показан на полигоне SKK. ражаемый такими исследованиями объем геологической среды зависит от ее строения, акустических скоростей и взаимного расположения источников и приемников, которые могут располагаться в многочисленных точках на поверхности земли. Скважинные сейсмические исследования отличаются тем, что положение приемников ограничивается стволом скважины (рис. 2). Хотя данное условие и ограничивает объем изображения, оно предоставляет сейсмическим ис- Осень 2005 следованиям в скважинах несколько преимуществ. Например, исходящие из поверхностного источника волны отражаются от глубинного отражающего горизонта и подходят к скважинному приемнику менее ослабленными поверхностными низкоскоростными слоями, так как они проходят через них только один раз, а не два раза, что происходит в случае регистрации сейсмических волн на поверхности. Скважина обычно представляет собой более спокойную среду, нежели поверхность Универсальные приборы, повышающие качество регистрации Получение высококачественных сейсмических данных при исследованиях в скважинах, проводимых компанией Шлюмберже, основано на использовании многофункционального сейсмического скважинного зонда VSI (Versatile Seismic Imager) (рис. 3). Данный спускаемый на кабеле прибор включает в себя до 40 легких по весу многокомпонентных датчиков, называемых челноками, чьи блоки приема акустически не связаны с главным корпусом прибора. Каждый блок приема 3. Wuenschel PC: “The Vertical Array in Reflection Seismology — Some Experimental Studies,” Geophysics 41, no. 2 (1976): 219–233. Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnson L, Rutherford J, Schaffner J and Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpen the Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Winter 1995): 18–31. 4. Breton et al, ссылка 1. 49 Продольное ВСП Непродольное ВСП Источник Источник Приемники Уровенное ВСП или метод обращенного годографа земли, поэтому приемники могут регистрировать данные при более высоком отношении сигнала к помехе. Приёмники, заключенные в скважине, регистрируют многие компоненты сейсмической энергии в виде обменных поперечных и прямых продольных волн, в то время как при морской сейсморазведке с буксируемой сейсмической косой и при обычной модификации наземной сейсморазведки регистрируется одна единственная компонента данных, причём при её обработке подчеркиваются только продольные волны. Скважинные приемники могут регистрировать прямые нисходящие вступления, т.е. те сигналы, которые поступают непосредственно от источника, нигде не отражаясь. Изменения в прямом сигнале, зарегистрированном несколькими калиброванными скважинными приемниками, позволяют определить характеристики затухания сейсмической энергии в вышележащих слоях. Знание характеристик этого затухания позволяет восстановить ту часть сигнала, которая была утеряна в процессе распространения сейсмических волн, наблюдаемых в скважине и на дневной поверхности. Приемники в скважине можно располагать непосредственно на нужных глубинах, что позволяет геофизикам находить распределение пластовых скоростей в месте расположения скважины. С помощью подобного распределения можно преобразовывать получаемые поверхностной сейсморазведкой временные данные в глубинные, поэтому сейсмические изображения могут быть привязаны к каротажным данным, а на сейсмических разрезах можно отмечать положение бурового долота в процессе бурения. Источники Источник Приемник Источник ВСП в наклонной скважине Приемники 3D ВСП Источники Приемник Рис. 1. Схема наблюдений при сейсмических исследованиях на дневной поверхности, когда сейсмический источник располагается на поверхности или вблизи от нее, а приемники также находятся на самой поверхности или вблизи от нее. появления способа вертикального сейсмического профилирования (ВСП).3 Теперь можно получать простые сейсмические изображения по данным, записанным в памяти скважинных приборов, являющихся составными частями бурового инструмента. Это позволяет бурильщикам получать полное представление об осложнениях, реперах и целевых горизонтах, прежде чем буровое долото достигнет их.4 При бурении скважин, сильно отклоняющихся от вертикали, приборы скважинной сейсмики, как и другие спускаемые на кабеле каротажные зонды, имеют свою историю размещения в колоннах бурильных труб. Однако, когда по условиям бурения требуется проведение полномасштабных исследований без подъема колонны бурильных труб, высокока- 48 Приемники Рис. 2. Регистрация сейсмических волн в условиях, когда группа приемников расположена в стволе скважины. При продольном вертикальном сейсмическом профилировании (ближний пункт ВСП), источник располагается возле буровой установки (левый плакат). Другие схемы наблюдений при скважинных сейсмических исследованиях включают непродольные ВСП (дальний пункт ВСП), когда источник смещен относительно устья скважины; уровенные ВСП, когда источники располагаются по линии при нескольких выносах; ВСП в наклонных скважинах, иногда называемые ВСП с вертикальным падением волн, когда источник располагается по вертикали над несколькими положениями приемника в наклонной скважине, и трехмерные ВСП, когда линии источников располагаются по некоторой сетке или по спирали над объектом исследования. чественные данные скважинной сейсмики могут быть получены с помощью приборов, спущенных через бурильные трубы. Кроме того, в наклонных скважинах можно получать сейсмические изображения высокой степени детальности, которые позволяют уточнять интерпретацию строения продуктивного пласта, точно прослеживать разрывные нарушения и изменения стратиграфии, а также оказывать помощь при проектировании и размещении боковых стволов эксплуатационных скважин. В настоящей статье приводятся несколько самых последних примеров применения скважинных сейсмических исследований. Сначала мы даем описание тех технологических достижений, которые дали возможность эффективно и экономично получать большие объемы высококачественных данных. Затем мы приводим практические примеры, демонстрирующие способность скважинных сейсмических исследований отвечать на вопросы, которые ставят все пользователи: от буровиков и проектировщиков скважин до сейсмических интерпретаторов, геофизиков и инженеров. Преимущества скважинной сейсмики При обычных сейсморазведочных исследованиях используются сейсмические источники, расположенные на поверхности земли или вблизи от нее. Они излучают энергию, отражающуюся от границ раздела на глубине, и эта энергия регистрируется приемниками, которые также располагаются на самой земной поверхности или вблизи от нее (рис. 1). Изоб- Нефтегазовое Обозрение Рис. 3. Разработанный компанией Шлюмберже многофункциональный сейсмический скважинный зонд VSI. Прибор может включать в себя до 40 многокомпонентных челноков (верхний), расположенных в 3–20 м друг от друга. Данный прибор был разработан и изготовлен инженерами компании Шлюмберже в Центре SKK, расположенном в Фучинобе, Япония (нижний), и показан на полигоне SKK. ражаемый такими исследованиями объем геологической среды зависит от ее строения, акустических скоростей и взаимного расположения источников и приемников, которые могут располагаться в многочисленных точках на поверхности земли. Скважинные сейсмические исследования отличаются тем, что положение приемников ограничивается стволом скважины (рис. 2). Хотя данное условие и ограничивает объем изображения, оно предоставляет сейсмическим ис- Осень 2005 следованиям в скважинах несколько преимуществ. Например, исходящие из поверхностного источника волны отражаются от глубинного отражающего горизонта и подходят к скважинному приемнику менее ослабленными поверхностными низкоскоростными слоями, так как они проходят через них только один раз, а не два раза, что происходит в случае регистрации сейсмических волн на поверхности. Скважина обычно представляет собой более спокойную среду, нежели поверхность Универсальные приборы, повышающие качество регистрации Получение высококачественных сейсмических данных при исследованиях в скважинах, проводимых компанией Шлюмберже, основано на использовании многофункционального сейсмического скважинного зонда VSI (Versatile Seismic Imager) (рис. 3). Данный спускаемый на кабеле прибор включает в себя до 40 легких по весу многокомпонентных датчиков, называемых челноками, чьи блоки приема акустически не связаны с главным корпусом прибора. Каждый блок приема 3. Wuenschel PC: “The Vertical Array in Reflection Seismology — Some Experimental Studies,” Geophysics 41, no. 2 (1976): 219–233. Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnson L, Rutherford J, Schaffner J and Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpen the Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Winter 1995): 18–31. 4. Breton et al, ссылка 1. 49 Датчики VSI Нормированная амплитуда, дБ Традиционные датчики 5 0 –5 –10 –15 –20 0 10 100 1000 Частота, Гц Рис. 5. Частотная характеристика акселерометров прибора VSI (красная кривая) полога в диапазоне от 3 до 200 Гц. Способность регистрировать частоты ниже 10 Гц и выше 100 Гц, которые являются граничными для традиционных скважинных приемников (синяя кривая), позволяет с помощью прибора VSI регистрировать широкополосные данные и тем самым повышать степень разрешения изображений. Трассы записи Отклик на вибрационное воздействие 1000 5. Трубными называются кратные волны, которые распространяются вверх и вниз по буровому раствору, заполняющему ствол скважины, и могут доминировать на больших временах скважинных сейсмограмм. Гидрофоны особенно подвержены влиянию этих волн, так как гидрофоны реагируют на изменения давления в стволе скважины. Геофоны прикрепляются к породе, поэтому они в меньшей степени подвержены влиянию подобных эффектов. 50 3000 которые из недавно полученных результатов трассирования лучей, то можно получить представление о тех сложностях, которые возникают при проектировании скважинных сейсмических исследований. Пример, взятый из материалов наземных работ в Алжире, демонстрирует влияние высокоскоростных пластов (рис. 7). Высокоскоростные слои создают проблемы при проведении как скважинных, так и поверхностных сейсмических исследований, играя роль экранов или препятствий для распространения волн. Районы, где в разрезе присутствуют слои с высокими скоростями, считаются «районами с плохим качеством первичных данных». Там сейсморазведка оказывается не в состоянии изучать геологический разрез, находящийся ниже высокоскоростного слоя. Такого рода проблема может возникнуть ниже вулканических и карбонатных пород, соляных отложений и других высокоскоростных пластов. Зоны малых скоростей, связанные с зонами выветривания или пластами, пропитанными газом, также создают осложнения для распространения волн. Скважинные сейсмические исследования часто проводятся с целью изучения того, что не поддается методам поверхностной сейсморазведки, или же для того, чтобы оказать помощь в проектировании более эффективных поверхностных сейсморазведочных работ. Моделирование помогает полевым отрядам размещать скважинные приемники на оптимальных глубинах, а поверхностные источники — в оптимальных местах. Трассирование лучей в трехмерном пространстве позволяет проектировщикам наблюдать воочию влияние других подземных препятствий и оценить, насколько эффективным может стать применение одномерных (1Д) или двухмерных (2Д) наблюдений для решения поставленной перед скважинными сейсмическими исследованиями задачи, или же для этого следует провести полномасштабные работы способом трехмерного (3Д) ВСП. На материале, полученном при работах в Мексиканском заливе, видно как изгибаются лучевые траектории под соляным куполом, прежде чем достичь двух групп приемников сейсмических волн, размещенных в наклонной скважине (рис. 8). Прямые и отраженные лучи Прямые и отраженные лучи Места расположения источников N 3275 Время, с 2 Рис. 6. Оценка качества крепления челноков прибора VSI в стволе скважины в реальном масштабе времени. На каждом новом уровне челноки прибора прижимаются к стенке скважины. Качество контакта челнока со стенкой скважины проверяется путем включения вибратора, расположенного внутри каждого челнока. Если челнок контактирует со стенкой скважины ненадлежащим образом (полоса желтого цвета), отклик на вибрационное воздействие (справа) будет нерегулярным, а трассы записи (слева) будут содержать помеху. в действие механического крепления даёт возможность повысить эффективность работ путем быстрого освобождения прибора и перемещения его на следующий уровень. Прибор VSI можно совмещать с другим спускаемым на кабеле оборудованием, например: с зондом гамма-каротажа для точной привязки по глубине, с инклинометром для его ориентации в пространстве, или с другими приборами для каротажа, такими как PEX (Платформ Экспресс), DSI (дипольный акустический зонд), MDT (отбор проб). Это помогает сэкономить время и затраты при проведении полевых работ. Каждый челнок VSI имеет датчик относи- тельного азимута, чтобы определять ориентацию прибора в наклонных скважинах. Каждый узел датчика прибора VSI содержит в себе трехосные многонаклонные сейсмические акселерометры. Частотная характеристика акселерометра, плоская от 3 до 200 Гц, обеспечивает отличную чувствительность в диапазоне частот, регистрируемых при сейсмических исследованиях в скважинах (рис. 5). Широкая полоса пропускания и чувствительность прибора на высоких частотах повышают разрешающую способность, а способность к регистрации частот ниже 10 Гц делает регистрируемые с помощью данного прибора сигналы особенно пригодными Нефтегазовое Обозрение Трассирование лучей по падающим Р-волнам 5368 1 0 500 1000 1500 Vp, м/с 2 2000 2500 3000 3500 4000 –5000 1868 1 Время, с Плохой контакт Глубина, м прижимается к стенке скважины с усилием, превосходящим минимум в 10 раз его вес (рис. 4). Это гарантирует, что все компоненты движения частиц в пласте регистрируются в их истинном виде, и улучшает отношение сигнала к помехе. Прочный прижим, малые размеры и эффективная развязка узлов датчика от корпуса челнока обеспечивают устранение из сейсмического наблюдения гармонических приборных шумов и трубных волн.5 Прибор может закрепляться в скважинах диаметром от 3,5 до 22 дюймов (от 9 до 56 см). В зависимости от требований, предъявляемых к изображению, расстояние между челноками можно устанавливать равным от 3 до 20 м (от 10 до 66 футов). Большинство работ выполняется при расстоянии 15 м (49 футов) между челноками. В одной специальной модификации данного прибора, имевшего 20 челноков, расстояние между челноками было увеличено до 100 футов (30 м), что позволило регистрировать каждый взрыв в интервале в 2057 футов (627 м). Быстрое приведение 2000 Глубина, м Рис. 4. Закрепленный челнок VSI. Каждый челнок акустически развязан от основного корпуса прибора и с усилием прижимается к стенке скважины. Крепежный рычаг обеспечивает эффективный контакт датчиков в скважинах диаметром от 3,5 до 22 дюймов (от 9 до 56 см). для решений обратной задачи (инверсия) с целью определения акустических жесткостей. Неровности стенок ствола скважины могут создавать трудности при закреплении некоторых скважинных сейсмических приборов, препятствуя созданию надлежащего контакта между датчиком и стенкой скважины. Каждый челнок прибора VSI снабжен вибратором, который проверяет качество контакта между датчиком и стенкой скважины путем излучения сигнала с частотой, плавно меняющейся в сейсмическом диапазоне. После того, как прибор закреплен, полевой инженер включает вибраторы и следит за характером отклика акселерометра каждого из челноков с целью обнаружения случаев плохого контакта. Если прибор закреплен надлежащим образом, процесс регистрации продолжается. В случае неудовлетворительного закрепления, прибор немного смещается на другой уровень, закрепляется и подвергается новой проверке с помощью вибраторов (рис. 6). Для определения подходящих мест для расположения источников и приемников при выполнении скважинных сейсмических исследований требуется провести моделирование схемы наблюдения для заданного строения геологической среды. Моделирование производится двумя основными способами: расчетом распространения по среде всего волнового фронта, например, конечно-разностным моделированием, и трассированием лучей с целью визуализации траекторий лучей между источниками и приемниками. Если взглянуть на не- 0 5000 Расстояние от устья скважины по горизонтали, м Рис. 7. Трассирование лучей через высокоскоростные слои с целью моделирования схемы скважинных сейсмических наблюдений в Алжире. Высокоскоростные слои сильно изгибают траектории лучей (оранжевые линии), вынуждая проектировщиков исследований проявлять осторожность при размещении приемных групп в стволе скважины (черные крестики). Осень 2005 Рис. 8. Трехмерное лучевое трассирование в случае скважинных сейсмических исследований, предназначенных для изучения геологического строения разреза под соляным куполом при работах в районе Мексиканского залива. Прямые (голубые линии) и отраженные (розовые линии) лучи исходят из источников (линия из кубиков красного цвета) и доходят до двух групп приемников в скважине (врезки зеленого цвета). 51 Датчики VSI Нормированная амплитуда, дБ Традиционные датчики 5 0 –5 –10 –15 –20 0 10 100 1000 Частота, Гц Рис. 5. Частотная характеристика акселерометров прибора VSI (красная кривая) полога в диапазоне от 3 до 200 Гц. Способность регистрировать частоты ниже 10 Гц и выше 100 Гц, которые являются граничными для традиционных скважинных приемников (синяя кривая), позволяет с помощью прибора VSI регистрировать широкополосные данные и тем самым повышать степень разрешения изображений. Трассы записи Отклик на вибрационное воздействие 1000 5. Трубными называются кратные волны, которые распространяются вверх и вниз по буровому раствору, заполняющему ствол скважины, и могут доминировать на больших временах скважинных сейсмограмм. Гидрофоны особенно подвержены влиянию этих волн, так как гидрофоны реагируют на изменения давления в стволе скважины. Геофоны прикрепляются к породе, поэтому они в меньшей степени подвержены влиянию подобных эффектов. 50 3000 которые из недавно полученных результатов трассирования лучей, то можно получить представление о тех сложностях, которые возникают при проектировании скважинных сейсмических исследований. Пример, взятый из материалов наземных работ в Алжире, демонстрирует влияние высокоскоростных пластов (рис. 7). Высокоскоростные слои создают проблемы при проведении как скважинных, так и поверхностных сейсмических исследований, играя роль экранов или препятствий для распространения волн. Районы, где в разрезе присутствуют слои с высокими скоростями, считаются «районами с плохим качеством первичных данных». Там сейсморазведка оказывается не в состоянии изучать геологический разрез, находящийся ниже высокоскоростного слоя. Такого рода проблема может возникнуть ниже вулканических и карбонатных пород, соляных отложений и других высокоскоростных пластов. Зоны малых скоростей, связанные с зонами выветривания или пластами, пропитанными газом, также создают осложнения для распространения волн. Скважинные сейсмические исследования часто проводятся с целью изучения того, что не поддается методам поверхностной сейсморазведки, или же для того, чтобы оказать помощь в проектировании более эффективных поверхностных сейсморазведочных работ. Моделирование помогает полевым отрядам размещать скважинные приемники на оптимальных глубинах, а поверхностные источники — в оптимальных местах. Трассирование лучей в трехмерном пространстве позволяет проектировщикам наблюдать воочию влияние других подземных препятствий и оценить, насколько эффективным может стать применение одномерных (1Д) или двухмерных (2Д) наблюдений для решения поставленной перед скважинными сейсмическими исследованиями задачи, или же для этого следует провести полномасштабные работы способом трехмерного (3Д) ВСП. На материале, полученном при работах в Мексиканском заливе, видно как изгибаются лучевые траектории под соляным куполом, прежде чем достичь двух групп приемников сейсмических волн, размещенных в наклонной скважине (рис. 8). Прямые и отраженные лучи Прямые и отраженные лучи Места расположения источников N 3275 Время, с 2 Рис. 6. Оценка качества крепления челноков прибора VSI в стволе скважины в реальном масштабе времени. На каждом новом уровне челноки прибора прижимаются к стенке скважины. Качество контакта челнока со стенкой скважины проверяется путем включения вибратора, расположенного внутри каждого челнока. Если челнок контактирует со стенкой скважины ненадлежащим образом (полоса желтого цвета), отклик на вибрационное воздействие (справа) будет нерегулярным, а трассы записи (слева) будут содержать помеху. в действие механического крепления даёт возможность повысить эффективность работ путем быстрого освобождения прибора и перемещения его на следующий уровень. Прибор VSI можно совмещать с другим спускаемым на кабеле оборудованием, например: с зондом гамма-каротажа для точной привязки по глубине, с инклинометром для его ориентации в пространстве, или с другими приборами для каротажа, такими как PEX (Платформ Экспресс), DSI (дипольный акустический зонд), MDT (отбор проб). Это помогает сэкономить время и затраты при проведении полевых работ. Каждый челнок VSI имеет датчик относи- тельного азимута, чтобы определять ориентацию прибора в наклонных скважинах. Каждый узел датчика прибора VSI содержит в себе трехосные многонаклонные сейсмические акселерометры. Частотная характеристика акселерометра, плоская от 3 до 200 Гц, обеспечивает отличную чувствительность в диапазоне частот, регистрируемых при сейсмических исследованиях в скважинах (рис. 5). Широкая полоса пропускания и чувствительность прибора на высоких частотах повышают разрешающую способность, а способность к регистрации частот ниже 10 Гц делает регистрируемые с помощью данного прибора сигналы особенно пригодными Нефтегазовое Обозрение Трассирование лучей по падающим Р-волнам 5368 1 0 500 1000 1500 Vp, м/с 2 2000 2500 3000 3500 4000 –5000 1868 1 Время, с Плохой контакт Глубина, м прижимается к стенке скважины с усилием, превосходящим минимум в 10 раз его вес (рис. 4). Это гарантирует, что все компоненты движения частиц в пласте регистрируются в их истинном виде, и улучшает отношение сигнала к помехе. Прочный прижим, малые размеры и эффективная развязка узлов датчика от корпуса челнока обеспечивают устранение из сейсмического наблюдения гармонических приборных шумов и трубных волн.5 Прибор может закрепляться в скважинах диаметром от 3,5 до 22 дюймов (от 9 до 56 см). В зависимости от требований, предъявляемых к изображению, расстояние между челноками можно устанавливать равным от 3 до 20 м (от 10 до 66 футов). Большинство работ выполняется при расстоянии 15 м (49 футов) между челноками. В одной специальной модификации данного прибора, имевшего 20 челноков, расстояние между челноками было увеличено до 100 футов (30 м), что позволило регистрировать каждый взрыв в интервале в 2057 футов (627 м). Быстрое приведение 2000 Глубина, м Рис. 4. Закрепленный челнок VSI. Каждый челнок акустически развязан от основного корпуса прибора и с усилием прижимается к стенке скважины. Крепежный рычаг обеспечивает эффективный контакт датчиков в скважинах диаметром от 3,5 до 22 дюймов (от 9 до 56 см). для решений обратной задачи (инверсия) с целью определения акустических жесткостей. Неровности стенок ствола скважины могут создавать трудности при закреплении некоторых скважинных сейсмических приборов, препятствуя созданию надлежащего контакта между датчиком и стенкой скважины. Каждый челнок прибора VSI снабжен вибратором, который проверяет качество контакта между датчиком и стенкой скважины путем излучения сигнала с частотой, плавно меняющейся в сейсмическом диапазоне. После того, как прибор закреплен, полевой инженер включает вибраторы и следит за характером отклика акселерометра каждого из челноков с целью обнаружения случаев плохого контакта. Если прибор закреплен надлежащим образом, процесс регистрации продолжается. В случае неудовлетворительного закрепления, прибор немного смещается на другой уровень, закрепляется и подвергается новой проверке с помощью вибраторов (рис. 6). Для определения подходящих мест для расположения источников и приемников при выполнении скважинных сейсмических исследований требуется провести моделирование схемы наблюдения для заданного строения геологической среды. Моделирование производится двумя основными способами: расчетом распространения по среде всего волнового фронта, например, конечно-разностным моделированием, и трассированием лучей с целью визуализации траекторий лучей между источниками и приемниками. Если взглянуть на не- 0 5000 Расстояние от устья скважины по горизонтали, м Рис. 7. Трассирование лучей через высокоскоростные слои с целью моделирования схемы скважинных сейсмических наблюдений в Алжире. Высокоскоростные слои сильно изгибают траектории лучей (оранжевые линии), вынуждая проектировщиков исследований проявлять осторожность при размещении приемных групп в стволе скважины (черные крестики). Осень 2005 Рис. 8. Трехмерное лучевое трассирование в случае скважинных сейсмических исследований, предназначенных для изучения геологического строения разреза под соляным куполом при работах в районе Мексиканского залива. Прямые (голубые линии) и отраженные (розовые линии) лучи исходят из источников (линия из кубиков красного цвета) и доходят до двух групп приемников в скважине (врезки зеленого цвета). 51 исходят из линии источников и доходят до приемников, не проходя через соль. Исследования, преследующие цель количественной оценки анизотропии скоростей, должны удовлетворять специальным требованиям, например, требованию проведения непродольных наблюдений с большими выносами. Аналогично, когда по трассам должно изучаться изменение амплитуды сигнала в зависимости удаления от источника (Amplitude Versus Offset — AVO), первичные данные должны наблюдаться при достаточном диапазоне изменения величины выноса. Часто приходится согласовывать потребности времени на регистрацию наблюдений при больших выносах с желанием свести к минимуму время аренды скважины. Прибегая к моделированию при проектировании исследований, можно оценить приоритеты для указанных выше требований. Во время проектирования подбирается такой сейсмический источник, который обеспечит достижение целей исследований. Амплитудно-частотная характеристика сигнала на глубине залегания объекта исследований является функцией самой глубины объекта, упругих свойств вышележащей толщи разреза и сейсмического источника, т.е. числа и размера пневматических пушек в группе, глубины их погружения и рабочего давления. Сотрудничая со своими партнерами из ВестернДжико (WesternGeco), инженеры компании Шлюмберже составили базу данных, в которую вошли более 150 форм сигналов, зарегистрированных в дальней зоне при их возбуждении многочисленными серийными и улучшенными пневматическими источниками на различных глубинах и при различных рабочих давлениях. Эта база данных помогает дизайнерам полевых работ подобрать наилучший источник для проектируемых исследований, а также позволяет сейсмическим отрядам определять безопасные условия для размещения источников. Современные мощные источники могут повредить корпус корабля, если будут работать слишком близко от судна с источником сейсмических колебаний. Информация, содержащаяся в базе форм возбуждаемых сигналов, может помочь в определении расстояний, на которых источник, зачастую срабатывающий несколько сотен раз при проведении одного цикла исследований, может безопасно использоваться.6 Другое усовершенствование технологии проведения скважинных сейсмических исследований касается возможности контроля за положением сейсмического источника при работах на море. При ВСП на ближнем пункте возбуждения пневматические пушки разме- 52 Целевой круг Пневматический источник Скважинный сейсмический прибор Рис. 9. Размещение судна с источником над скважинным сейсмическим прибором при проведении ВСП в наклонной скважине. Судно должно располагаться точно над скважинным приемником при всех положениях, которые приемная группа занимает в скважине. щаются вблизи буровой платформы и их местоположение легко определять. Однако, при проведении более сложных исследований, например, уровенных ВСП, ВСП в наклонных скважинах или трехмерных ВСП, источник развертывается с сейсмического судна, которое перемещается в точки, отстоящие друг от друга на большие расстояния. Важно знать, что судно во время работы источника находится на правильном пункте возбуждения. Вследствие неправильного размещения источника могут получиться либо данные потенциально плохого качества, либо просто бракованные. Время, затрачиваемое на перестановку судна для повторной отработки пропущенных наблюдений, повышает затраты на исследования и увеличивает время аренды скважины. Для того, чтобы точно развертывать оборудование при проведении скважинных сейсморазведочных работ на мелководье, была разработана система сейсмической навигации и определения местонахождения SWINGS. Ее усовершенствовали и приспособили к новому виду работ, добавив новые функции контроля местонахождения судна-источника снабженческим суднам, используемым при морских скважинных сейсмических работах. Отличительной особенностью данной системы является наличие двух 12-канальных приемников системы спутниковой навигации (GPS), которые выдают координаты с высокой скоростью обновления, равной 5 засечкам в секунду. Точность определения местонахождения бортовыми приемниками GPS меньше 1 м (3,3 фута), погрешность определения местоположения источника составляет 3–5 м (10–16 футов). Качество определения координат источника регистрируется в виде коэффициента качества. Навигационная система включает в себя дисплей местонахождения в кабине рулевого, на котором непрерывно отображается местоположение судна относительно целевого пункта возбуждения. Пункты возбуждения изображаются в пределах круга, на котором указано максимально допустимое расстояние судна от центра, чтобы возбуждение сейсмической энергии считалось произведенным в нужной точке (рис. 9). Если судно находится внутри этого круга, пункт возбуждения высвечивается на экране зеленым цветом, означающим, что данный пункт является искомым. Если судно отклоняется от нужного места, пункт возбуждения окрашивается в красный цвет, означающий, что возбуждение будет произведено не на нужном пункте (рис. 10). В системе SWINGS также имеется канал телеметрической связи на сверхвысоких частотах (СВЧ), по которому координаты источника и коэффициент качества передаются на каротажную станцию, расположенную на буровой платформе, где они выводятся на дисплей для осуществления контроля качества. Координаты источника немедленно передаются на сейсмокаротажную станцию и регистрируются вместе с наблюдаемыми сейсмическими трассами. Совмещение в реальном времени навигационных данных с данными скважинных сейсмических исследований устраняет необходимость выполнять эту трудную и занимающую много времени работу на вычислительном центре. Для обработки данных ВСП и быстрого получения высококачественных результатов не6. Tulett JR, Duncan GA and Thompson PR: “Borehole Seismic Air-Gun Sources: What’s the Safe Distance from a Ship’s Hull?” статья SPE 74177, presented at the SPE International Conference on Health, Safety and Environment in Oil and Gas Exploration and Production, Kuala Lumpur, Malaysia, March 20–22, 2002. 7. Сумма в окне представляет собой сумму трасс ВСП, обработанную с целью подчеркивания однократных отражений и затем преобразованную в сейсмограмму, зависящую от двойного времени пробега. Нефтегазовое Обозрение Рис. 10. Дисплей системы сейсмической навигации и определения местонахождения SWINGS (вверху слева), на котором изображены два пункта возбуждения, которые можно отрабатывать (зеленые крестики), и один, находящийся за пределами целевого круга (красный крестик). Окружностью обозначено максимальное расстояние от очередного рабочего пункта возбуждения, на котором может находиться судно, чтобы наблюдение из данного пункта считалось произведенным в нужном месте. посредственно на скважине, геофизики-каротажники пользуются запатентованной компанией Шлюмберже полевой обрабатывающей системой WAVE Q-Borehole. Используя эту систему, полевые геофизики могут гарантировать качество полученных трехкомпонентных данных, строить графики зависимости скоростей от времени и глубины, обрабатывать данные ближнего пункта ВСП до получения трассы коридорной суммы ВСП, инверсии этой трассы в акустическую жесткость, строить ориентированные волновые поля и составлять отчеты.7 При необходимости, данные, полученные при проведении обширных исследований, можно сжать и тем самым уменьшить время на передачу данных со скважины на вычислительный центр по спутнику. Совместное использование нового приемного зонда для скважинных сейсмических исследований VSI, усовершенствованной системы определения координат источника SWINGS и полевой обрабатывающей системы WAVE является частью комплекса для проведения скважинных сейсмических исследований Q-Borehole. Располагая столь совершен- Осень 2005 ными техническими средствами, геофизики компании Шлюмберже могут теперь получать высококачественные данные сейсмических исследований в скважинах экономически более эффективно, чем раньше. Специально обученный для выполнения скважинных сейсмических наблюдений персонал может производить сложные виды компьютерной обработки, такие как, например, инверсия трассы коридорной суммы ВСП в акустическую жесткость, непосредственно на буровой платформе. Упомянутая выше аппаратура использовалась во многих районах и в различных условиях, а в ближайшем будущем станет доступной в любой точке мира. В остальной части статьи приводятся примеры того, как новая система дает ответы на вопросы, которые ставят буровики, проектировщики скважин, интерпретаторы сейсмических данных и другие профессионалы в области геологических наук. Ответы на вопросы буровиков Сейсмические исследования в скважинах могут позволить буровикам выделять горизонты и объекты в области, расположенной впереди и вокруг бурящегося ствола скважины. Назы- ваемые прогнозными, такие ВСП выполняются во время перерывов в процессе бурения. Если прогнозные ВСП выполняются и обрабатываются быстро, то они достаточно заблаговременно предоставляют весьма важную информацию о целевых объектах и возможных осложнениях, чтобы повлиять на решения, касающиеся процесса бурения. Широкая полоса частот и высокое отношение сигнал/помеха, характерные для скважинных сейсмических исследований, улучшают вертикальное разрешение по сравнению с результатами поверхностных сейсмических наблюдений. Хотя подобные ВСП заглядывают дальше текущего значения глубины забоя скважины, дальше любого из приемников, они подвержены таким же погрешностям при преобразовании времен в глубины, какие искажают изображения, создаваемые по материалам сейсмических наблюдений на поверхности. Чтобы получить точное преобразование времени в глубину и, следовательно, надежное прогнозное изображение, в дополнение к регистрации трасс ВСП для изображаемых отражающих границ, требуется выполнить многочисленные другие операции. 53 исходят из линии источников и доходят до приемников, не проходя через соль. Исследования, преследующие цель количественной оценки анизотропии скоростей, должны удовлетворять специальным требованиям, например, требованию проведения непродольных наблюдений с большими выносами. Аналогично, когда по трассам должно изучаться изменение амплитуды сигнала в зависимости удаления от источника (Amplitude Versus Offset — AVO), первичные данные должны наблюдаться при достаточном диапазоне изменения величины выноса. Часто приходится согласовывать потребности времени на регистрацию наблюдений при больших выносах с желанием свести к минимуму время аренды скважины. Прибегая к моделированию при проектировании исследований, можно оценить приоритеты для указанных выше требований. Во время проектирования подбирается такой сейсмический источник, который обеспечит достижение целей исследований. Амплитудно-частотная характеристика сигнала на глубине залегания объекта исследований является функцией самой глубины объекта, упругих свойств вышележащей толщи разреза и сейсмического источника, т.е. числа и размера пневматических пушек в группе, глубины их погружения и рабочего давления. Сотрудничая со своими партнерами из ВестернДжико (WesternGeco), инженеры компании Шлюмберже составили базу данных, в которую вошли более 150 форм сигналов, зарегистрированных в дальней зоне при их возбуждении многочисленными серийными и улучшенными пневматическими источниками на различных глубинах и при различных рабочих давлениях. Эта база данных помогает дизайнерам полевых работ подобрать наилучший источник для проектируемых исследований, а также позволяет сейсмическим отрядам определять безопасные условия для размещения источников. Современные мощные источники могут повредить корпус корабля, если будут работать слишком близко от судна с источником сейсмических колебаний. Информация, содержащаяся в базе форм возбуждаемых сигналов, может помочь в определении расстояний, на которых источник, зачастую срабатывающий несколько сотен раз при проведении одного цикла исследований, может безопасно использоваться.6 Другое усовершенствование технологии проведения скважинных сейсмических исследований касается возможности контроля за положением сейсмического источника при работах на море. При ВСП на ближнем пункте возбуждения пневматические пушки разме- 52 Целевой круг Пневматический источник Скважинный сейсмический прибор Рис. 9. Размещение судна с источником над скважинным сейсмическим прибором при проведении ВСП в наклонной скважине. Судно должно располагаться точно над скважинным приемником при всех положениях, которые приемная группа занимает в скважине. щаются вблизи буровой платформы и их местоположение легко определять. Однако, при проведении более сложных исследований, например, уровенных ВСП, ВСП в наклонных скважинах или трехмерных ВСП, источник развертывается с сейсмического судна, которое перемещается в точки, отстоящие друг от друга на большие расстояния. Важно знать, что судно во время работы источника находится на правильном пункте возбуждения. Вследствие неправильного размещения источника могут получиться либо данные потенциально плохого качества, либо просто бракованные. Время, затрачиваемое на перестановку судна для повторной отработки пропущенных наблюдений, повышает затраты на исследования и увеличивает время аренды скважины. Для того, чтобы точно развертывать оборудование при проведении скважинных сейсморазведочных работ на мелководье, была разработана система сейсмической навигации и определения местонахождения SWINGS. Ее усовершенствовали и приспособили к новому виду работ, добавив новые функции контроля местонахождения судна-источника снабженческим суднам, используемым при морских скважинных сейсмических работах. Отличительной особенностью данной системы является наличие двух 12-канальных приемников системы спутниковой навигации (GPS), которые выдают координаты с высокой скоростью обновления, равной 5 засечкам в секунду. Точность определения местонахождения бортовыми приемниками GPS меньше 1 м (3,3 фута), погрешность определения местоположения источника составляет 3–5 м (10–16 футов). Качество определения координат источника регистрируется в виде коэффициента качества. Навигационная система включает в себя дисплей местонахождения в кабине рулевого, на котором непрерывно отображается местоположение судна относительно целевого пункта возбуждения. Пункты возбуждения изображаются в пределах круга, на котором указано максимально допустимое расстояние судна от центра, чтобы возбуждение сейсмической энергии считалось произведенным в нужной точке (рис. 9). Если судно находится внутри этого круга, пункт возбуждения высвечивается на экране зеленым цветом, означающим, что данный пункт является искомым. Если судно отклоняется от нужного места, пункт возбуждения окрашивается в красный цвет, означающий, что возбуждение будет произведено не на нужном пункте (рис. 10). В системе SWINGS также имеется канал телеметрической связи на сверхвысоких частотах (СВЧ), по которому координаты источника и коэффициент качества передаются на каротажную станцию, расположенную на буровой платформе, где они выводятся на дисплей для осуществления контроля качества. Координаты источника немедленно передаются на сейсмокаротажную станцию и регистрируются вместе с наблюдаемыми сейсмическими трассами. Совмещение в реальном времени навигационных данных с данными скважинных сейсмических исследований устраняет необходимость выполнять эту трудную и занимающую много времени работу на вычислительном центре. Для обработки данных ВСП и быстрого получения высококачественных результатов не6. Tulett JR, Duncan GA and Thompson PR: “Borehole Seismic Air-Gun Sources: What’s the Safe Distance from a Ship’s Hull?” статья SPE 74177, presented at the SPE International Conference on Health, Safety and Environment in Oil and Gas Exploration and Production, Kuala Lumpur, Malaysia, March 20–22, 2002. 7. Сумма в окне представляет собой сумму трасс ВСП, обработанную с целью подчеркивания однократных отражений и затем преобразованную в сейсмограмму, зависящую от двойного времени пробега. Нефтегазовое Обозрение Рис. 10. Дисплей системы сейсмической навигации и определения местонахождения SWINGS (вверху слева), на котором изображены два пункта возбуждения, которые можно отрабатывать (зеленые крестики), и один, находящийся за пределами целевого круга (красный крестик). Окружностью обозначено максимальное расстояние от очередного рабочего пункта возбуждения, на котором может находиться судно, чтобы наблюдение из данного пункта считалось произведенным в нужном месте. посредственно на скважине, геофизики-каротажники пользуются запатентованной компанией Шлюмберже полевой обрабатывающей системой WAVE Q-Borehole. Используя эту систему, полевые геофизики могут гарантировать качество полученных трехкомпонентных данных, строить графики зависимости скоростей от времени и глубины, обрабатывать данные ближнего пункта ВСП до получения трассы коридорной суммы ВСП, инверсии этой трассы в акустическую жесткость, строить ориентированные волновые поля и составлять отчеты.7 При необходимости, данные, полученные при проведении обширных исследований, можно сжать и тем самым уменьшить время на передачу данных со скважины на вычислительный центр по спутнику. Совместное использование нового приемного зонда для скважинных сейсмических исследований VSI, усовершенствованной системы определения координат источника SWINGS и полевой обрабатывающей системы WAVE является частью комплекса для проведения скважинных сейсмических исследований Q-Borehole. Располагая столь совершен- Осень 2005 ными техническими средствами, геофизики компании Шлюмберже могут теперь получать высококачественные данные сейсмических исследований в скважинах экономически более эффективно, чем раньше. Специально обученный для выполнения скважинных сейсмических наблюдений персонал может производить сложные виды компьютерной обработки, такие как, например, инверсия трассы коридорной суммы ВСП в акустическую жесткость, непосредственно на буровой платформе. Упомянутая выше аппаратура использовалась во многих районах и в различных условиях, а в ближайшем будущем станет доступной в любой точке мира. В остальной части статьи приводятся примеры того, как новая система дает ответы на вопросы, которые ставят буровики, проектировщики скважин, интерпретаторы сейсмических данных и другие профессионалы в области геологических наук. Ответы на вопросы буровиков Сейсмические исследования в скважинах могут позволить буровикам выделять горизонты и объекты в области, расположенной впереди и вокруг бурящегося ствола скважины. Назы- ваемые прогнозными, такие ВСП выполняются во время перерывов в процессе бурения. Если прогнозные ВСП выполняются и обрабатываются быстро, то они достаточно заблаговременно предоставляют весьма важную информацию о целевых объектах и возможных осложнениях, чтобы повлиять на решения, касающиеся процесса бурения. Широкая полоса частот и высокое отношение сигнал/помеха, характерные для скважинных сейсмических исследований, улучшают вертикальное разрешение по сравнению с результатами поверхностных сейсмических наблюдений. Хотя подобные ВСП заглядывают дальше текущего значения глубины забоя скважины, дальше любого из приемников, они подвержены таким же погрешностям при преобразовании времен в глубины, какие искажают изображения, создаваемые по материалам сейсмических наблюдений на поверхности. Чтобы получить точное преобразование времени в глубину и, следовательно, надежное прогнозное изображение, в дополнение к регистрации трасс ВСП для изображаемых отражающих границ, требуется выполнить многочисленные другие операции. 53 Поверхностный сейсмический разрез Глубина, м Промежуточное ВСП 0 8 км Инверсия данных промежуточного ВСП 4 км 1500 Окончательное ВСП Поле восходящих волн (низкочастотный фильтр с полосой пропускания до 30 Гц) Трасса коридорной суммы ВСП Трасса коридорной суммы ВСП, наложенная на поверхностный сейсмический разрез Скорость 2000 м/с 6000 2,43 3000 Кривая гамма-каротажа Время, с Траектория скважины Прибор VSI на глубине 3000 м Кривая акустической жесткости 3,63 Промежуточная проектная глубина Целевой горизонт 1 Промежуточная проектная глубина 3825 м Целевой горизонт 2 Целевой горизонт 3 Окончательная проектная глубина Окончательная проектная глубина 4247,5 м Рис. 11. Повышение качества результатов поверхностной сейсморазведки путем проведения промежуточного прогнозного ВСП с использованием прибора VSI. По данным прогнозного ВСП, выполненного при некоторой промежуточной глубине скважины (в центре), перед буровым долотом выделяются три высокоамплитудные оси синфазности, а прогнозная конечная глубина скважины составила 4247,5 м (13 932 фута). Скважина была остановлена бурением на глубине 4245,5 м (13925 футов), т.е. в 2 м (7 футах) от глубины, спрогнозированной по данным промежуточного ВСП. Во-первых, должны регистрироваться как низкие, так и высокие частоты. Если высокие частоты нужны для разрешения локальных неоднородностей, низкочастотная составляющая сигнала описывает характер общего увеличения скорости с глубиной, что имеет большое значение для размещения изображаемых особенностей на правильных глубинах. Чтобы превратить регистрируемые времена вступлений и амплитуды в кривую распределения акустической жесткости, требуется дополнительная информация и новые предположения для ограничения прогнозируемых скоростей разумными величинами. Все это обычно получают из оценочных зависимостей между уплотнением осадков с глубиной и возрастанием скорости и плотности при уплотнении. Уровенные ВСП могут предоставить низкочастотную информацию скоростей, которая отсутствует в данных ближнего пункта ВСП. В одном из примеров, действующая в Северном море нефтегазовая компания встретилась с неопределенной ситуацией при буре- 54 нии вертикальной разведочной скважины. После того, как скважина остановилась, как предполагалось, приблизительно в 500 м (1640 футах) от окончательной проектной отметки, расстояния до трех целевых горизонтов все еще оставались неизвестными. Чтобы сделать прогноз на глубины ниже 3825 м (12 546 футов), было отработано промежуточное ВСП с использованием поверхностного сейсмического источника и прибора VSI. На всю работу от начала до конца было затрачено 7 часов, в течение которых были получены данные по 123 пунктам приема. Полевой отряд Шлюмберже обработал данные прямо на скважине по программе полевой обработки WAVE, а просуммированные сигналы были переданы в ближайший вычислительный центр компании для обработки и последующей инверсии. Через несколько часов после регистрации данных были получены окончательные результаты (рис. 11). На данных, полученных с помощью прибора VSI, были выделены три высокоамплитуд- ные оси синфазности, расположенные ниже достигнутой скважиной глубины, а результаты инверсии точно привязали эти целевые горизонты по глубине и дали прогноз глубины конечного объекта равный 4247,5 м (13 932 фута). Полученные с помощью прибора VSI данные были использованы при принятии решения установить хвостовик и затем разбурить конечный интервал разреза, чтобы достичь указанные целевые горизонты. Скважина была остановлена бурением на глубине 4245,5 м (13925 футов), т.е. в 2 м (7 футах) от глубины, спрогнозированной по данным промежуточного ВСП. Последнее ВСП, выполненное после завершения бурения, подтвердило результаты инверсии данных промежуточного ВСП (рис. 12). В одном из примеров наземных работ нефтегазовая компания осуществляла бурение в условиях глубокозалегающей газовой залежи, характеризующейся высоким давлением. Успех и безопасность бурения зависели от точности прослеживания положения бурового до- Нефтегазовое Обозрение 4500 Промежуточное ВСП при глубине 3825 м Окончательная глубина скважины 4245,5 м Прогнозное значение окончательной глубины 4247,5 м Рис. 12. Сравнение скоростных моделей, полученных по данным ВСП скважин, пробуренных до промежуточной и окончательной глубин. Скорости, найденные по временам пробега при прогнозном ВСП (голубая кривая) и по данным окончательного ВСП (зеленая кривая), совпадают друг с другом выше промежуточной глубины. Распределение скоростей, полученное по результатам расчета акустических жесткостей по данным прогнозного ВСП (красный цвет), имеет блочный вид, но довольно точно прогнозирует тенденцию изменения скоростей в интервале ниже промежуточной глубины вплоть до окончательной глубины скважины. лота по сейсмическому разрезу, на котором четко выделялся газовый пласт. Однако, на нужных глубинах, т.е. свыше 4500 м (14 760 футов), глубинные сейсмические разрезы имели большие погрешности. До начала бурения погрешность оценки проектной глубины составляла ±250 м (±820 футов). Ситуация осложнялась тем обстоятельством, что вышележащая толща пород, как предполагалась, была анизотропной, причем скорости в горизонтальном направлении должны были превышать скорости по вертикали. Если анизотропию не учитывать, то увеличивается погрешность определения глубин и снижается качество и точность сейсмического изображения. Было запланировано проведение промежуточного прогнозного ВСП, которое должно было обновить сведения о поле скоростей, чтобы повысить надежность определения глубин, позволить достаточно оперативно уточнять значение глубины залегания целевого объекта и спокойно продолжать бурение. Было установлено, что в случае немедленной обработки данные могут быть получены и обработаны за 24 часа. При промежуточном забое скважины, Осень 2005 250 м Рис. 13. Схема наблюдений при проведении наземного прогнозного уровенного ВСП, когда источники располагаются по линии длиной 12 км (7,2 мили), целевой объект находится на глубине 4500 м (14 760 футов), а прибор VSI с 12-ю челноками, отстоящими один от другого на 15,12 м (50 футов), находится в 1500 м (4920 футах) над целевым объектом. Перед проведением прогнозного ВСП, погрешность определения глубины залегания целевого горизонта составляла ±250 м (±820 футов). находящемся приблизительно на 1500 м (4920 футов) выше целевого объекта, с помощью 12зондового прибора VSI были отработаны ближний пункт и уровенное ВСП при размещении источников на интервале в 12 км (7,2 мили) (рис. 13). Данные уровенного ВСП позволили создать независимое двухмерное изображение геологического строения в области расположения целевого объекта, а также включали в себя трассы, полученные при больших удалениях и содержащие информацию об анизотропии вышележащей толщи, что должно было повысить точность прогноза. Первое промежуточное ВСП по ближнему пункту, полученное в процессе регистрации уровенного ВСП и обработанное с использованием скоростей суммирования и другой информации, уменьшили погрешность определения глубин до ±75 м (±246 футов). Второе промежуточное ВСП по ближнему пункту, полученное на 200 м выше глубины залегания целевого объекта, найденной по данным уровенного ВСП, снизило погрешность до ±10 м (±33 футов). Используя информацию, полученную в результате каротажа во время бурения последних 200 м в виде кривых ГК, каротажа сопротивлений и корреляции с данными по соседней скважине, удалось уменьшить погрешность определения глубин до ±5 м. Данные уровенного ВСП содержат информацию о длиннопериодных вариациях скоростей и могут быть обработаны с целью прогнозирования глубины залегания целевого объекта с меньшей погрешностью.8 На первом этапе обработки данных уровенного ВСП использовалась упрощенная модель анизотропии скоростей с вертикально-поперечной изотропией (Vertical Transverse Isotropy or VTI). В этой модели каждый горизонтально залегающий пласт обладает вертикальными и горизонтальными скоростями, которые остаются 8. Другие примеры того, как данные уровенных ВСП, зарегистрированные на больших удалениях, уменьшают погрешности определения параметров продуктивных пластов, можно найти в работе: Malinverno A and Leaney WS: “Monte Carlo Bayesian Look-Ahead Inversion of Walkaway Vertical Seismic Profiles,” presented at the 64th EAGE Conference and Technical Exhibition, Florence, Italy, May 27–30, 2002. Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J, Swager D, Theys P and Verga F: “Understanding Uncertainty,” Oilfield Review 14, no. 3 (Autumn 2002): 13–14. 55 Поверхностный сейсмический разрез Глубина, м Промежуточное ВСП 0 8 км Инверсия данных промежуточного ВСП 4 км 1500 Окончательное ВСП Поле восходящих волн (низкочастотный фильтр с полосой пропускания до 30 Гц) Трасса коридорной суммы ВСП Трасса коридорной суммы ВСП, наложенная на поверхностный сейсмический разрез Скорость 2000 м/с 6000 2,43 3000 Кривая гамма-каротажа Время, с Траектория скважины Прибор VSI на глубине 3000 м Кривая акустической жесткости 3,63 Промежуточная проектная глубина Целевой горизонт 1 Промежуточная проектная глубина 3825 м Целевой горизонт 2 Целевой горизонт 3 Окончательная проектная глубина Окончательная проектная глубина 4247,5 м Рис. 11. Повышение качества результатов поверхностной сейсморазведки путем проведения промежуточного прогнозного ВСП с использованием прибора VSI. По данным прогнозного ВСП, выполненного при некоторой промежуточной глубине скважины (в центре), перед буровым долотом выделяются три высокоамплитудные оси синфазности, а прогнозная конечная глубина скважины составила 4247,5 м (13 932 фута). Скважина была остановлена бурением на глубине 4245,5 м (13925 футов), т.е. в 2 м (7 футах) от глубины, спрогнозированной по данным промежуточного ВСП. Во-первых, должны регистрироваться как низкие, так и высокие частоты. Если высокие частоты нужны для разрешения локальных неоднородностей, низкочастотная составляющая сигнала описывает характер общего увеличения скорости с глубиной, что имеет большое значение для размещения изображаемых особенностей на правильных глубинах. Чтобы превратить регистрируемые времена вступлений и амплитуды в кривую распределения акустической жесткости, требуется дополнительная информация и новые предположения для ограничения прогнозируемых скоростей разумными величинами. Все это обычно получают из оценочных зависимостей между уплотнением осадков с глубиной и возрастанием скорости и плотности при уплотнении. Уровенные ВСП могут предоставить низкочастотную информацию скоростей, которая отсутствует в данных ближнего пункта ВСП. В одном из примеров, действующая в Северном море нефтегазовая компания встретилась с неопределенной ситуацией при буре- 54 нии вертикальной разведочной скважины. После того, как скважина остановилась, как предполагалось, приблизительно в 500 м (1640 футах) от окончательной проектной отметки, расстояния до трех целевых горизонтов все еще оставались неизвестными. Чтобы сделать прогноз на глубины ниже 3825 м (12 546 футов), было отработано промежуточное ВСП с использованием поверхностного сейсмического источника и прибора VSI. На всю работу от начала до конца было затрачено 7 часов, в течение которых были получены данные по 123 пунктам приема. Полевой отряд Шлюмберже обработал данные прямо на скважине по программе полевой обработки WAVE, а просуммированные сигналы были переданы в ближайший вычислительный центр компании для обработки и последующей инверсии. Через несколько часов после регистрации данных были получены окончательные результаты (рис. 11). На данных, полученных с помощью прибора VSI, были выделены три высокоамплитуд- ные оси синфазности, расположенные ниже достигнутой скважиной глубины, а результаты инверсии точно привязали эти целевые горизонты по глубине и дали прогноз глубины конечного объекта равный 4247,5 м (13 932 фута). Полученные с помощью прибора VSI данные были использованы при принятии решения установить хвостовик и затем разбурить конечный интервал разреза, чтобы достичь указанные целевые горизонты. Скважина была остановлена бурением на глубине 4245,5 м (13925 футов), т.е. в 2 м (7 футах) от глубины, спрогнозированной по данным промежуточного ВСП. Последнее ВСП, выполненное после завершения бурения, подтвердило результаты инверсии данных промежуточного ВСП (рис. 12). В одном из примеров наземных работ нефтегазовая компания осуществляла бурение в условиях глубокозалегающей газовой залежи, характеризующейся высоким давлением. Успех и безопасность бурения зависели от точности прослеживания положения бурового до- Нефтегазовое Обозрение 4500 Промежуточное ВСП при глубине 3825 м Окончательная глубина скважины 4245,5 м Прогнозное значение окончательной глубины 4247,5 м Рис. 12. Сравнение скоростных моделей, полученных по данным ВСП скважин, пробуренных до промежуточной и окончательной глубин. Скорости, найденные по временам пробега при прогнозном ВСП (голубая кривая) и по данным окончательного ВСП (зеленая кривая), совпадают друг с другом выше промежуточной глубины. Распределение скоростей, полученное по результатам расчета акустических жесткостей по данным прогнозного ВСП (красный цвет), имеет блочный вид, но довольно точно прогнозирует тенденцию изменения скоростей в интервале ниже промежуточной глубины вплоть до окончательной глубины скважины. лота по сейсмическому разрезу, на котором четко выделялся газовый пласт. Однако, на нужных глубинах, т.е. свыше 4500 м (14 760 футов), глубинные сейсмические разрезы имели большие погрешности. До начала бурения погрешность оценки проектной глубины составляла ±250 м (±820 футов). Ситуация осложнялась тем обстоятельством, что вышележащая толща пород, как предполагалась, была анизотропной, причем скорости в горизонтальном направлении должны были превышать скорости по вертикали. Если анизотропию не учитывать, то увеличивается погрешность определения глубин и снижается качество и точность сейсмического изображения. Было запланировано проведение промежуточного прогнозного ВСП, которое должно было обновить сведения о поле скоростей, чтобы повысить надежность определения глубин, позволить достаточно оперативно уточнять значение глубины залегания целевого объекта и спокойно продолжать бурение. Было установлено, что в случае немедленной обработки данные могут быть получены и обработаны за 24 часа. При промежуточном забое скважины, Осень 2005 250 м Рис. 13. Схема наблюдений при проведении наземного прогнозного уровенного ВСП, когда источники располагаются по линии длиной 12 км (7,2 мили), целевой объект находится на глубине 4500 м (14 760 футов), а прибор VSI с 12-ю челноками, отстоящими один от другого на 15,12 м (50 футов), находится в 1500 м (4920 футах) над целевым объектом. Перед проведением прогнозного ВСП, погрешность определения глубины залегания целевого горизонта составляла ±250 м (±820 футов). находящемся приблизительно на 1500 м (4920 футов) выше целевого объекта, с помощью 12зондового прибора VSI были отработаны ближний пункт и уровенное ВСП при размещении источников на интервале в 12 км (7,2 мили) (рис. 13). Данные уровенного ВСП позволили создать независимое двухмерное изображение геологического строения в области расположения целевого объекта, а также включали в себя трассы, полученные при больших удалениях и содержащие информацию об анизотропии вышележащей толщи, что должно было повысить точность прогноза. Первое промежуточное ВСП по ближнему пункту, полученное в процессе регистрации уровенного ВСП и обработанное с использованием скоростей суммирования и другой информации, уменьшили погрешность определения глубин до ±75 м (±246 футов). Второе промежуточное ВСП по ближнему пункту, полученное на 200 м выше глубины залегания целевого объекта, найденной по данным уровенного ВСП, снизило погрешность до ±10 м (±33 футов). Используя информацию, полученную в результате каротажа во время бурения последних 200 м в виде кривых ГК, каротажа сопротивлений и корреляции с данными по соседней скважине, удалось уменьшить погрешность определения глубин до ±5 м. Данные уровенного ВСП содержат информацию о длиннопериодных вариациях скоростей и могут быть обработаны с целью прогнозирования глубины залегания целевого объекта с меньшей погрешностью.8 На первом этапе обработки данных уровенного ВСП использовалась упрощенная модель анизотропии скоростей с вертикально-поперечной изотропией (Vertical Transverse Isotropy or VTI). В этой модели каждый горизонтально залегающий пласт обладает вертикальными и горизонтальными скоростями, которые остаются 8. Другие примеры того, как данные уровенных ВСП, зарегистрированные на больших удалениях, уменьшают погрешности определения параметров продуктивных пластов, можно найти в работе: Malinverno A and Leaney WS: “Monte Carlo Bayesian Look-Ahead Inversion of Walkaway Vertical Seismic Profiles,” presented at the 64th EAGE Conference and Technical Exhibition, Florence, Italy, May 27–30, 2002. Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J, Swager D, Theys P and Verga F: “Understanding Uncertainty,” Oilfield Review 14, no. 3 (Autumn 2002): 13–14. 55 North 0 300 -300 Газ 56 Этапы мониторинга трещин ГРП Мониторинг трещин ГРП включает в себя сбор данных, их обработку и интерпрета цию. Регистрация данных обычно проводит ся в близкорасположенной наблюдательной скважине, находящейся, на расстоянии не более 600 м от скважины ГРП. Этап сбора данных начинается с сейсмиче ского исследования скважины, которое по зволяет провести калибровку исходной моде ли Земли (т.е. скоростной модели, построенной по данным акустического каро тажа). Для сейсмической калибровки сква жины и микросейсмического мониторинга используется один и тот же прибор VSI, что обеспечивает непротиворечивость и согласо ванность данных, а также создает возмож ность комплексного использования сейсми ческих и каротажных данных. Информация о скоростях, полученная по данным сейсми ческой калибровки, включается в геомеха ническую модель среды, используемую для микросейсмического мониторинга до прове дения гидроразрыва пласта, что позволяет снизить степень неопределенности при вы полнении работ. После такой подготовки следует стадия мониторинга микросейсмиче ских событий, возникающих в процессе ги дроразрыва пласта. Далее следует этап обработки, важнейшим элементом которого является выделение ми кросейсмических событий и определение времен вступлений продольных и попереч ных волн. На основе этих данных можно рас считать расстояние от микросейсмического события до сейсмоприемника. После опреде ления времени вступления Р и Sволн вы полняется поляризационный анализ, кото рый позволяет определить вертикальный (абсолютная отметка) и горизонтальный (азимут) углы, таким образом, полностью описывая местоположение сейсмического со бытия. Затем, на основе анализа расположения микроземлетрясений проводят интерпрета цию результатов мониторинга. Для оценки пространственной геометрии системы тре щин ГРП может потребоваться система ви зуализации (Рис. 1). Рис. 1. Двухмерное отображение местоположения микросейсмических событий относительно каротажных данных. Слева показана диаграмма гаммакаротажа, интервалы перфорации, все интервалы обработки (сверху вниз выделены красным, желтым, зеленым, голубым, синим и фиолетовым) и общая добыча для каждого отдельного интервала. В центре показано различное расположение сейсмических событий относительно продольной оси гидроразрыва. Каждому этапу обработки для наглядности соответствует определенный цвет. Справа показано положение сейсмических событий относительно поперечной оси системы гидроразрыва. Oilfield Review Sat and Young's Modulus 0 East 150 4375 90 3500 60 2625 6 3 4 0 Lithology and stress 8 30 1750 300 9 12 10 20 30 Fracture width 40 50 60 70 80 90 100 110 0 0 120 Proppant concentration 4500 0 4570 4640 4710 4780 Depth (ft) Метод микросейсмического мониторинга хо рошо известен и широко применяется в гор ной промышленности, для контроля геотер мальных пластов, подземных хранилищ газа и ядерных отходов, обеспечивая безопас ность и высокую эффективность работы. В нефтегазовой отрасли технология ми кросейсмического мониторинга применяется для решения различных задач, одной из ко торых является мониторинг процесса интен сификации добычи нефти методом гидрораз рыва пласта (ГРП). Возможность ведения наблюдений за ра звитием искусственных трещин одноступен чатого и многоступенчатого ГРП является мощным средством изучения динамики рос та и изменения геометрии (длины, ширины, высоты) искусственных трещин. Кроме того, подобный мониторинг позволяет получить ценнейшую геологическую информацию по стимулируемому пласту: данные о напря женнодеформированном состоянии в целом и в отдельных зонах, оценить размеры ос адочных комплексов, влияние геологиче ских тел и пр. -150 12 16 Slurry Rate У. Андерхилл, Д. Дрю, Д. Г. ЛеКливе, К. В. Таннер (Шлюмберже) 120 Prop. Conc. (PPAC) Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта. Treating pressure Events Treating Pressure Treating Pressure (propFRAC) Pump Rate PH Prop. Conc. Prop. Conc. Prop. Conc. (PropFRAC) Pressure (psi) East vs. North -300 4850 4920 4990 5060 >24.4 5130 5200 2х106 4х106 Young's Mod (psi) 3.8K 4.0K 4.3K Stress (psi) -0.5 0 0.5 Width (in) 58 111 175 233 292 350 408 467 Radial Distance (ft) 525 584 642 700 Рис. 2. Микросейсмические события, образующиеся в процессе операции ГРП можно сравнить с прогнозными параметрами ГРП, рассчитанными в программе FracCADE. Калибровка данных FracCade по местоположению микросейсмических событий позволяет получить полезную информацию для оптимизации и повышения эффективности последующих операций ГРП. Возможности метода Преимущества метода Выводы Результативность микросейсмического мо ниторинга трещин ГРП в значительной сте пени определяется эффективностью и огра ничениями процесса регистрации и обработки данных микросейсмики. Некото рые ограничения связаны с точностью опре деления положения и ориентации приемни ков в стволе скважины, степенью изученности скоростного строения коллекто ра, с ошибками выделения времен первых вступлений Р и Sволн; другие обусловлены только характеристиками используемых приборов, например, техническими параме трами датчиков, электрическими помехами, точностью определения направления, степе нью соединения со стенкой скважины, ча стотой дискретизации, или недостатками ме тодов обработки сигнала. Использование технически более совершенных приборов и современных подходов к обработке сигналов (адаптивная фильтрация, корреляция и пр.) снимает эти ограничения. Основным преимуществом метода является высокая точность определения конкретных геометрических параметров трещины, луч шая, чем при анализе данных изменения до бычи и давления в скважине и диагностике околоскважинной зоны. Благодаря микросейсмическому картиро ванию достигается высокое разрешение при визуализации сложных систем трещин, а также обеспечивается мониторинг взаимо действия искусственных и естественных тре щин в процессе ГРП для коллекторов всех типов вне зависимости от степени естествен ной трещиноватости. Микросейсмический мониторинг динамики процесса ГРП, позволяет планировать наибо лее выгодную расстановку скважин для но вых месторождений, разрабатывать про граммы проведения ГРП с обоснованием гидроразрыва нескольких зон, оптимизиро вать перфорацию скважин, а также прово дить калибровку воздействия на пласт при моделировании гидроразрыва (Рис. 2) и вы являть проблемы с обсадкой скважины. Осень 2005 57 North 0 300 -300 Газ 56 Этапы мониторинга трещин ГРП Мониторинг трещин ГРП включает в себя сбор данных, их обработку и интерпрета цию. Регистрация данных обычно проводит ся в близкорасположенной наблюдательной скважине, находящейся, на расстоянии не более 600 м от скважины ГРП. Этап сбора данных начинается с сейсмиче ского исследования скважины, которое по зволяет провести калибровку исходной моде ли Земли (т.е. скоростной модели, построенной по данным акустического каро тажа). Для сейсмической калибровки сква жины и микросейсмического мониторинга используется один и тот же прибор VSI, что обеспечивает непротиворечивость и согласо ванность данных, а также создает возмож ность комплексного использования сейсми ческих и каротажных данных. Информация о скоростях, полученная по данным сейсми ческой калибровки, включается в геомеха ническую модель среды, используемую для микросейсмического мониторинга до прове дения гидроразрыва пласта, что позволяет снизить степень неопределенности при вы полнении работ. После такой подготовки следует стадия мониторинга микросейсмиче ских событий, возникающих в процессе ги дроразрыва пласта. Далее следует этап обработки, важнейшим элементом которого является выделение ми кросейсмических событий и определение времен вступлений продольных и попереч ных волн. На основе этих данных можно рас считать расстояние от микросейсмического события до сейсмоприемника. После опреде ления времени вступления Р и Sволн вы полняется поляризационный анализ, кото рый позволяет определить вертикальный (абсолютная отметка) и горизонтальный (азимут) углы, таким образом, полностью описывая местоположение сейсмического со бытия. Затем, на основе анализа расположения микроземлетрясений проводят интерпрета цию результатов мониторинга. Для оценки пространственной геометрии системы тре щин ГРП может потребоваться система ви зуализации (Рис. 1). Рис. 1. Двухмерное отображение местоположения микросейсмических событий относительно каротажных данных. Слева показана диаграмма гаммакаротажа, интервалы перфорации, все интервалы обработки (сверху вниз выделены красным, желтым, зеленым, голубым, синим и фиолетовым) и общая добыча для каждого отдельного интервала. В центре показано различное расположение сейсмических событий относительно продольной оси гидроразрыва. Каждому этапу обработки для наглядности соответствует определенный цвет. Справа показано положение сейсмических событий относительно поперечной оси системы гидроразрыва. Oilfield Review Sat and Young's Modulus 0 East 150 4375 90 3500 60 2625 6 3 4 0 Lithology and stress 8 30 1750 300 9 12 10 20 30 Fracture width 40 50 60 70 80 90 100 110 0 0 120 Proppant concentration 4500 0 4570 4640 4710 4780 Depth (ft) Метод микросейсмического мониторинга хо рошо известен и широко применяется в гор ной промышленности, для контроля геотер мальных пластов, подземных хранилищ газа и ядерных отходов, обеспечивая безопас ность и высокую эффективность работы. В нефтегазовой отрасли технология ми кросейсмического мониторинга применяется для решения различных задач, одной из ко торых является мониторинг процесса интен сификации добычи нефти методом гидрораз рыва пласта (ГРП). Возможность ведения наблюдений за ра звитием искусственных трещин одноступен чатого и многоступенчатого ГРП является мощным средством изучения динамики рос та и изменения геометрии (длины, ширины, высоты) искусственных трещин. Кроме того, подобный мониторинг позволяет получить ценнейшую геологическую информацию по стимулируемому пласту: данные о напря женнодеформированном состоянии в целом и в отдельных зонах, оценить размеры ос адочных комплексов, влияние геологиче ских тел и пр. -150 12 16 Slurry Rate У. Андерхилл, Д. Дрю, Д. Г. ЛеКливе, К. В. Таннер (Шлюмберже) 120 Prop. Conc. (PPAC) Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта. Treating pressure Events Treating Pressure Treating Pressure (propFRAC) Pump Rate PH Prop. Conc. Prop. Conc. Prop. Conc. (PropFRAC) Pressure (psi) East vs. North -300 4850 4920 4990 5060 >24.4 5130 5200 2х106 4х106 Young's Mod (psi) 3.8K 4.0K 4.3K Stress (psi) -0.5 0 0.5 Width (in) 58 111 175 233 292 350 408 467 Radial Distance (ft) 525 584 642 700 Рис. 2. Микросейсмические события, образующиеся в процессе операции ГРП можно сравнить с прогнозными параметрами ГРП, рассчитанными в программе FracCADE. Калибровка данных FracCade по местоположению микросейсмических событий позволяет получить полезную информацию для оптимизации и повышения эффективности последующих операций ГРП. Возможности метода Преимущества метода Выводы Результативность микросейсмического мо ниторинга трещин ГРП в значительной сте пени определяется эффективностью и огра ничениями процесса регистрации и обработки данных микросейсмики. Некото рые ограничения связаны с точностью опре деления положения и ориентации приемни ков в стволе скважины, степенью изученности скоростного строения коллекто ра, с ошибками выделения времен первых вступлений Р и Sволн; другие обусловлены только характеристиками используемых приборов, например, техническими параме трами датчиков, электрическими помехами, точностью определения направления, степе нью соединения со стенкой скважины, ча стотой дискретизации, или недостатками ме тодов обработки сигнала. Использование технически более совершенных приборов и современных подходов к обработке сигналов (адаптивная фильтрация, корреляция и пр.) снимает эти ограничения. Основным преимуществом метода является высокая точность определения конкретных геометрических параметров трещины, луч шая, чем при анализе данных изменения до бычи и давления в скважине и диагностике околоскважинной зоны. Благодаря микросейсмическому картиро ванию достигается высокое разрешение при визуализации сложных систем трещин, а также обеспечивается мониторинг взаимо действия искусственных и естественных тре щин в процессе ГРП для коллекторов всех типов вне зависимости от степени естествен ной трещиноватости. Микросейсмический мониторинг динамики процесса ГРП, позволяет планировать наибо лее выгодную расстановку скважин для но вых месторождений, разрабатывать про граммы проведения ГРП с обоснованием гидроразрыва нескольких зон, оптимизиро вать перфорацию скважин, а также прово дить калибровку воздействия на пласт при моделировании гидроразрыва (Рис. 2) и вы являть проблемы с обсадкой скважины. Осень 2005 57 Временной интервал, указанный на нижнем изображении Увеличение Время отражения для данных уровенного ВСП Скорость суммирования 1,750 2,000 Траектория скважины 2,250 2,500 2,750 Рис. 14. Прогноз глубины залегания целевого объекта, сделанный на основе скоростного анализа данных уровенного ВСП, полученных в 1500 м (4920 футах) над объектом (верхняя часть). Дополнительная информация, содержащаяся в трассах, полученных на больших удалениях, позволила уменьшить погрешность прогноза глубины залегания целевого объекта приблизительно до ±58 м (±190 футов), в то время как погрешность прогнозирования этой глубины по данным ближнего пункта ВСП составила 200 м (656 футов). Погрешность определения глубины целевого объекта в 58 м соответствует размеру контура самого темного оранжевого цвета на графике зависимости скорости суммирования от времени (врезка в правой части). При получении данного результата полевой экспресс-обработки, переданного заказчику в течение 24 часов, использовалась анизотропная модель, но предполагалось, что ниже приемника существует независимая от времени или глубины анизотропия. Прогноз глубины залегания целевого объекта, сделанный на основе скоростного анализа данных уровенного ВСП, улучшен в результате учета более сложной анизотропии скоростей (нижняя часть). По достижении проектной глубины схема обработки данных уровенного ВСП была пересмотрена и оптимизирована. В результате допуска изменения анизотропии по времени или глубине ниже приемника, погрешность прогноза глубины целевого объекта была уменьшена до ±5 м (±16 футов) (оранжевый контур). Теперь, чтобы делать быстрые прогнозные оценки, новый метод можно применять при обработке данных других прогнозных уровенных ВСП. 58 Изображение данных поверхностной сейсморазведки 1,572 Двойное время пробега, с Скорость суммирования Время отражения для данных уровенного ВСП Глубина постоянными в вышележащей и нижележащей толще и могут быть описаны двумя анизотропными параметрами. Результаты первого этапа обработки были переданы заказчику через защищенный интернет-сайт в течение оговоренного периода времени (рис. 14). По достижении проектной глубины было найдено, что ее прогнозная оценка, сделанная по данным уровенного ВСП на глубине 1500 м над целевым объектом, отличается от фактической глубины на 58 м (190 футов). С тех пор в программное обеспечение обработки были внесены усовершенствования, и в настоящее время стало возможным осуществлять автоматическое сканирование данных с целью выявления зависящей от глубины анизотропии. При проведении повторной обработки с использованием зависимой от глубины анизотропной модели скоростей, полученной по данным уровенного ВСП, геофизики убедились, что по этим данным можно было бы спрогнозировать глубину до целевого объекта с погрешностью 5 м, находясь на 1500 м выше этого объекта. Данные будущих промежуточных уровенных ВСП можно будет обрабатывать таким же образом, что сделает прогнозы более точными и уменьшит связанные с бурением риски. Нефтегазовое Обозрение Повышение качества изображений среды при разработке месторождений Геологи и геофизики, занятые в осуществлении проектов разработки месторождений, отвечают за выявление многообещающих объектов в пределах исследуемых скважин. Во многих случаях оказывается, что наиболее легко обнаруживаемые залежи уже разбурены. Все оставшиеся запасы содержатся в более мелких и менее выраженных ловушках, чем те, которые могут проявляться на результатах обработки данных традиционной поверхностной сейсморазведки. На изображениях, создаваемых по данным скважинных сейсмических исследований, проявляются небольшие структурные формы и незначительные стратиграфические изменения, что позволяет специалистам уверенно размещать наклонные эксплуатационные скважины. При работах на одной из площадей в Северном море планировалось пробурить оценочную скважину с целью вскрытия объекта, который был выделен на основе интерпретации данных поверхностной сейсморазведки (рис. 15). Прежде, чем начать бурение, проектировщикам скважины нужно было подтвердить положение и угол наклона целевого горизонта и находящихся поблизости структурных форм. При построении первых вариантов Осень 2005 3,000 Рис. 15. Траектория направленной под большим углом оценочной скважины, пробуренной на участке Северного моря (голубая линия) с целью вскрытия наклонного целевого пласта, выделяемого по данным поверхностной сейсморазведки. глубинных сейсмических изображений, использовалась информация, полученная в соседней вертикальной скважине. Однако, наличие горизонтального градиента скоростей значительно ограничивает точность глубинных построений, которые делаются, исходя из данных поверхностной сейсморазведки. Преобразования времени в глубину, точные в районе контрольной скважины, могли, в зависимости от сложности геологического строения, на десятки метров отличаться от истинных в том месте, где наклонная оценочная скважина вскрывала целевой объект. Предполагалось, что данные ВСП помогут уменьшить по- грешности, прояснив строение области ниже ствола скважины. Для того, чтобы уточнить геологическое строение в непосредственной близости от ствола наклонной скважины, за 11,5 часа были выполнены скважинные сейсмические наблюдения на 210 пунктах приема при вертикальном падении сейсмических волн. На скважинном сейсмическом изображении высокого разрешения освещается строение некоторого объема геологической среды, расположенного ниже траектории скважины, и четко выявляются разрывные нарушения, невидимые на сейсмическом разрезе, 59 Временной интервал, указанный на нижнем изображении Увеличение Время отражения для данных уровенного ВСП Скорость суммирования 1,750 2,000 Траектория скважины 2,250 2,500 2,750 Рис. 14. Прогноз глубины залегания целевого объекта, сделанный на основе скоростного анализа данных уровенного ВСП, полученных в 1500 м (4920 футах) над объектом (верхняя часть). Дополнительная информация, содержащаяся в трассах, полученных на больших удалениях, позволила уменьшить погрешность прогноза глубины залегания целевого объекта приблизительно до ±58 м (±190 футов), в то время как погрешность прогнозирования этой глубины по данным ближнего пункта ВСП составила 200 м (656 футов). Погрешность определения глубины целевого объекта в 58 м соответствует размеру контура самого темного оранжевого цвета на графике зависимости скорости суммирования от времени (врезка в правой части). При получении данного результата полевой экспресс-обработки, переданного заказчику в течение 24 часов, использовалась анизотропная модель, но предполагалось, что ниже приемника существует независимая от времени или глубины анизотропия. Прогноз глубины залегания целевого объекта, сделанный на основе скоростного анализа данных уровенного ВСП, улучшен в результате учета более сложной анизотропии скоростей (нижняя часть). По достижении проектной глубины схема обработки данных уровенного ВСП была пересмотрена и оптимизирована. В результате допуска изменения анизотропии по времени или глубине ниже приемника, погрешность прогноза глубины целевого объекта была уменьшена до ±5 м (±16 футов) (оранжевый контур). Теперь, чтобы делать быстрые прогнозные оценки, новый метод можно применять при обработке данных других прогнозных уровенных ВСП. 58 Изображение данных поверхностной сейсморазведки 1,572 Двойное время пробега, с Скорость суммирования Время отражения для данных уровенного ВСП Глубина постоянными в вышележащей и нижележащей толще и могут быть описаны двумя анизотропными параметрами. Результаты первого этапа обработки были переданы заказчику через защищенный интернет-сайт в течение оговоренного периода времени (рис. 14). По достижении проектной глубины было найдено, что ее прогнозная оценка, сделанная по данным уровенного ВСП на глубине 1500 м над целевым объектом, отличается от фактической глубины на 58 м (190 футов). С тех пор в программное обеспечение обработки были внесены усовершенствования, и в настоящее время стало возможным осуществлять автоматическое сканирование данных с целью выявления зависящей от глубины анизотропии. При проведении повторной обработки с использованием зависимой от глубины анизотропной модели скоростей, полученной по данным уровенного ВСП, геофизики убедились, что по этим данным можно было бы спрогнозировать глубину до целевого объекта с погрешностью 5 м, находясь на 1500 м выше этого объекта. Данные будущих промежуточных уровенных ВСП можно будет обрабатывать таким же образом, что сделает прогнозы более точными и уменьшит связанные с бурением риски. Нефтегазовое Обозрение Повышение качества изображений среды при разработке месторождений Геологи и геофизики, занятые в осуществлении проектов разработки месторождений, отвечают за выявление многообещающих объектов в пределах исследуемых скважин. Во многих случаях оказывается, что наиболее легко обнаруживаемые залежи уже разбурены. Все оставшиеся запасы содержатся в более мелких и менее выраженных ловушках, чем те, которые могут проявляться на результатах обработки данных традиционной поверхностной сейсморазведки. На изображениях, создаваемых по данным скважинных сейсмических исследований, проявляются небольшие структурные формы и незначительные стратиграфические изменения, что позволяет специалистам уверенно размещать наклонные эксплуатационные скважины. При работах на одной из площадей в Северном море планировалось пробурить оценочную скважину с целью вскрытия объекта, который был выделен на основе интерпретации данных поверхностной сейсморазведки (рис. 15). Прежде, чем начать бурение, проектировщикам скважины нужно было подтвердить положение и угол наклона целевого горизонта и находящихся поблизости структурных форм. При построении первых вариантов Осень 2005 3,000 Рис. 15. Траектория направленной под большим углом оценочной скважины, пробуренной на участке Северного моря (голубая линия) с целью вскрытия наклонного целевого пласта, выделяемого по данным поверхностной сейсморазведки. глубинных сейсмических изображений, использовалась информация, полученная в соседней вертикальной скважине. Однако, наличие горизонтального градиента скоростей значительно ограничивает точность глубинных построений, которые делаются, исходя из данных поверхностной сейсморазведки. Преобразования времени в глубину, точные в районе контрольной скважины, могли, в зависимости от сложности геологического строения, на десятки метров отличаться от истинных в том месте, где наклонная оценочная скважина вскрывала целевой объект. Предполагалось, что данные ВСП помогут уменьшить по- грешности, прояснив строение области ниже ствола скважины. Для того, чтобы уточнить геологическое строение в непосредственной близости от ствола наклонной скважины, за 11,5 часа были выполнены скважинные сейсмические наблюдения на 210 пунктах приема при вертикальном падении сейсмических волн. На скважинном сейсмическом изображении высокого разрешения освещается строение некоторого объема геологической среды, расположенного ниже траектории скважины, и четко выявляются разрывные нарушения, невидимые на сейсмическом разрезе, 59 Фактическая вертикальная глубина от уровня моря, фут 3000 Стенка скважины Боковой ствол Скважина А Колонна бурильных труб 4000 Блок приема трехосных датчиков 5000 Результаты ВСП при вертикальном падении сейсмических волн 1,572 1,750 Двойное время пробега, с 2,000 2,250 2,500 Разрывы Уточненный наклон горизонта 2,750 3,000 Рис. 16. Скважинное сейсмическое изображение высокого разрешения, освещающее геологическое строение целевого объекта ниже ствола скважины, на котором выявляются разрывные нарушения, четко не прослеживающиеся на сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки. На разрезе по данным ВСП целевой горизонт выглядит не столь непрерывным и имеет иные наклон и положение перегиба, чем на разрезе по данным поверхностной сейсморазведки. 60 Пласт песчаника Пласт глинистых сланцев Рис. 17. Геологический разрез, расположенный в английском секторе Северного моря, включает в себя тонкий продуктивный пласт, пересеченный под большим углом наклонной скважиной А. Чтобы вскрыть данный пласт предположительно в более мощной его части, было запланировано пробурить боковой ствол, но перед его бурением поступил заказ на проведение ВСП по методике вертикально падающих сейсмических волн с целью более детального изучения продуктивного пласта. построенном по данным поверхностных сейсмических исследований (рис. 16). Наклон, протяженность и размер целевого горизонта на изображении по данным ВСП значительно отличаются от соответствующих параметров целевого горизонта по данным поверхностной сейсморазведки. Одной из нефтегазовых компаний, действующих в английском секторе Северного моря, потребовалось выполнить работы ВСП с целью определения скоростных характеристик и детального изучения целевых отражений ниже забоя скважины. Первоначально наклонная скважина коснулась лишь маломощной выклинивающейся части продуктивного пласта, поэтому планировалось пробурить боковой ствол, чтобы вскрыть залежь в том месте, где она, по предположению, была более мощной (рис. 17). Однако, в некоторых местах угол наклона существующей скважины достигал 60° и проведение обычных каротажных исследований на кабеле не было рекомендовано. Для спуска же прибора VSI на бурильных трубах потребовалось бы сначала извлечь бурильную колонну. Вместо этого зонд VSI был опущен в нижнюю часть колонны бурильных труб с помощью оборудования, предназначенного для проведения скважинных сейсмических исследований через бурильные трубы, а датчики были прикреплены к самим бурильным трубам (рис. 18). В промежутках между отработкой стоянок ВСП на различных уровнях, с целью предотвращения прихвата колонны, осуществлялись ее вращение и ограниченная циркуляция Нефтегазовое Обозрение Рис. 18. Зонд VSI, закачанный в нижнюю часть бурильной колонны и закрепленный внутри нее, с целью проведения промежуточного ВСП по вертикально падающими волнами, без извлечения из скважины колонны бурильных труб. С помощью зонда VSI были получены данные высокого качества даже через бурильные трубы и обсадную колонну диаметром 13 3/8 дюйма. бурового раствора. С помощью зонда VSI работы ВСП по методике вертикально падающих сейсмических волн на 160 уровнях были выполнены за 7 часов, включая время на проведение подготовительных и заключительных операций. Применение системы сейсмической навигации SWINGS гарантировало точное размещение источников. Качество наблюдений было высоким, даже когда они регистрировались через бурильные трубы и обсадную колонну диаметром 13 3/8 дюйма. Обработка была проведена прямо на скважине с использованием находящегося на месте производства полевых работ программного обеспечения WAVE, а отсуммированные трассы, записанные в уплотненном формате, были отправлены по электронной почте на вычислительный центр для более сложной обработки. ВСП дало новые сведения о скоростях, которые помогли уточнить траекторию скважины на сейсмическом разрезе (рис. 19). Полученные в результате проведения ВСП глубинновременные зависимости позволили изменить траекторию и сейсмическую привязку к скважине, причем фактическая проектная глубина оказалась привязанной к более позднему сейсмическому отражению, чем предполагалось первоначально. Сейсмические изображения высокого разрешения, полученные в результате ВСП по вертикально падающим волнам, выявили такие структурные и стратиграфические детали, которые не наблюдались на первоначальном сейсмическом изображении, полученном при проведении поверхностной Осень 2005 Новая траектория скважины на сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки 10 ОГТ 1,00 Траектория скважины до проведения ВСП Траектория скважины после проведения ВСП Двойное время пробега, с Продуктивный пласт 1,25 Рис. 19. Первоначальная (оранжевая) и уточненная (красная) траектории скважины, нанесенные на сейсмический разрез. Полученные по данным ВСП глубинно-временные зависимости позволили привязать проектную глубину скважины к более позднему сейсмическому отражению на этом разрезе, чем это было сделано первоначально. Голубыми трассами изображены результаты коридорной суммы ВСП, т.е. выделенные и привязанные к скважине отражения по данным ВСП. По горизонтальной оси отложены общие глубинные точки (ОГТ). 61 Фактическая вертикальная глубина от уровня моря, фут 3000 Стенка скважины Боковой ствол Скважина А Колонна бурильных труб 4000 Блок приема трехосных датчиков 5000 Результаты ВСП при вертикальном падении сейсмических волн 1,572 1,750 Двойное время пробега, с 2,000 2,250 2,500 Разрывы Уточненный наклон горизонта 2,750 3,000 Рис. 16. Скважинное сейсмическое изображение высокого разрешения, освещающее геологическое строение целевого объекта ниже ствола скважины, на котором выявляются разрывные нарушения, четко не прослеживающиеся на сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки. На разрезе по данным ВСП целевой горизонт выглядит не столь непрерывным и имеет иные наклон и положение перегиба, чем на разрезе по данным поверхностной сейсморазведки. 60 Пласт песчаника Пласт глинистых сланцев Рис. 17. Геологический разрез, расположенный в английском секторе Северного моря, включает в себя тонкий продуктивный пласт, пересеченный под большим углом наклонной скважиной А. Чтобы вскрыть данный пласт предположительно в более мощной его части, было запланировано пробурить боковой ствол, но перед его бурением поступил заказ на проведение ВСП по методике вертикально падающих сейсмических волн с целью более детального изучения продуктивного пласта. построенном по данным поверхностных сейсмических исследований (рис. 16). Наклон, протяженность и размер целевого горизонта на изображении по данным ВСП значительно отличаются от соответствующих параметров целевого горизонта по данным поверхностной сейсморазведки. Одной из нефтегазовых компаний, действующих в английском секторе Северного моря, потребовалось выполнить работы ВСП с целью определения скоростных характеристик и детального изучения целевых отражений ниже забоя скважины. Первоначально наклонная скважина коснулась лишь маломощной выклинивающейся части продуктивного пласта, поэтому планировалось пробурить боковой ствол, чтобы вскрыть залежь в том месте, где она, по предположению, была более мощной (рис. 17). Однако, в некоторых местах угол наклона существующей скважины достигал 60° и проведение обычных каротажных исследований на кабеле не было рекомендовано. Для спуска же прибора VSI на бурильных трубах потребовалось бы сначала извлечь бурильную колонну. Вместо этого зонд VSI был опущен в нижнюю часть колонны бурильных труб с помощью оборудования, предназначенного для проведения скважинных сейсмических исследований через бурильные трубы, а датчики были прикреплены к самим бурильным трубам (рис. 18). В промежутках между отработкой стоянок ВСП на различных уровнях, с целью предотвращения прихвата колонны, осуществлялись ее вращение и ограниченная циркуляция Нефтегазовое Обозрение Рис. 18. Зонд VSI, закачанный в нижнюю часть бурильной колонны и закрепленный внутри нее, с целью проведения промежуточного ВСП по вертикально падающими волнами, без извлечения из скважины колонны бурильных труб. С помощью зонда VSI были получены данные высокого качества даже через бурильные трубы и обсадную колонну диаметром 13 3/8 дюйма. бурового раствора. С помощью зонда VSI работы ВСП по методике вертикально падающих сейсмических волн на 160 уровнях были выполнены за 7 часов, включая время на проведение подготовительных и заключительных операций. Применение системы сейсмической навигации SWINGS гарантировало точное размещение источников. Качество наблюдений было высоким, даже когда они регистрировались через бурильные трубы и обсадную колонну диаметром 13 3/8 дюйма. Обработка была проведена прямо на скважине с использованием находящегося на месте производства полевых работ программного обеспечения WAVE, а отсуммированные трассы, записанные в уплотненном формате, были отправлены по электронной почте на вычислительный центр для более сложной обработки. ВСП дало новые сведения о скоростях, которые помогли уточнить траекторию скважины на сейсмическом разрезе (рис. 19). Полученные в результате проведения ВСП глубинновременные зависимости позволили изменить траекторию и сейсмическую привязку к скважине, причем фактическая проектная глубина оказалась привязанной к более позднему сейсмическому отражению, чем предполагалось первоначально. Сейсмические изображения высокого разрешения, полученные в результате ВСП по вертикально падающим волнам, выявили такие структурные и стратиграфические детали, которые не наблюдались на первоначальном сейсмическом изображении, полученном при проведении поверхностной Осень 2005 Новая траектория скважины на сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки 10 ОГТ 1,00 Траектория скважины до проведения ВСП Траектория скважины после проведения ВСП Двойное время пробега, с Продуктивный пласт 1,25 Рис. 19. Первоначальная (оранжевая) и уточненная (красная) траектории скважины, нанесенные на сейсмический разрез. Полученные по данным ВСП глубинно-временные зависимости позволили привязать проектную глубину скважины к более позднему сейсмическому отражению на этом разрезе, чем это было сделано первоначально. Голубыми трассами изображены результаты коридорной суммы ВСП, т.е. выделенные и привязанные к скважине отражения по данным ВСП. По горизонтальной оси отложены общие глубинные точки (ОГТ). 61 ВСП по методике вертикально падающих волн Продольные и поперечные волны высокой надежности, полученные от источника продольных волн Сейсмический разрез по данным поверхностной сейсморазведки 10 ОГТ 10 ОГТ Волна Р на вертикальной компоненте 0,50 Волны сдвига минимальной энергии на горизонтальной компоненте Волны сдвига максимальной энергии на горизонтальной компоненте 0 0,5 Прямая падающая волна Р 1,0 1,00 Время пробега, с Двойное время пробега, с 0,75 Зона выклинивания Разрывное нарушение 1,25 Падающая волна Р, преобразованная в волну S 1,5 Прямая падающая волна S 2,0 Разрывное нарушение 1,50 Рис. 20. Сейсмический разрез, полученный по данным ВСП по методике вертикально падающих волн, характеризующийся более высоким разрешением в области ниже наклонной скважины, чем разрез по данным поверхностной сейсморазведки. На разрезе по данным ВСП (левый снимок) выявляются разрывные нарушения и стратиграфические выклинивания, которые не прослеживаются на первоначальном сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки (правый снимок). Отраженная поперечная волна SS 2,5 500 1000 1500 2000 2500 3000 500 62 1500 2000 2500 3000 500 1000 1500 2000 2500 3000 Расстояние, м Рис. 22. Многокомпонентные данные, полученные по ближнему пункту ВСП в вертикальной скважине, в результате обработки которых получены поля волн Р и S. Схема наблюдений с источником, расположенным возле буровой установки, и приемниками, находящимися в вертикальной скважине, не является идеальной для регистрации энергии поперечных волн. Однако, с помощью прибора VSI получаются отличные многокомпонентные данные. Вертикальная компонента (левый снимок) содержит вступления волн Р. Две горизонтальные компоненты прибора математически поворачиваются и образуют одну компоненту, ориентированную по направлению минимальной (центральный снимок) и максимальной (правый снимок) энергии волн S. СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ АМЕРИКИ Осадочный бассейн Бургос М Е К С И К Месторождение Куитлахуак А Мехико ЦЕНТРАЛЬНАЯ АМЕРИКА Рис. 21. Месторождение Куитлахуак, расположенное в осадочном бассейне Бургос в Мексике и эксплуатирующееся с 1951 года. Проведенные на этом месторождении многокомпонентные ВСП позволили компании РЕМЕХ выявить участки залежей, в которых находятся пропущенные ранее углеводороды. Нефтегазовое Обозрение тью регистрируется трехкомпонентное волновое поле и получаются точные волновые поля Р и S. Это происходит даже в тех случаях, когда тип источника и схема наблюдения неблагоприятны.9 Пример месторождения Куитлахуак показывает сильные сигналы поперечных волн от вибрационного источника, рассчитанного на излучение только волн Р, по схеме ближнего пункта ВСП и почти горизонтальном залегании слоев (рис. 22). На сейсмограммах поперечных волн наблюдается ожидаемая падающая волна Р и обменные Р-волны, образованные как падающими, так и восходящими поперечными волнами. Кроме того, отмечается волна S, распространяющаяся непосредственно от источника вместе с отраженными поперечными волнами. В результате обработки данных ближнего пункта ВСП для выделения однотипных отраженных волн РР и SS, получаются две коридорные суммы ВСП, которые можно сравнивать с синтетическими сейсмограммами, рассчитанными по данным акустического каротажа с источником продольных волн и дипольным источником поперечных волн, и увязанными со скоростями, найденными по данным ВСП (рис. 23). Отличное 9. Armstrong P, Verliac M, Monroy N, Ramirez HB and Leite AO: “Shear Wave Applications from Zero-Offset VSP Data,” presented at the 63rd EAGE Conference and Technical Exhibition, Amsterdam, The Netherlands, June 11–15, 2001. Осень 2005 Синтетическая сейсмограмма 1000 Трассы коридорных сумм ВСП Акустическая жесткость 2800 12 000 Синтетическая сейсмограмма Трассы коридорных сумм ВСП Акустическая жесткость 2000 7000 1200 1400 1600 1800 Глубина, м сейсморазведки (рис. 20). Были выявлены разрывные нарушения и дополнительные зоны выклинивания, которые могли бы повлиять на успешность предложенной боковой скважины и последующую эксплуатацию. Аналогичные сейсмические исследования через бурильные трубы проводились в скважинах, отклоняющихся от вертикали с 7 до 90 градусов. В богатой газом провинции осадочного бассейна Бургос на севере Мексики компания РЕМЕХ реактивирует месторождение Куитлахуак (рис. 21). Начиная с 1951 года, добыча на месторождении площадью 200 кв. км (78 кв. миль) ведется из продуктивных пластов олигоценового возраста. Месторождение состоит приблизительно из 20 песчаных залежей, разорванных сбросами преимущественно северо-западного направления. Каждый блок образует отдельный эксплуатационный район, характеризующийся своими давлениями и сейсмическими скоростями. Инженеры компании РЕМЕХ искали новую технологию, которая позволила бы выявлять участки разреза, содержащие углеводороды, и достигли успеха, применив регистрирующую систему VSI для скважинных сейсмических исследований. Используя скорости распространения продольных Р и поперечных S волн и значения импеданса, найденные по данным продольных и непродольных ВСП, интерпретаторы собираются проследить литологию и содержащие углеводороды пласты, чтобы обосновать выбор мест расположения будущих скважин. При помощи прибора VSI, с высокой надежнос- 1000 Расстояние, м Расстояние, м 2000 2200 2400 2600 2800 3000 3200 Рис. 23. Сравнение трасс коридорных сумм ВСП по Р- и S-волнам компании РЕМЕХ, синтетических сейсмограмм и расчетных кривых акустической жесткости для волн Р и S. Высокая степень согласования между коридорными суммами ВСП и синтетическими сейсмограммами указывает на то, что кривые акустической жесткости хорошо отражают поведение упругих параметров в нижележащей осадочной толще. 63 ВСП по методике вертикально падающих волн Продольные и поперечные волны высокой надежности, полученные от источника продольных волн Сейсмический разрез по данным поверхностной сейсморазведки 10 ОГТ 10 ОГТ Волна Р на вертикальной компоненте 0,50 Волны сдвига минимальной энергии на горизонтальной компоненте Волны сдвига максимальной энергии на горизонтальной компоненте 0 0,5 Прямая падающая волна Р 1,0 1,00 Время пробега, с Двойное время пробега, с 0,75 Зона выклинивания Разрывное нарушение 1,25 Падающая волна Р, преобразованная в волну S 1,5 Прямая падающая волна S 2,0 Разрывное нарушение 1,50 Рис. 20. Сейсмический разрез, полученный по данным ВСП по методике вертикально падающих волн, характеризующийся более высоким разрешением в области ниже наклонной скважины, чем разрез по данным поверхностной сейсморазведки. На разрезе по данным ВСП (левый снимок) выявляются разрывные нарушения и стратиграфические выклинивания, которые не прослеживаются на первоначальном сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки (правый снимок). Отраженная поперечная волна SS 2,5 500 1000 1500 2000 2500 3000 500 62 1500 2000 2500 3000 500 1000 1500 2000 2500 3000 Расстояние, м Рис. 22. Многокомпонентные данные, полученные по ближнему пункту ВСП в вертикальной скважине, в результате обработки которых получены поля волн Р и S. Схема наблюдений с источником, расположенным возле буровой установки, и приемниками, находящимися в вертикальной скважине, не является идеальной для регистрации энергии поперечных волн. Однако, с помощью прибора VSI получаются отличные многокомпонентные данные. Вертикальная компонента (левый снимок) содержит вступления волн Р. Две горизонтальные компоненты прибора математически поворачиваются и образуют одну компоненту, ориентированную по направлению минимальной (центральный снимок) и максимальной (правый снимок) энергии волн S. СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ АМЕРИКИ Осадочный бассейн Бургос М Е К С И К Месторождение Куитлахуак А Мехико ЦЕНТРАЛЬНАЯ АМЕРИКА Рис. 21. Месторождение Куитлахуак, расположенное в осадочном бассейне Бургос в Мексике и эксплуатирующееся с 1951 года. Проведенные на этом месторождении многокомпонентные ВСП позволили компании РЕМЕХ выявить участки залежей, в которых находятся пропущенные ранее углеводороды. Нефтегазовое Обозрение тью регистрируется трехкомпонентное волновое поле и получаются точные волновые поля Р и S. Это происходит даже в тех случаях, когда тип источника и схема наблюдения неблагоприятны.9 Пример месторождения Куитлахуак показывает сильные сигналы поперечных волн от вибрационного источника, рассчитанного на излучение только волн Р, по схеме ближнего пункта ВСП и почти горизонтальном залегании слоев (рис. 22). На сейсмограммах поперечных волн наблюдается ожидаемая падающая волна Р и обменные Р-волны, образованные как падающими, так и восходящими поперечными волнами. Кроме того, отмечается волна S, распространяющаяся непосредственно от источника вместе с отраженными поперечными волнами. В результате обработки данных ближнего пункта ВСП для выделения однотипных отраженных волн РР и SS, получаются две коридорные суммы ВСП, которые можно сравнивать с синтетическими сейсмограммами, рассчитанными по данным акустического каротажа с источником продольных волн и дипольным источником поперечных волн, и увязанными со скоростями, найденными по данным ВСП (рис. 23). Отличное 9. Armstrong P, Verliac M, Monroy N, Ramirez HB and Leite AO: “Shear Wave Applications from Zero-Offset VSP Data,” presented at the 63rd EAGE Conference and Technical Exhibition, Amsterdam, The Netherlands, June 11–15, 2001. Осень 2005 Синтетическая сейсмограмма 1000 Трассы коридорных сумм ВСП Акустическая жесткость 2800 12 000 Синтетическая сейсмограмма Трассы коридорных сумм ВСП Акустическая жесткость 2000 7000 1200 1400 1600 1800 Глубина, м сейсморазведки (рис. 20). Были выявлены разрывные нарушения и дополнительные зоны выклинивания, которые могли бы повлиять на успешность предложенной боковой скважины и последующую эксплуатацию. Аналогичные сейсмические исследования через бурильные трубы проводились в скважинах, отклоняющихся от вертикали с 7 до 90 градусов. В богатой газом провинции осадочного бассейна Бургос на севере Мексики компания РЕМЕХ реактивирует месторождение Куитлахуак (рис. 21). Начиная с 1951 года, добыча на месторождении площадью 200 кв. км (78 кв. миль) ведется из продуктивных пластов олигоценового возраста. Месторождение состоит приблизительно из 20 песчаных залежей, разорванных сбросами преимущественно северо-западного направления. Каждый блок образует отдельный эксплуатационный район, характеризующийся своими давлениями и сейсмическими скоростями. Инженеры компании РЕМЕХ искали новую технологию, которая позволила бы выявлять участки разреза, содержащие углеводороды, и достигли успеха, применив регистрирующую систему VSI для скважинных сейсмических исследований. Используя скорости распространения продольных Р и поперечных S волн и значения импеданса, найденные по данным продольных и непродольных ВСП, интерпретаторы собираются проследить литологию и содержащие углеводороды пласты, чтобы обосновать выбор мест расположения будущих скважин. При помощи прибора VSI, с высокой надежнос- 1000 Расстояние, м Расстояние, м 2000 2200 2400 2600 2800 3000 3200 Рис. 23. Сравнение трасс коридорных сумм ВСП по Р- и S-волнам компании РЕМЕХ, синтетических сейсмограмм и расчетных кривых акустической жесткости для волн Р и S. Высокая степень согласования между коридорными суммами ВСП и синтетическими сейсмограммами указывает на то, что кривые акустической жесткости хорошо отражают поведение упругих параметров в нижележащей осадочной толще. 63 Разрез ОГТ по ближним трассам, 0–20° Сравнение данных поверхностной сейсморазведки и дальнего пункта ВСП Поверхностный сейсмический разрез с наложенным на него разрезом по отраженным продольным волнам РР, построенным по данным непродольного ВСП Разрез ОГТ по самым дальним трассам, 40–60° Поверхностный сейсмический разрез с наложенным на него разрезом по отраженным обменным волнам РS, построенным по данным непродольного ВСП 0,8 Сильные амплитуды Слабые амплитуды 1,0 1,2 Двойное время пробега, с 1,4 1,6 Куб, составленный из ближних трасс, 0–20° Куб, составленный из самых дальних трасс, 40–60° 1,8 2,0 Аномалия типа «тусклое пятно» Аномалия типа «яркое пятно» 2,2 2,4 2,6 2,8 380 м 720 м Рис. 25. Куполообразная структура в пределах глубоководного шельфа Нигерии, разведанная компанией TotalFinaElf, характеризующаяся сильными изменениями амплитуд с удалением (AVO). Сейсмический разрез пространственного куба данных, содержащего только отражения, регистрируемые на ближних удалениях (верхний левый снимок), характеризуется наличием низких амплитуд у горизонтальной пачки, залегающей вблизи от свода купола. Сечение куба, содержащего только отражения, регистрируемые на больших удалениях (верхний правый снимок), характеризуется сильными амплитудами. На горизонтальном сечении куба ближних удалений (нижний левый снимок) отмечаются низкие амплитуды (тусклое пятно) в пределах всей сводовой части купола. На горизонтальном сечении куба больших удалений, соответствующем тому же самому значению времени отражения (нижний правый снимок), отмечаются большие амплитуды (яркое пятно) по разрезу через свод. Рис. 24. Сравнение сейсмического разреза по данным поверхностной сейсморазведки с разрезами по данным дальнего пункта ВСП для отраженных продольных РР- и отраженных обменных РS-волн. Там, где продуктивные пласты пересекаются со скважиной, они выделены желтым цветом. Региональное нарушение показано красным цветом. На разрезах ВСП четче выделяются разрывные нарушения более мелкого масштаба (голубой цвет) и прерывистые отражающие горизонты, о которых можно только догадываться на поверхностном сейсмическом разрезе (врезка). Разрез, построенный по отраженным волнам S (правый разрез), обладает большим разрешением по вертикали и поэтому изображает более тонкие особенности, чем разрез, построенный по отраженным волнам Р (левый разрез). сходство между этими сейсмограммами свидетельствует о том, что модель распределения акустических жесткостей совпадает с параметрами слоев в непосредственной близости от скважины и что на данном месторождении амплитуды сейсмических волн при нормальном падении можно использовать для определения параметров продуктивных пластов. Данные дальнего пункта ВСП были обработаны с целью получения сейсмических разрезов. На одном из разрезов представлены 64 обычные отражения РР, а на другом наблюдаются обменные отраженные волны РS. Оба сейсмических изображения по данным ВСП хорошо согласуются с сейсмическим разрезом по данным поверхностной сейсморазведки в районе скважины (рис. 24). Компания РЕМЕХ планирует использовать информацию о скоростях продольных и поперечных волн и импедансах, полученную по данным ближнего и дальнего пунктов ВСП, чтобы устанавливать разумные рамки при оп- ределении литологии пластов и содержащихся в них флюидов по имеющимся поверхностным сейсмическим данным и многокомпонентным наблюдениям. Считается, что сведения о скоростях и затухании волн, получаемые по данным ВСП, должны помогать при обработке поверхностных многокомпонентных наблюдений и вносить большую ясность в вопрос о выявлении на месторождении Куитлахуак пропущенных ранее углеводородов. Нефтегазовое Обозрение Показатели наличия углеводородов При разведке у побережья Нигерии глубоководного морского месторождения, принадлежащего компании TotalFinaElf (в настоящее время Total), исследователи оказались в незавидной ситуации, связанной с необходимостью оценки структуры, в которой многими интерпретаторами-геофизиками предполагалось наличие углеводородов. Особенностями сейс- Осень 2005 мического изображения этого купола на материалах поверхностной сейсморазведки являются незначительные амплитуды отражений на малых удалениях от источника и большие амплитуды отражений на трассах, зарегистрированных на больших удалениях от источника (рис. 25). Подобное изменение амплитуды в зависимости от удаления точки регистрации от источника (AVO), иногда назы- ваемое изменением амплитуды от угла (AVA), характерно для многих заполненных углеводородами песчаных пластов.10 Однако, 10. Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S and Skidmore C: “Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5, no. 1 (January 1993): 42–50. Leaney WS, Hope RR, Tcherkashnev S and Wheeler M: “Long-Offset AVO and Anisotropy Calibration Deep Offshore Nigeria,” presented at the 64th EAGE Conference and Technical Exhibition, Florence, Italy, May 27–30, 2002. 65 Разрез ОГТ по ближним трассам, 0–20° Сравнение данных поверхностной сейсморазведки и дальнего пункта ВСП Поверхностный сейсмический разрез с наложенным на него разрезом по отраженным продольным волнам РР, построенным по данным непродольного ВСП Разрез ОГТ по самым дальним трассам, 40–60° Поверхностный сейсмический разрез с наложенным на него разрезом по отраженным обменным волнам РS, построенным по данным непродольного ВСП 0,8 Сильные амплитуды Слабые амплитуды 1,0 1,2 Двойное время пробега, с 1,4 1,6 Куб, составленный из ближних трасс, 0–20° Куб, составленный из самых дальних трасс, 40–60° 1,8 2,0 Аномалия типа «тусклое пятно» Аномалия типа «яркое пятно» 2,2 2,4 2,6 2,8 380 м 720 м Рис. 25. Куполообразная структура в пределах глубоководного шельфа Нигерии, разведанная компанией TotalFinaElf, характеризующаяся сильными изменениями амплитуд с удалением (AVO). Сейсмический разрез пространственного куба данных, содержащего только отражения, регистрируемые на ближних удалениях (верхний левый снимок), характеризуется наличием низких амплитуд у горизонтальной пачки, залегающей вблизи от свода купола. Сечение куба, содержащего только отражения, регистрируемые на больших удалениях (верхний правый снимок), характеризуется сильными амплитудами. На горизонтальном сечении куба ближних удалений (нижний левый снимок) отмечаются низкие амплитуды (тусклое пятно) в пределах всей сводовой части купола. На горизонтальном сечении куба больших удалений, соответствующем тому же самому значению времени отражения (нижний правый снимок), отмечаются большие амплитуды (яркое пятно) по разрезу через свод. Рис. 24. Сравнение сейсмического разреза по данным поверхностной сейсморазведки с разрезами по данным дальнего пункта ВСП для отраженных продольных РР- и отраженных обменных РS-волн. Там, где продуктивные пласты пересекаются со скважиной, они выделены желтым цветом. Региональное нарушение показано красным цветом. На разрезах ВСП четче выделяются разрывные нарушения более мелкого масштаба (голубой цвет) и прерывистые отражающие горизонты, о которых можно только догадываться на поверхностном сейсмическом разрезе (врезка). Разрез, построенный по отраженным волнам S (правый разрез), обладает большим разрешением по вертикали и поэтому изображает более тонкие особенности, чем разрез, построенный по отраженным волнам Р (левый разрез). сходство между этими сейсмограммами свидетельствует о том, что модель распределения акустических жесткостей совпадает с параметрами слоев в непосредственной близости от скважины и что на данном месторождении амплитуды сейсмических волн при нормальном падении можно использовать для определения параметров продуктивных пластов. Данные дальнего пункта ВСП были обработаны с целью получения сейсмических разрезов. На одном из разрезов представлены 64 обычные отражения РР, а на другом наблюдаются обменные отраженные волны РS. Оба сейсмических изображения по данным ВСП хорошо согласуются с сейсмическим разрезом по данным поверхностной сейсморазведки в районе скважины (рис. 24). Компания РЕМЕХ планирует использовать информацию о скоростях продольных и поперечных волн и импедансах, полученную по данным ближнего и дальнего пунктов ВСП, чтобы устанавливать разумные рамки при оп- ределении литологии пластов и содержащихся в них флюидов по имеющимся поверхностным сейсмическим данным и многокомпонентным наблюдениям. Считается, что сведения о скоростях и затухании волн, получаемые по данным ВСП, должны помогать при обработке поверхностных многокомпонентных наблюдений и вносить большую ясность в вопрос о выявлении на месторождении Куитлахуак пропущенных ранее углеводородов. Нефтегазовое Обозрение Показатели наличия углеводородов При разведке у побережья Нигерии глубоководного морского месторождения, принадлежащего компании TotalFinaElf (в настоящее время Total), исследователи оказались в незавидной ситуации, связанной с необходимостью оценки структуры, в которой многими интерпретаторами-геофизиками предполагалось наличие углеводородов. Особенностями сейс- Осень 2005 мического изображения этого купола на материалах поверхностной сейсморазведки являются незначительные амплитуды отражений на малых удалениях от источника и большие амплитуды отражений на трассах, зарегистрированных на больших удалениях от источника (рис. 25). Подобное изменение амплитуды в зависимости от удаления точки регистрации от источника (AVO), иногда назы- ваемое изменением амплитуды от угла (AVA), характерно для многих заполненных углеводородами песчаных пластов.10 Однако, 10. Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S and Skidmore C: “Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5, no. 1 (January 1993): 42–50. Leaney WS, Hope RR, Tcherkashnev S and Wheeler M: “Long-Offset AVO and Anisotropy Calibration Deep Offshore Nigeria,” presented at the 64th EAGE Conference and Technical Exhibition, Florence, Italy, May 27–30, 2002. 65 Вода фф р 0 Нефть Газ –0,1 –0,2 0 10 20 30 40 50 60 70 Угол падения волны, градусы Рис. 26. Изменение амплитуд в зависимости от угла (AVA) в случае продуктивного пласта в условиях глубоководного шельфа Нигерии. Для большинства углов падения отражения от нефте- и водосодержащих песчаных пластов имеют небольшие амплитуды, но небольшие различия могут помочь отличить одни от других. Если предположить, что литологический состав и степень насыщенности постоянны, то амплитуды отражений от водонасыщенной части разреза будут уменьшаться от небольших положительных до почти нулевых при углах падения около 40° и затем становиться большими положительными. Амплитуды отражений от нефтеносных пластов при удалениях, близких к нулевым, небольшие положительные, затем меняют свою полярность при углах падения между 10° и 20° и остаются отрицательными, убывая до нуля при 60°. ОСТ Направление увеличения удаления Анизотропная модель Направление увеличения удаления Изотропная модель Направление увеличения удаления Рис. 27. Сравнение зависимостей AVO, полученных при трехмерной сейсмической съемке на поверхности (левая сейсмограмма), с расчетными зависимостями, найденными с учетом анизотропной (центральная сейсмограмма) и изотропной (правая сейсмограмма) моделей скоростей. В изотропном и анизотропном случаях изменение амплитуд с удалением происходит аналогичным образом, но можно выделить небольшие различия (стрелки), которые свидетельствуют, что лучшее соответствие наблюдается между поверхностной сейсмограммой общей средней точки (ОСТ) и анизотропной синтетической сейсмограммой. Верхняя стрелка указывает на смену полярности амплитуд, которые изменяются от небольших положительных при нулевом удалении до больших отрицательных при больших удалениях. В районе нижней стрелки амплитуды изменяются от небольших отрицательных при нулевом удалении до более отрицательных на больших удалениях. 66 водоносные песчаные пласты могут иметь аналогичное отображение (рис. 26). Для компании TotalFinaElf исследования прошли успешно — при разведочном бурении были обнаружены значительные запасы нефти. Следующей сложной задачей стало использование скважинных данных при оптимизации буровых работ для оценки размеров залежи и снижения рисков, связанных с разработкой месторождения. Эта задача заключалась в экстраполяции сведений о литологии и флюидах за пределы ствола скважины, опираясь на связи между поведением сейсмических амплитуд в зависимости от удаления и изменением петрофизических параметров. Характеристики флюидов и продуктивных пластов, получаемые в результате измерений в скважинах, играют роль важных ограничивающих условий при интерпретации изменений амплитуд сейсмической записи. Составить представление об изменениях характеристик флюидов и пластов вдали от ствола скважины можно путем сравнения фактических зависимостей амплитуды от удаления (AVO) с модельными отражениями. Если в каком-либо из вышележащих слоев присутствует анизотропия, ее следует включить в модель. Анизотропия меняет углы распространения и отражения сейсмических сигналов и тем самым оказывает влияние на интерпретацию зависимостей амплитуд от удалений. Уровенные ВСП с использованием больших удалений источников от устья скважины позволяют получать скважинные зависимости AVO, в то время как данные плотностного и акустического каротажа на продольных и поперечных волнах являются необходимыми исходными параметрами для создания упругой модели. В этом случае, скорости по данным акустического каротажа также являются надежным признаком наличия нефти в пласте и в этом смысле значительно дополняют информацию, полученную по удельным электрическим сопротивлениям, характеризующим зону коллектора (рис. 28). Преимущество способа оценки содержания флюидов по данным акустического каротажа заключается в возможности использования в более широком масштабе информации о насыщенности углеводородами при моделировании сейсмических AVO. Разведочная площадь компании TotalFinaElf была изучена в пределах более чем километрового интервала разреза по вертикали с использованием AVO при больших удалениях, полученных по данным 72-уровенного ВСП, а также промежуточного и окончательного ближнего пункта ВСП, причем все ВСП были Нефтегазовое Обозрение отработаны с помощью прибора VSI. На графике сравнения измеренных времен пробега с расчетными, четко видно влияние анизотропии на времена вступлений волн, регистрируемых при уровенном ВСП. При сравнении фактических времен с временами, рассчитанными в предположении изотропной скоростной модели, разность между ними, называе- мая остаточными временами, растет с удалением. При хорошем согласовании остаточные времена равны нулю (рис. 29). Когда фактические времена сравниваются с временами, рассчитанными по анизотропной модели, представленной вертикально-поперечной изотропной средой с вертикальной осью симметрии (VTI), остаточные аномалии невелики, Насыщенность по данным акустического каротажа Vp /Vs измеренное Vp /Vs вода Vp /Vs нефть 1,50 Vp /Vs 2,25 1,50 Нефтенасыщение 2,25 0 1,0 100 Удельное электрическое сопротивление Ом-м близки к нулю, что указывает на хорошее совпадение реальности с моделью.11 Влияние анизотропии на характер зависимости AVO более тонкое, но, тем не менее, очевидное для геофизиков-интерпретаторов. Сравнение зависимостей AVO, полученных по материалам поверхностных сейсмических наблюдений, с AVO синтетических трасс, рассчитанных для анизотропной и изотропной моделей, показывает, что анизотропная модель лучше согласуется с фактическими данными (рис. 27). Этот факт говорит о том, что при 11. Трансверсально-изотропная среда имеет вертикальную ось симметрии. Упругие свойства могут изменяться по вертикали, но сохраняют свое постоянство по любому горизонтальному направлению. 750 Остаточные аномалии времен пробега прямой волны по данным уровенного ВСП 0,01 0 –0,01 –0,02 Время пробега, с Изменение амплитуды в зависимости от угла падения волны (AVA) 0,1 Анизотропная модель Изотропная модель –0,03 –0,04 –0,05 –0,06 –0,07 Рис. 28. Найденная по величине отношения Vp/Vs насыщенность углеводородами одного из пластов, вскрытых на глубоководном шельфе Нигерии. Для некоторых пластов, включая упомянутый выше пласт, отношение Vp/Vs служит индикатором насыщенности углеводородами. В первой колонке приведены значения отношения Vp/Vs для трех случаев: насыщения нефтью (зеленая кривая), насыщения водой (синяя кривая) и по данным каротажа (красная кривая). Модельные значения Vp/Vs рассчитаны способом замещения флюидов, по методу Гассмана. Входными параметрами являются интервальные времена продольных и поперечных волн по данным акустического каротажа, плотности и данные гамма-каротажа. Во второй колонке приведены максимальные (зеленым цветом) и минимальные (голубым цветом) значения отношения Vp/Vs, рассчитанные или измеренные для каждой отметки глубин. Зеленым цветом выделены интервалы продуктивных пластов, где отношение Vp/Vs может служить признаком наличия углеводородов. В третьей колонке приводятся значения нефтенасыщенности, определенные путем сравнения модельных отношений Vp/Vs с фактическими значениями. Удельные сопротивления, найденные по данным индукционного каротажа с большой глубиной исследования (колонка 4), хорошо коррелируются с выделенными в колонке 3 интервалами нефтеносности, подтверждая информацию о содержании флюидов полученных только по данным акустического каротажа. Осень 2005 –0,08 –0,09 –0,10 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 Удаление, м Рис. 29. Времена пробега, найденные по данным уровенного ВСП, соответствуют анизотропной скоростной модели лучше, чем изотропной. Разности между фактическими временами вступлений и рассчитанными по модели называются остаточными временами. Остаточные времена при изотропной модели скоростей (красный цвет) растут с увеличением удаления. Измеренные времена вступлений намного меньше, что указывает на то, что фактические скорости по горизонтали превышают те их значения, которые предписываются изотропной моделью. Остаточные аномалии при анизотропной модели (зеленый цвет), которая допускает превышение скорости по горизонтали над скоростью по вертикали, невелики и устойчиво группируются около нулевых значений. Этот факт свидетельствует о том, что изученные уровенным ВСП пласты являются анизотропными. 67 Вода фф р 0 Нефть Газ –0,1 –0,2 0 10 20 30 40 50 60 70 Угол падения волны, градусы Рис. 26. Изменение амплитуд в зависимости от угла (AVA) в случае продуктивного пласта в условиях глубоководного шельфа Нигерии. Для большинства углов падения отражения от нефте- и водосодержащих песчаных пластов имеют небольшие амплитуды, но небольшие различия могут помочь отличить одни от других. Если предположить, что литологический состав и степень насыщенности постоянны, то амплитуды отражений от водонасыщенной части разреза будут уменьшаться от небольших положительных до почти нулевых при углах падения около 40° и затем становиться большими положительными. Амплитуды отражений от нефтеносных пластов при удалениях, близких к нулевым, небольшие положительные, затем меняют свою полярность при углах падения между 10° и 20° и остаются отрицательными, убывая до нуля при 60°. ОСТ Направление увеличения удаления Анизотропная модель Направление увеличения удаления Изотропная модель Направление увеличения удаления Рис. 27. Сравнение зависимостей AVO, полученных при трехмерной сейсмической съемке на поверхности (левая сейсмограмма), с расчетными зависимостями, найденными с учетом анизотропной (центральная сейсмограмма) и изотропной (правая сейсмограмма) моделей скоростей. В изотропном и анизотропном случаях изменение амплитуд с удалением происходит аналогичным образом, но можно выделить небольшие различия (стрелки), которые свидетельствуют, что лучшее соответствие наблюдается между поверхностной сейсмограммой общей средней точки (ОСТ) и анизотропной синтетической сейсмограммой. Верхняя стрелка указывает на смену полярности амплитуд, которые изменяются от небольших положительных при нулевом удалении до больших отрицательных при больших удалениях. В районе нижней стрелки амплитуды изменяются от небольших отрицательных при нулевом удалении до более отрицательных на больших удалениях. 66 водоносные песчаные пласты могут иметь аналогичное отображение (рис. 26). Для компании TotalFinaElf исследования прошли успешно — при разведочном бурении были обнаружены значительные запасы нефти. Следующей сложной задачей стало использование скважинных данных при оптимизации буровых работ для оценки размеров залежи и снижения рисков, связанных с разработкой месторождения. Эта задача заключалась в экстраполяции сведений о литологии и флюидах за пределы ствола скважины, опираясь на связи между поведением сейсмических амплитуд в зависимости от удаления и изменением петрофизических параметров. Характеристики флюидов и продуктивных пластов, получаемые в результате измерений в скважинах, играют роль важных ограничивающих условий при интерпретации изменений амплитуд сейсмической записи. Составить представление об изменениях характеристик флюидов и пластов вдали от ствола скважины можно путем сравнения фактических зависимостей амплитуды от удаления (AVO) с модельными отражениями. Если в каком-либо из вышележащих слоев присутствует анизотропия, ее следует включить в модель. Анизотропия меняет углы распространения и отражения сейсмических сигналов и тем самым оказывает влияние на интерпретацию зависимостей амплитуд от удалений. Уровенные ВСП с использованием больших удалений источников от устья скважины позволяют получать скважинные зависимости AVO, в то время как данные плотностного и акустического каротажа на продольных и поперечных волнах являются необходимыми исходными параметрами для создания упругой модели. В этом случае, скорости по данным акустического каротажа также являются надежным признаком наличия нефти в пласте и в этом смысле значительно дополняют информацию, полученную по удельным электрическим сопротивлениям, характеризующим зону коллектора (рис. 28). Преимущество способа оценки содержания флюидов по данным акустического каротажа заключается в возможности использования в более широком масштабе информации о насыщенности углеводородами при моделировании сейсмических AVO. Разведочная площадь компании TotalFinaElf была изучена в пределах более чем километрового интервала разреза по вертикали с использованием AVO при больших удалениях, полученных по данным 72-уровенного ВСП, а также промежуточного и окончательного ближнего пункта ВСП, причем все ВСП были Нефтегазовое Обозрение отработаны с помощью прибора VSI. На графике сравнения измеренных времен пробега с расчетными, четко видно влияние анизотропии на времена вступлений волн, регистрируемых при уровенном ВСП. При сравнении фактических времен с временами, рассчитанными в предположении изотропной скоростной модели, разность между ними, называе- мая остаточными временами, растет с удалением. При хорошем согласовании остаточные времена равны нулю (рис. 29). Когда фактические времена сравниваются с временами, рассчитанными по анизотропной модели, представленной вертикально-поперечной изотропной средой с вертикальной осью симметрии (VTI), остаточные аномалии невелики, Насыщенность по данным акустического каротажа Vp /Vs измеренное Vp /Vs вода Vp /Vs нефть 1,50 Vp /Vs 2,25 1,50 Нефтенасыщение 2,25 0 1,0 100 Удельное электрическое сопротивление Ом-м близки к нулю, что указывает на хорошее совпадение реальности с моделью.11 Влияние анизотропии на характер зависимости AVO более тонкое, но, тем не менее, очевидное для геофизиков-интерпретаторов. Сравнение зависимостей AVO, полученных по материалам поверхностных сейсмических наблюдений, с AVO синтетических трасс, рассчитанных для анизотропной и изотропной моделей, показывает, что анизотропная модель лучше согласуется с фактическими данными (рис. 27). Этот факт говорит о том, что при 11. Трансверсально-изотропная среда имеет вертикальную ось симметрии. Упругие свойства могут изменяться по вертикали, но сохраняют свое постоянство по любому горизонтальному направлению. 750 Остаточные аномалии времен пробега прямой волны по данным уровенного ВСП 0,01 0 –0,01 –0,02 Время пробега, с Изменение амплитуды в зависимости от угла падения волны (AVA) 0,1 Анизотропная модель Изотропная модель –0,03 –0,04 –0,05 –0,06 –0,07 Рис. 28. Найденная по величине отношения Vp/Vs насыщенность углеводородами одного из пластов, вскрытых на глубоководном шельфе Нигерии. Для некоторых пластов, включая упомянутый выше пласт, отношение Vp/Vs служит индикатором насыщенности углеводородами. В первой колонке приведены значения отношения Vp/Vs для трех случаев: насыщения нефтью (зеленая кривая), насыщения водой (синяя кривая) и по данным каротажа (красная кривая). Модельные значения Vp/Vs рассчитаны способом замещения флюидов, по методу Гассмана. Входными параметрами являются интервальные времена продольных и поперечных волн по данным акустического каротажа, плотности и данные гамма-каротажа. Во второй колонке приведены максимальные (зеленым цветом) и минимальные (голубым цветом) значения отношения Vp/Vs, рассчитанные или измеренные для каждой отметки глубин. Зеленым цветом выделены интервалы продуктивных пластов, где отношение Vp/Vs может служить признаком наличия углеводородов. В третьей колонке приводятся значения нефтенасыщенности, определенные путем сравнения модельных отношений Vp/Vs с фактическими значениями. Удельные сопротивления, найденные по данным индукционного каротажа с большой глубиной исследования (колонка 4), хорошо коррелируются с выделенными в колонке 3 интервалами нефтеносности, подтверждая информацию о содержании флюидов полученных только по данным акустического каротажа. Осень 2005 –0,08 –0,09 –0,10 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 Удаление, м Рис. 29. Времена пробега, найденные по данным уровенного ВСП, соответствуют анизотропной скоростной модели лучше, чем изотропной. Разности между фактическими временами вступлений и рассчитанными по модели называются остаточными временами. Остаточные времена при изотропной модели скоростей (красный цвет) растут с увеличением удаления. Измеренные времена вступлений намного меньше, что указывает на то, что фактические скорости по горизонтали превышают те их значения, которые предписываются изотропной моделью. Остаточные аномалии при анизотропной модели (зеленый цвет), которая допускает превышение скорости по горизонтали над скоростью по вертикали, невелики и устойчиво группируются около нулевых значений. Этот факт свидетельствует о том, что изученные уровенным ВСП пласты являются анизотропными. 67 0,5 2 8 2 3 500 Анизотропная модель –0,025 1000 1500 2000 2500 3000 Изотропная модель –0,050 –0,075 3500 –0,100 4000 4500 –0,125 –4000 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 4000 Удаление от источника сигнала, м Рис. 30. Упругая модель (слева) морского месторождения в Западной Африке, первоначально построенная по данным акустического и плотностного каротажа и уточненная путем учета анизотропии в пластах глинистых сланцев. Глинистые сланцы выделяются по признаку превышения величины отношения Vp/Vs значения 1,85. График остаточных времен (справа) характеризует разность между наблюденными временами пробега и рассчитанными по изотропной (красный цвет) и анизотропной (зеленый цвет) моделям. Зависимости AVO для наблюденных отражений продольных волн Модельные кривые AVO отражений РР для среды VTI 4,000 Двойное время пробега, с 4,025 4,050 4,075 4,100 4,125 4,150 4,175 4,200 –4000 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 4000 –4000 –3000 –2000 Удаление, м –1000 0 1000 2000 3000 4000 Удаление, м Рис. 31. Сравнение зависимостей AVO для наблюденных трасс уровенного ВСП (слева) с зависимостями, рассчитанными для анизотропных пород (справа), находящихся в продуктивном пласте, обнаруженном на глубоководном шельфе (красная горизонтальная линия). Амплитуды изменяются от пренебрежимо малых при нулевом удалении до больших отрицательных при больших удалениях. Данные плотностного каротажа (голубая кривая), представленная в центре диаграммы AVO для наблюденных трасс (слева) смещается влево на продуктивных пластах. моделировании эффектов AVO важно учитывать анизотропию. Если скоростная модель неправильная, то зависимости AVO могут быть неправильно интерпретированы и приписаны изменениям, не связанным с литологией или содержанием флюидов. Большой объем данных скважинной геофизики, полученный при исполнении данного 68 проекта, позволил увязать петрофизические, флюидные и упругие свойства разреза скважины с сейсмическими зависимостями AVO, которые можно интерпретировать в стороне от скважины. Учет анизотропии в геологической модели среды позволит уверенно экстраполировать содержащуюся в AVO информацию. Геофизики компании TotalFinaElf надеются ис- пользовать информацию, полученную по уровенным ВСП в обработке данных 3Д морской сейсморазведки, полученных на данном месторождении, в анизотропной временной миграции по графу скважиная калибровка. На другой площади, расположенной на глубоководном шельфе Западной Африки, пробуренная почти вертикально разведочная скважи- Нефтегазовое Обозрение 12. Dingwall S, Puech JC and Louden F: “Resolving an AVO Ambiguity with Borehole Acoustic Data — A Case Study,” presented at the 65th EAGE Conference and Technical Exhibition, Stavanger, Norway, June 2–3, 2003. Осень 2005 Объект 1 Объект 2 Объект 3 Vp /Vs 1,2 0 Объект 4 4,48 1,95 2,95 1 3 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Удаление, м Анизотропная модель 3,92 Объект 1 Объект 2 Объект 3 Vp /Vs 1,0 0 Vp / Vs Плотность, г/см3 Vh / Vv Изотропная модель 3,92 Плотность, г/см3 4 0 г/см3 2500 2,0 2,5 Остаточные времена время, с Фактическая вертикальная глубина от уровня моря, м 0 Vs на вскрыла первый пласт предположительно многопластового месторождения.12 Для того, чтобы дать оценку качеству продуктивного пласта в стороне от скважины, геофизики решили изучить и эталонировать зависимости от удалений амплитуд отражений от верхней залежи. Зависимость AVO, полученная путем решения прямой задачи для изотропной среды, в районе залежи оказалась плоской. В то же время, на сейсмограммах ОСТ залежи соответствовало значительное усиление амплитуд с ростом удаления. Было решено определить анизотропию в вышележащей толще и глинистых пропластках, а также получить детальные изображения нижележащих продуктивных горизонтов. Были отработаны два перпендикулярных уровенных ВСП с использованием 8-уровенного прибора VSI, закрепленного против интервала глинистых сланцев над продуктивными пластами. На стадии проектирования выяснилось, что при ожидаемых скоростях и геологическом строении, длины линий источников порядка 4,5 км (2,8 мили) будет достаточно, чтобы регистрировать прямые и отраженные волны в том диапазоне углов, который будет удобен для построения зависимостей AVO, характеризующих целевой горизонт, залегающий на глубине приблизительно 3900 м (12 795 футов). Обе линии наблюдений пересекались на устье скважины. Точность размещения источников гарантировалась применением навигационной системы SWINGS. Качество данных было отличным. При измерении анизотропии и выявлении аномалий AVO требуется проводить сравнение между данными уровенного ВСП и синтетическими сейсмограммами, рассчитанными для изотропной упругой модели. Упругая модель была построена по данным дипольного акустического и плотностного каротажей и продолжена вверх до морского дна с использованием оценок скоростей и плотностей, найденных по характеру их связи со степенью уплотнения пород и их литологическим составом (рис. 30). Усложнение данной модели за счет включения анизотропии было сделано путем обращения градиентов времен пробега в вертикально-поперечной изотропной среде с вертикальной осью симметрии (VTI). При этом использовались времена вступления волн по данным уровенного ВСП и калиброванная упругая модель. Анизотропию в обогащенных песками пластах модели можно было учесть путем регулирования порогового критерия Vp/Vs. Двойное время пробега, с Плотность Vp Коэфф. неэллипти- Акустич. жесткость чности Двойное время пробега, с Остаточные времена по данным уровенного ВСП Упругая модель Объект 4 4,48 1,95 2,95 1 3 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Удаление, м Рис. 32. Результаты изотропного (верхняя диаграмма) и анизотропного (нижняя диаграмма) моделирования кривых AVO для наблюдаемых на поверхности отражений от четырех продуктивных пластов. Наблюденные кривые AVO для самого верхнего пласта, т.е. объекта 1, представлены слева на рис. 31. Изотропная модель не дает для данного отражающего горизонта ощутимых изменений амплитуды с удалением. В то же время, анизотропная модель демонстрирует четкое повышение от небольших («тусклых») отрицательных амплитуд при нулевом удалении до больших («ярких») амплитуд на больших удалениях. Анизотропия оказалась значительной, скорости по горизонтали в глинистых сланцах превышают скорости по вертикали на 20%. Обработанные по способу AVO сейсмограммы общего пункта приема, составленные из трасс уровенного ВСП, хорошо коррелируются с синтетической сейсмограммой, рассчитанной по калиброванной модели VTI (рис. 31). Отличное качество увязки подтверждает правильность модели, использованной для математического моделирования зависимостей AVO. Анизотропия оказывает заметное влияние на характер зависимостей AVO и ее следует учитывать при анализе поведения кривых AVO на глубинах залегания целевых горизонтов (рис. 32). После включения в модель анизотропии, продуктивный пласт 1, который перед калибровкой по данным уровенного ВСП характеризовался неоднозначным поведением кривых AVO, начал демонстрировать четкое увеличение амплитуд с ростом удаления. Степень анизотропии оказалась выше, чем ожидалось при составлении проекта исследований. Это привело к столь радикальному изменению лучевых траекторий, что даже на самых больших удалениях не удавалось получать отражения от самого нижнего объекта под большими углами. При планировании будущих работ следует рассмотреть возможность использования очень больших удалений, если потребуется строить кривые AVO для подобных анизотропных пластов при углах отражения больших, чем 40°. 69 0,5 2 8 2 3 500 Анизотропная модель –0,025 1000 1500 2000 2500 3000 Изотропная модель –0,050 –0,075 3500 –0,100 4000 4500 –0,125 –4000 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 4000 Удаление от источника сигнала, м Рис. 30. Упругая модель (слева) морского месторождения в Западной Африке, первоначально построенная по данным акустического и плотностного каротажа и уточненная путем учета анизотропии в пластах глинистых сланцев. Глинистые сланцы выделяются по признаку превышения величины отношения Vp/Vs значения 1,85. График остаточных времен (справа) характеризует разность между наблюденными временами пробега и рассчитанными по изотропной (красный цвет) и анизотропной (зеленый цвет) моделям. Зависимости AVO для наблюденных отражений продольных волн Модельные кривые AVO отражений РР для среды VTI 4,000 Двойное время пробега, с 4,025 4,050 4,075 4,100 4,125 4,150 4,175 4,200 –4000 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 4000 –4000 –3000 –2000 Удаление, м –1000 0 1000 2000 3000 4000 Удаление, м Рис. 31. Сравнение зависимостей AVO для наблюденных трасс уровенного ВСП (слева) с зависимостями, рассчитанными для анизотропных пород (справа), находящихся в продуктивном пласте, обнаруженном на глубоководном шельфе (красная горизонтальная линия). Амплитуды изменяются от пренебрежимо малых при нулевом удалении до больших отрицательных при больших удалениях. Данные плотностного каротажа (голубая кривая), представленная в центре диаграммы AVO для наблюденных трасс (слева) смещается влево на продуктивных пластах. моделировании эффектов AVO важно учитывать анизотропию. Если скоростная модель неправильная, то зависимости AVO могут быть неправильно интерпретированы и приписаны изменениям, не связанным с литологией или содержанием флюидов. Большой объем данных скважинной геофизики, полученный при исполнении данного 68 проекта, позволил увязать петрофизические, флюидные и упругие свойства разреза скважины с сейсмическими зависимостями AVO, которые можно интерпретировать в стороне от скважины. Учет анизотропии в геологической модели среды позволит уверенно экстраполировать содержащуюся в AVO информацию. Геофизики компании TotalFinaElf надеются ис- пользовать информацию, полученную по уровенным ВСП в обработке данных 3Д морской сейсморазведки, полученных на данном месторождении, в анизотропной временной миграции по графу скважиная калибровка. На другой площади, расположенной на глубоководном шельфе Западной Африки, пробуренная почти вертикально разведочная скважи- Нефтегазовое Обозрение 12. Dingwall S, Puech JC and Louden F: “Resolving an AVO Ambiguity with Borehole Acoustic Data — A Case Study,” presented at the 65th EAGE Conference and Technical Exhibition, Stavanger, Norway, June 2–3, 2003. Осень 2005 Объект 1 Объект 2 Объект 3 Vp /Vs 1,2 0 Объект 4 4,48 1,95 2,95 1 3 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Удаление, м Анизотропная модель 3,92 Объект 1 Объект 2 Объект 3 Vp /Vs 1,0 0 Vp / Vs Плотность, г/см3 Vh / Vv Изотропная модель 3,92 Плотность, г/см3 4 0 г/см3 2500 2,0 2,5 Остаточные времена время, с Фактическая вертикальная глубина от уровня моря, м 0 Vs на вскрыла первый пласт предположительно многопластового месторождения.12 Для того, чтобы дать оценку качеству продуктивного пласта в стороне от скважины, геофизики решили изучить и эталонировать зависимости от удалений амплитуд отражений от верхней залежи. Зависимость AVO, полученная путем решения прямой задачи для изотропной среды, в районе залежи оказалась плоской. В то же время, на сейсмограммах ОСТ залежи соответствовало значительное усиление амплитуд с ростом удаления. Было решено определить анизотропию в вышележащей толще и глинистых пропластках, а также получить детальные изображения нижележащих продуктивных горизонтов. Были отработаны два перпендикулярных уровенных ВСП с использованием 8-уровенного прибора VSI, закрепленного против интервала глинистых сланцев над продуктивными пластами. На стадии проектирования выяснилось, что при ожидаемых скоростях и геологическом строении, длины линий источников порядка 4,5 км (2,8 мили) будет достаточно, чтобы регистрировать прямые и отраженные волны в том диапазоне углов, который будет удобен для построения зависимостей AVO, характеризующих целевой горизонт, залегающий на глубине приблизительно 3900 м (12 795 футов). Обе линии наблюдений пересекались на устье скважины. Точность размещения источников гарантировалась применением навигационной системы SWINGS. Качество данных было отличным. При измерении анизотропии и выявлении аномалий AVO требуется проводить сравнение между данными уровенного ВСП и синтетическими сейсмограммами, рассчитанными для изотропной упругой модели. Упругая модель была построена по данным дипольного акустического и плотностного каротажей и продолжена вверх до морского дна с использованием оценок скоростей и плотностей, найденных по характеру их связи со степенью уплотнения пород и их литологическим составом (рис. 30). Усложнение данной модели за счет включения анизотропии было сделано путем обращения градиентов времен пробега в вертикально-поперечной изотропной среде с вертикальной осью симметрии (VTI). При этом использовались времена вступления волн по данным уровенного ВСП и калиброванная упругая модель. Анизотропию в обогащенных песками пластах модели можно было учесть путем регулирования порогового критерия Vp/Vs. Двойное время пробега, с Плотность Vp Коэфф. неэллипти- Акустич. жесткость чности Двойное время пробега, с Остаточные времена по данным уровенного ВСП Упругая модель Объект 4 4,48 1,95 2,95 1 3 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Удаление, м Рис. 32. Результаты изотропного (верхняя диаграмма) и анизотропного (нижняя диаграмма) моделирования кривых AVO для наблюдаемых на поверхности отражений от четырех продуктивных пластов. Наблюденные кривые AVO для самого верхнего пласта, т.е. объекта 1, представлены слева на рис. 31. Изотропная модель не дает для данного отражающего горизонта ощутимых изменений амплитуды с удалением. В то же время, анизотропная модель демонстрирует четкое повышение от небольших («тусклых») отрицательных амплитуд при нулевом удалении до больших («ярких») амплитуд на больших удалениях. Анизотропия оказалась значительной, скорости по горизонтали в глинистых сланцах превышают скорости по вертикали на 20%. Обработанные по способу AVO сейсмограммы общего пункта приема, составленные из трасс уровенного ВСП, хорошо коррелируются с синтетической сейсмограммой, рассчитанной по калиброванной модели VTI (рис. 31). Отличное качество увязки подтверждает правильность модели, использованной для математического моделирования зависимостей AVO. Анизотропия оказывает заметное влияние на характер зависимостей AVO и ее следует учитывать при анализе поведения кривых AVO на глубинах залегания целевых горизонтов (рис. 32). После включения в модель анизотропии, продуктивный пласт 1, который перед калибровкой по данным уровенного ВСП характеризовался неоднозначным поведением кривых AVO, начал демонстрировать четкое увеличение амплитуд с ростом удаления. Степень анизотропии оказалась выше, чем ожидалось при составлении проекта исследований. Это привело к столь радикальному изменению лучевых траекторий, что даже на самых больших удалениях не удавалось получать отражения от самого нижнего объекта под большими углами. При планировании будущих работ следует рассмотреть возможность использования очень больших удалений, если потребуется строить кривые AVO для подобных анизотропных пластов при углах отражения больших, чем 40°. 69 Разрез по данным поверхностной сейсморазведки в Западной Африке Проектная схема наблюдений при трехмерном ВСП Изображение данных уровенного ВСП Фактическая схема наблюдений при трехмерном ВСП Рис. 33. Разрез по данным поверхностной сейсморазведки, заимствованный из материалов трехмерной морской сейсморазведки на шельфе Западной Африки, и высокоразрешающее изображение данных уровенного ВСП, выполненного по тому же профилю. Синтетическая сейсмограмма (желтая) отмечает положение траектории скважины на разрезе по данным поверхностной сейсморазведки (слева). Данные уровенного ВСП (справа), мигрированные с использованием анизотропной скоростной модели, подчеркивают линии сбросов и другие виды разрывов слоев, невидимые на поверхностном сейсмическом разрезе. Анизотропная модель использовалась для миграции данных уровенного ВСП, в результате чего были получены высокоразрешающие изображения продуктивных пластов ниже скважины (рис. 33). Изображение данных уровенного ВСП по Р-волнам отлично увязывается с соответствующим сейсмическим разрезом, взятым из материалов трехмерной морской сейсморазведки, и освещает строение продуктивных пластов с большим разрешением, чем это возможно с помощью известных способов поверхностной сейсмической разведки. Трехмерные скважинные сейсмические исследования — 3Д ВСП Широкое применение трехмерных изображений при поверхностной сейсморазведке доказало большую ценность включения третьего измерения в процесс регистрации и обработки сейсмических данных. Фактически многие проблемы, связанные с изучением строения геологической среды не могут быть решены без проведения пространственных исследований. Если же какая-либо проблема требует еще проведения исследований в скважине, то в этом случае решением может стать трехмерное ВСП. 70 Для одной из действующих на морском шельфе нефтяных компаний, желающей получить высокоразрешающее трехмерное изображение свода открытой на глубоководье залежи, применение трехмерного ВСП оказалось весьма успешным. Перед указанными работами способом трехмерного ВСП были поставлены задачи: во-первых, получить более четкое представление об экранирующем разломе большой амплитуды, который был выявлен по данным поверхностной сейсморазведки, вовторых, уточнить выделенные в процессе интерпретации ловушки и стратиграфические изменения в своде структуры и, в-третьих, оптимизировать положение будущих дорогостоящих эксплутационных скважин. Предварительное моделирование показало, что максимальный объем данных при минимальном времени аренды скважины можно получить в том случае, если наблюдения будут производиться по спиральной схеме, а судноисточник будет перемещаться по строгой круговой траектории около скважины. Сначала должно быть отработано и проанализировано на месте 16-километровое (10-мильное) уровенное ВСП, чтобы подтвердить правильность параметров, запланированных для трехмерной съемки. Положение буровой установки 10 000 футов 10 000 футов Положение буровой установки 10 000 футов 10 000 футов Рис. 34. Проектная (слева) и фактическая (справа) схемы наблюдений по способу спирального трехмерного и уровенного ВСП. В обоих случаях данные регистрировались с помощью приборного зонда VSI с 20 челноками, расположенными на расстоянии 100 футов (30 м) друг от друга. Результаты 16-километрового (10-мильного) уровенного ВСП (красная линия на левом рисунке) позволили геофизикам подтвердить правильность выбранных для трехмерных исследований параметров приема. Центр спирали был смещен относительно буровой установки. Фактическая схема трехмерных наблюдений оказалась весьма близкой к проектной. На фактической схеме наблюдений красными крестиками обозначены источники, расположенные вдоль левого борта, а зелеными — вдоль правого борта. Прибор VSI с 20 зондами был видоизменен таким образом, чтобы увеличить шаг челноков до 100 футов. Длина зонда оказалась равной 2057 футов (627 м). В то время это был самый длинный приборный зонд, когда-либо спускавшийся в скважину на кабеле компанией Шлюмберже. Прибор регистрировал данные, находясь внутри 18-дюймовой обсадной колонны. Измеренные глубины регистрации изменялись от 11 725 до 9500 футов (от 3574 до 2896 м). Опасения относительно эффективности и быстроты размещения столь длинного прибора исчезли после того, как полевой отряд ВСП показал, что этот огромный зонд может быть спущен на место за полтора часа, т.е. почти в два раза быстрее, чем ожидали представители нефтяной компании. Приборный зонд оставался в том же самом положении при отработке уровенного и трехмерного ВСП. При проведении указанных комплексных исследований, в качестве источника использовалось судно Snapper, принадлежащее компании WesternGeco. Были выбраны следующие проектные параметры схемы наблюдений для трехмерного ВСП. Расстояние между пунктами взрыва равнялось 120 м (394 фута), расстояние между спиральными дугами составляло Нефтегазовое Обозрение 240 м (787 футов), а максимальный радиус спирали был равен 6 км (3,7 мили). Эти параметры были выбраны экспертами нефтяной компании с целью гарантии надлежащего качества изображений. После того, как было произведено последнее наблюдение обращенного ВСП, судно-источник Snapper расположилось в центре спирали, и была отработана съемка 3Д ВСП с использованием карусельной конфигурации источника, когда попеременно срабатывают пневмопушки, расположенные вдоль левого и правого бортов судна. Если начать работы из центра спирали, то можно успеть зарегистрировать наиболее важную часть данных даже в том случае, когда съемку придется отменить по причине непредвиденного ухудшения погодных условий. Фактическая схема наблюдений с высокой степенью точности соответствовала проектной (рис. 34). Представители нефтяной компании определили окончательные параметры спиральной схемы наблюдений после анализа результатов обработки данных уровенного ВСП на месте проведения полевых работ. При проведении трехмерного ВСП, приемная система должна не только хранить большие объемы данных, но и постоянно находиться в состо- Осень 2005 янии готовности записать следующее наблюдение. Время между возбуждениями называется временем цикла. При исполнении данного проекта работ на глубоководье, инженеры компании Шлюмберже планировали регистрировать данные при времени цикла 13 с и шаге дискретизации 2 мс, а фактически время цикла составило 12 с. Общее непроизводительное время составило всего 6% от 58 часов рабочего времени. Высокая разрешающая способность изображений и возможность изучения целевых объектов трехмерными модификациями ВСП и другими сложными методами скважинных сейсмических исследований базируется на целом ряде новейших разработок. Свой вклад в успешное проведение сейсмических исследований в скважинах вносят: тщательно сконструированный многокомпонентный прибор VSI и сопутствующая технология наблюдений; углубленное понимание процесса распространения волн в анизотропных средах и возможность моделирования трехмерного отклика геологической модели на сейсмическое воздействие. В некоторых областях все еще возможны усовершенствования. Одной из тем продолжающихся работ является характеристика сейсмического источника. Некоторые эксперты в обла- сти скважинных исследований считают, что для обеспечения полного сохранения амплитуд при последующей обработке скважинных сейсмических наблюдений необходима цифровая регистрация полной формы импульса источника при каждом возбуждении. Контроль за формой исходного импульса при каждом возбуждении позволяет отряду регистрации исправлять любые изменения в источнике или его поломки. Сохранение постоянства формы импульсов источника особенно желательно при обработке тех уровенных наблюдений, которые будут использоваться в качестве эталона для калибровки зависимостей амплитуды от удаления. Время, затраченное на тщательное проектирование скважинных сейсмических работ, на их производство и на обработку полученных данных, окупается путем достижения таких главных целей, как точные глубинные построения, создание высокоразрешающих сейсмических изображений, выявление тонких особенностей геологического разреза, надежная количественная оценка анизотропии, более уверенная интерпретация данных AVO относительно содержания флюидов и литологического состава, т.е. всего того, что направлено на снижение уровня риска при поисках нефти и газа. 71 Разрез по данным поверхностной сейсморазведки в Западной Африке Проектная схема наблюдений при трехмерном ВСП Изображение данных уровенного ВСП Фактическая схема наблюдений при трехмерном ВСП Рис. 33. Разрез по данным поверхностной сейсморазведки, заимствованный из материалов трехмерной морской сейсморазведки на шельфе Западной Африки, и высокоразрешающее изображение данных уровенного ВСП, выполненного по тому же профилю. Синтетическая сейсмограмма (желтая) отмечает положение траектории скважины на разрезе по данным поверхностной сейсморазведки (слева). Данные уровенного ВСП (справа), мигрированные с использованием анизотропной скоростной модели, подчеркивают линии сбросов и другие виды разрывов слоев, невидимые на поверхностном сейсмическом разрезе. Анизотропная модель использовалась для миграции данных уровенного ВСП, в результате чего были получены высокоразрешающие изображения продуктивных пластов ниже скважины (рис. 33). Изображение данных уровенного ВСП по Р-волнам отлично увязывается с соответствующим сейсмическим разрезом, взятым из материалов трехмерной морской сейсморазведки, и освещает строение продуктивных пластов с большим разрешением, чем это возможно с помощью известных способов поверхностной сейсмической разведки. Трехмерные скважинные сейсмические исследования — 3Д ВСП Широкое применение трехмерных изображений при поверхностной сейсморазведке доказало большую ценность включения третьего измерения в процесс регистрации и обработки сейсмических данных. Фактически многие проблемы, связанные с изучением строения геологической среды не могут быть решены без проведения пространственных исследований. Если же какая-либо проблема требует еще проведения исследований в скважине, то в этом случае решением может стать трехмерное ВСП. 70 Для одной из действующих на морском шельфе нефтяных компаний, желающей получить высокоразрешающее трехмерное изображение свода открытой на глубоководье залежи, применение трехмерного ВСП оказалось весьма успешным. Перед указанными работами способом трехмерного ВСП были поставлены задачи: во-первых, получить более четкое представление об экранирующем разломе большой амплитуды, который был выявлен по данным поверхностной сейсморазведки, вовторых, уточнить выделенные в процессе интерпретации ловушки и стратиграфические изменения в своде структуры и, в-третьих, оптимизировать положение будущих дорогостоящих эксплутационных скважин. Предварительное моделирование показало, что максимальный объем данных при минимальном времени аренды скважины можно получить в том случае, если наблюдения будут производиться по спиральной схеме, а судноисточник будет перемещаться по строгой круговой траектории около скважины. Сначала должно быть отработано и проанализировано на месте 16-километровое (10-мильное) уровенное ВСП, чтобы подтвердить правильность параметров, запланированных для трехмерной съемки. Положение буровой установки 10 000 футов 10 000 футов Положение буровой установки 10 000 футов 10 000 футов Рис. 34. Проектная (слева) и фактическая (справа) схемы наблюдений по способу спирального трехмерного и уровенного ВСП. В обоих случаях данные регистрировались с помощью приборного зонда VSI с 20 челноками, расположенными на расстоянии 100 футов (30 м) друг от друга. Результаты 16-километрового (10-мильного) уровенного ВСП (красная линия на левом рисунке) позволили геофизикам подтвердить правильность выбранных для трехмерных исследований параметров приема. Центр спирали был смещен относительно буровой установки. Фактическая схема трехмерных наблюдений оказалась весьма близкой к проектной. На фактической схеме наблюдений красными крестиками обозначены источники, расположенные вдоль левого борта, а зелеными — вдоль правого борта. Прибор VSI с 20 зондами был видоизменен таким образом, чтобы увеличить шаг челноков до 100 футов. Длина зонда оказалась равной 2057 футов (627 м). В то время это был самый длинный приборный зонд, когда-либо спускавшийся в скважину на кабеле компанией Шлюмберже. Прибор регистрировал данные, находясь внутри 18-дюймовой обсадной колонны. Измеренные глубины регистрации изменялись от 11 725 до 9500 футов (от 3574 до 2896 м). Опасения относительно эффективности и быстроты размещения столь длинного прибора исчезли после того, как полевой отряд ВСП показал, что этот огромный зонд может быть спущен на место за полтора часа, т.е. почти в два раза быстрее, чем ожидали представители нефтяной компании. Приборный зонд оставался в том же самом положении при отработке уровенного и трехмерного ВСП. При проведении указанных комплексных исследований, в качестве источника использовалось судно Snapper, принадлежащее компании WesternGeco. Были выбраны следующие проектные параметры схемы наблюдений для трехмерного ВСП. Расстояние между пунктами взрыва равнялось 120 м (394 фута), расстояние между спиральными дугами составляло Нефтегазовое Обозрение 240 м (787 футов), а максимальный радиус спирали был равен 6 км (3,7 мили). Эти параметры были выбраны экспертами нефтяной компании с целью гарантии надлежащего качества изображений. После того, как было произведено последнее наблюдение обращенного ВСП, судно-источник Snapper расположилось в центре спирали, и была отработана съемка 3Д ВСП с использованием карусельной конфигурации источника, когда попеременно срабатывают пневмопушки, расположенные вдоль левого и правого бортов судна. Если начать работы из центра спирали, то можно успеть зарегистрировать наиболее важную часть данных даже в том случае, когда съемку придется отменить по причине непредвиденного ухудшения погодных условий. Фактическая схема наблюдений с высокой степенью точности соответствовала проектной (рис. 34). Представители нефтяной компании определили окончательные параметры спиральной схемы наблюдений после анализа результатов обработки данных уровенного ВСП на месте проведения полевых работ. При проведении трехмерного ВСП, приемная система должна не только хранить большие объемы данных, но и постоянно находиться в состо- Осень 2005 янии готовности записать следующее наблюдение. Время между возбуждениями называется временем цикла. При исполнении данного проекта работ на глубоководье, инженеры компании Шлюмберже планировали регистрировать данные при времени цикла 13 с и шаге дискретизации 2 мс, а фактически время цикла составило 12 с. Общее непроизводительное время составило всего 6% от 58 часов рабочего времени. Высокая разрешающая способность изображений и возможность изучения целевых объектов трехмерными модификациями ВСП и другими сложными методами скважинных сейсмических исследований базируется на целом ряде новейших разработок. Свой вклад в успешное проведение сейсмических исследований в скважинах вносят: тщательно сконструированный многокомпонентный прибор VSI и сопутствующая технология наблюдений; углубленное понимание процесса распространения волн в анизотропных средах и возможность моделирования трехмерного отклика геологической модели на сейсмическое воздействие. В некоторых областях все еще возможны усовершенствования. Одной из тем продолжающихся работ является характеристика сейсмического источника. Некоторые эксперты в обла- сти скважинных исследований считают, что для обеспечения полного сохранения амплитуд при последующей обработке скважинных сейсмических наблюдений необходима цифровая регистрация полной формы импульса источника при каждом возбуждении. Контроль за формой исходного импульса при каждом возбуждении позволяет отряду регистрации исправлять любые изменения в источнике или его поломки. Сохранение постоянства формы импульсов источника особенно желательно при обработке тех уровенных наблюдений, которые будут использоваться в качестве эталона для калибровки зависимостей амплитуды от удаления. Время, затраченное на тщательное проектирование скважинных сейсмических работ, на их производство и на обработку полученных данных, окупается путем достижения таких главных целей, как точные глубинные построения, создание высокоразрешающих сейсмических изображений, выявление тонких особенностей геологического разреза, надежная количественная оценка анизотропии, более уверенная интерпретация данных AVO относительно содержания флюидов и литологического состава, т.е. всего того, что направлено на снижение уровня риска при поисках нефти и газа. 71 Авторы Владимиров Альберт Ильич — ректор Универси тета РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина В 1963 году окончил Московский институт нефтехимиче ской и газовой промышленности им. И.М. Губкина по специальности «Машины и аппараты химиче ских производств», в 1970 году – аспирантуру МИНХиГП им. И.М. Губкина. Является автором более 200 научных работ в сфере нефтегазоперера ботки и нефтехимии, а также учебных пособий для Российских ВУЗов. Почетный член ряда научных и производственных ассоциаций. Является лауреа том множества премий РФ в области науки и тех ники, газовой промышленности. Кавалер Золотого Почетного знака национального фонда «Обще ственное признание». Хассан Акрам в данное время является начальни ком пакистанского центра интерпретации гео физических и гидродинамических исследований и гидродинамического моделирования компании Шлюмберже. Окончил в 1997 году Имперский колледж в Лондоне со степенью магистра по нефтедобыче. Область практических интересов: гидродинамическое моделирование, комплексная интерпретация гидродинамических исследований и каротажа в эксплуатационных скважинах, оп тимизация добычи нефти и газа. С 1997 по 2001 год работал в Московском, а затем с 2001 по 2003 год в Атырауском центре Шлюмберже ведущим инженером по разработке нефтяных месторожде ний по различным нефтегазоносным провинциям России и стран СНГ. Анвар Хусен Акбар Али (Anwar Husen Akbar Ali) в настоящий момент работает в Каире, Египет, и является советником по технологиям производ ства и решениям в области нефтепромысловых ус луг компании Шлюмберже, а также менеджером по технологическому интегрированию по восточ ной Африке и восточному Средиземноморью. До этого он являлся менеджером по развитию биз неса технологии PowerSTIM* и решениям по борь бе с выносом песка по Ближнему Востоку и Азии. Он начал работать в Шлюмберже в 1988 году, и был занят в проектах по Среднему Востоку и Азии в должностях от промыслового инженера до руководителя работ и технического советника. В течение двух лет он работал в Хьюстоне, штат Техас, США в качестве старшего технического ин женера в составе группы по увеличению добычи, а позже руководил Азиатским технологическим центром в КуалаЛумпуре, Малайзия. Анвар получил степень бакалавра наук (с отличием) в об ласти технологии добычи нефти и газа в Техноло гическом университете Малайзии и степень магистра комплексного управления разработкой залежей в Institut Français du Pétrole в Рюэй Мальмезоне, Франция. 72 Хосе Луис Арройо (Jose Luis Arroyo) является геофизиком и работает в группе Куитлахуак ком пании РЕМЕХ, в городе Рейносе, Мексика. Начи ная с 1980 года он участвовал в проведении гравиметрических и профильнопространствен ных сейсмических исследований для компании. Хосе получил диплом инженерагеофизика в Независимом национальном университете Ме хико и степень магистра управленческих наук в Независимом университете Чихуахуа в Мексике. Владислав Ашуров — инженер по разработке нефтяных и газовых месторождений Московского центра фирмы Шлюмберже. Окончил в 1999 году Государственную академию нефти и газа им. И.М. Губкина в Москве по специальности «физические процессы горного и нефтегазового производства». С 2000 года работает в Москов ском центре Шлюмберже и в данное время зани мается предварительным планированием и количественной интерпретацией результатов комплексных гидродинамических исследований и каротажа эксплутационных скважин, а также оптимизацией добычи на различных нефтегазо носных провинциях России. Тим Браун (Tim Brown) в настоящее время работа ет в ОклахомаСити, штат Оклахома, США, и яв ляется руководителем группы компании Марафон Ойл (Marathon Oil) по Северной Оклахоме. Он на чал работать в компании в 1982 году и занимал различные должности как у себя в стране, так и за рубежом, занимаясь добычей и разработкой как на суше, так и на море. Тим получил степень бака лавра в области общего машиностроения в Техно логическом институте РозеХулмана, ТеррОт, штат Индиана, США. Паскаль Бретон (Pascal Breton) является руково дителем группы Скважинной геофизики, занимающейся калибровкой и изучением около скважинного пространства, работает в отделе раз ведки и эксплуатации компании TotalFinaElf в г. По, Франция. С 1991 года он работает иниже неромгеофизиком в компании Elf, в настоящее время TotalFinaElf. Паскаль имеет диплом инже нерагеофизика, позже он получил степень магис тра геологии в Институте физики Земли в Страсбурге , Франция. Тед Тер Бург (Ted Ter Burg) — старший геофизик компании Шлюмберже в Гааге, Нидерланды. Тед является координатором сейсмических работ и геофизиком Шлюмберже по Континентальной и Восточной Европе. Тед отвечает за все скважин ные сейсмические исследования в данном регионе, он занимается обеспечением качества регистра ции и обработки данных, их интерпретацией, рас пространением и продажами, одновременно являясь главой сейсмического подразделения Ев ропейской группы скважинных сейсмических ис следований. После получения степени в области технической физики Тед был принят на работу в Шлюмберже в качестве петрофизика в 1979 го ду. Он активно участвовал в решении всех вопросов, связанных с проектированием, плани рованием и полевыми наблюдениями при проведе нии скважинных сейсмических исследований, и обладает 18летним опытом обработки и интер претации сейсмических данных. Мишель Верлиак (Michel Verliac), советник по ге офизике в подразделении управления данными компании Шлюмберже, работает в Кламарте, Франция, где он занят разработкой продукции, обучением скважинным сейсмическим исследова ниям и новыми технологиями. После нескольких учебных проектов для Французского нефтяного института, Агентства по атомной энергии Фран ции и компании Петорфина, он был принят на ра боту в компанию Шлюмберже в 1991 году геофизиком по скважинным сейсмическим иссле дованиям в Западной и Южной Африке. С 1996 по 1997 год он был руководителем специального про екта компании Шлюмберже в Казахстане и Рос сии. Он провел следующие два года как геофизик в южной части Латинской Америки и затем стал руководителем Аргентинского вычислительного и интерпретационного центра. Прежде чем занять свой нынешний пост в 2002 году, он провел три года в Мексике и Центральной Америке, развивая скважинные сейсмические исследования. Ми шель получил степень магистра геофизики и гео химии от Научного университета Луи Пастера в Страсбурге, диплом инженерагеофизика и гео химика в Институте физики Земли в Страсбурге и диплом инженера по разведочной геофизике в Высшей национальной школе нефти и двигате лей в РюэйМальмезоне, Франция. Нефтегазовое Обозрение Марк Вильямс (Mark Williams), старший геофи зикразработчик проекта Atlantis, работает в BP Deepwater Development Business Unit в Хьюс тоне, штат Техас. В круг его обязанностей входит планирование, отработка и интерпретация данных трехмерных ВСП, а также построение трехмерных глубинных изображений и их интерпретация с це лью размещения оценочных и эксплуатационных скважин и изучение продуктивных пластов для оценки запасов. Он обладает 19летним опытом ра боты в компаниях Sohio, BP Amoco и BP в качестве геофизика при разведке и оценке запасов на не скольких месторождениях. Его основными прак тическими достижениями являются разведка и оценка запасов месторождений Кузиана и Купи агуа в Колумбии, Южная Америка, и месторожде ния Хардинг в Великобритании, а также шесть лет разведочных работ на глубоководье Мексиканско го залива для компании ВР Houston. Марк полу чил степень бакалавра геологии от университета штата Флорида в Талахасси и степень магистра ге офизики от Колорадской горной школы в Голдене, США. Рафаэль Гуэрра (Rafael Guerra) является старшим геофизиком компании Шлюмберже и находится в г. Вильяэрмоса, Мексика. Он руководит техниче ской и торговой поддержкой скважинных сейсми ческих работ компании. Он начал свою трудовую деятельность в 1995 году геофизикомпромыслови ком компании PARTEXCPS в Лиссабоне, Порту галия. Он начал работать в Шлюмберже в 1996 году геофизиком по району Западной Африки в Луанде, Ангола, отвечая за практическое приме нение акустического каротажа и скважинных сейсмических технологий, а также за обеспечение качества полевых работ. С 1999 по 2002 год Рафа эль работал в должности старшего геофизика в Хьюстоне, Техас, где он занимался моделирова нием приборов, используемых при проведении сложных сейсмических исследований в скважи нах, пробуренных в Мексиканском заливе. Рафа эль получил диплом инженера по прикладной физике в Лиссабонском высшем техническом ин ституте в Португалии и затем закончил аспиранту ру в области геофизической разведки углеводородов во Французском нефтяном институ те в РюэйМальмезоне, Франция. Осень 2005 Роджер Дельгадо (Roger Delgado) — старший бу ровой инженер корпорации Пласпетрол Перу (Pluspetrol Peru), Лима, Перу. Он отвечает за пла нирование и проектирование скважин на газовом месторождении Камисеа. Роджер начал свою карь еру в 1990 году в качестве бурового инженера ком пании Petroleos del Peru S.A. С 1996 по 1999 год он работал в корпорации Пласпетрол Перу, планируя и проектируя скважины. Перед тем, как занять нынешнюю должность, он работал инженеромбу ровиком в корпорации Пласпетрол Боливия (Pluspetrol Bolivia), проектируя высоконапорные и высокотемпературные скважины в Боливии. Роджер имеет степень в области технологии добы чи нефти в Национальном инженерном универси тете и степень по бухгалтерии и финансам в Escuela de Administracion Negocios para Graduados, Лима, Перу. Тибо Ластенет (Thiboad Lastennet) отвечает за про движение марки QBorehole* в отделении компа нии Шлюмберже в Фучинобе, Япония, с 2002 года. Он координирует научные исследования, техниче ские разработки и изготовление продукции с це лью обеспечения ее своевременного внедрения. Он был принят на работу в эту компанию в 1994 го ду инженеромпромысловиком на месторождении Баликпапан в Индонезии. Затем он работал в Ома не и Таиланде. До того, как приехать в Японию, он работал промысловым менеджером на месторожде нии Танггу в Китае. Тибо получил диплом инжене ра в области аэронавтики и космических технологий в Высшей национальной школе аэро навтики и космического пространства (ENSAE) Франции. Он также имеет степень магистра в обла сти технических наук, присвоенную ему Стен фордским университетом в Калифорнии. Ганс Дийкерман (Hans Dijkerman) является кон сультантом компании Shell по скважинной геофи зике по всему миру. В настоящее время он находится в г. Рийсвийк, Нидерланды. Дон Ли (Don Lee) является главным геологом Отде ла обработки данных и консультационных услуг компании Шлюмберже в Хьюстоне, штат Техас. Его работа связана с обработкой и интерпретацией информации, касающейся механических свойств пласта, прогнозирования порового давления и пет рофизики для проектов, идущих по всему миру. После получения степени бакалавра электротехни ки в Технологическом университете штата Тенне си в Куквилле, США, в 1980 году он поступил на работу в компанию Шлюмберже промысловым ин женером в штате Техас. Затем Дон занимал долж ности инженера по спецработам, интерпретатора каротажных данных, старшего интерпретатора ка ротажных данных, инженера по разработке прило жений, старшего инженера по использованию интерпретации и руководителя центра данных. Скотт Дингволл (Scott Dingwall) является стар шим геофизиком Отдела обработки данных и консультационных услуг (DCS) компании Шлюмберже и находится в г. Ставангере, Норве гия. В его обязанности входит оказание помощи в проведении полевых сейсмических работ в сква жинах, обработка данных и развитие бизнеса. Прежде, чем поступить на работу в компанию Шлюмберже в 1996 году, он занимался обработкой данных морской сейсморазведки. Сначала он был геофизиком группы обработки данных скважин ной сейсмики в Абердине, Шотландия, а позже был переведен в группу скважинных сейсмичес ких исследований, находящуюся в Лондоне. В своей сегодняшней должности он работает с 2002 года. Скотт является выпускником Имперского колледжа в Лондоне и имеет степень магистра в об ласти разведочной геофизики. Марат Закирьянов является начальником сектора ГРП отдела текущего и капитального ремонта скважин Управления добычи нефти и газа ОАО «Юганскнефтегаз» компании ЮКОС. Трудовую де ятельность начал в 1988 году и работал инженером в НПО «Союзнефтеотдача» в Уфе. С 1993 года ра ботал ведущим специалистом, впоследствии заве дующим лабораторией опытнопромысловых работ ВНИИЦ «Нефтегазтехнология» в Уфе. С 1997 года работал ведущим, а затем главным специалистом отдела повышения нефтеотдачи пластов ОАО «Юганскнефтегаз». В настоящий момент занима ется заключением и сопровождением договоров на оказание услуг по промывке и освоению скважин после ГРП с применением Койлтюбинга, договора ми на оказание услуг по производству ГРП с под рядчиками, взаимодействием с подрядчиками, оказывающими услуги при ТКРС по ОПЗ скважин добывающего и нагнетательного фонда, а также поиском новых технологий для глушения сква жин. Марат Тимиргалиевич окончил Уфимский нефтяной институт. ТК Лим (TK Lim) является геофизиком отдела раз работки вопросов интерпретации Шлюмберже, расположенного в Абердине, Шотландия. После получения степени бакалавра наук с отличием в области геофизики от Научного университета Малайзии в Пенанге в 1993 году, он был принят на работу в компанию Geodetic Pte. Ltd. в Сингапуре. Там он работал в должности геофизика, занимаясь геодезической привязкой буровых площадок на шельфе Западной Африки и на Дальнем Востоке. В 1995 году он был принят на работу в отделение компании Шлюмберже в КуалаЛумпуре, Малай зия, и позже был назначен геофизиком проекта в Фучинобе, Япония. С 1998 по 1999 год он рабо тал геофизиком по внедрению прикладного про граммного обеспечения компании GeoQuest в КуалаЛумпуре. Перед тем, как занять свой со временный пост в 2002 году, он работал старшим геофизиком в Абердине. 73 Авторы Владимиров Альберт Ильич — ректор Универси тета РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина В 1963 году окончил Московский институт нефтехимиче ской и газовой промышленности им. И.М. Губкина по специальности «Машины и аппараты химиче ских производств», в 1970 году – аспирантуру МИНХиГП им. И.М. Губкина. Является автором более 200 научных работ в сфере нефтегазоперера ботки и нефтехимии, а также учебных пособий для Российских ВУЗов. Почетный член ряда научных и производственных ассоциаций. Является лауреа том множества премий РФ в области науки и тех ники, газовой промышленности. Кавалер Золотого Почетного знака национального фонда «Обще ственное признание». Хассан Акрам в данное время является начальни ком пакистанского центра интерпретации гео физических и гидродинамических исследований и гидродинамического моделирования компании Шлюмберже. Окончил в 1997 году Имперский колледж в Лондоне со степенью магистра по нефтедобыче. Область практических интересов: гидродинамическое моделирование, комплексная интерпретация гидродинамических исследований и каротажа в эксплуатационных скважинах, оп тимизация добычи нефти и газа. С 1997 по 2001 год работал в Московском, а затем с 2001 по 2003 год в Атырауском центре Шлюмберже ведущим инженером по разработке нефтяных месторожде ний по различным нефтегазоносным провинциям России и стран СНГ. Анвар Хусен Акбар Али (Anwar Husen Akbar Ali) в настоящий момент работает в Каире, Египет, и является советником по технологиям производ ства и решениям в области нефтепромысловых ус луг компании Шлюмберже, а также менеджером по технологическому интегрированию по восточ ной Африке и восточному Средиземноморью. До этого он являлся менеджером по развитию биз неса технологии PowerSTIM* и решениям по борь бе с выносом песка по Ближнему Востоку и Азии. Он начал работать в Шлюмберже в 1988 году, и был занят в проектах по Среднему Востоку и Азии в должностях от промыслового инженера до руководителя работ и технического советника. В течение двух лет он работал в Хьюстоне, штат Техас, США в качестве старшего технического ин женера в составе группы по увеличению добычи, а позже руководил Азиатским технологическим центром в КуалаЛумпуре, Малайзия. Анвар получил степень бакалавра наук (с отличием) в об ласти технологии добычи нефти и газа в Техноло гическом университете Малайзии и степень магистра комплексного управления разработкой залежей в Institut Français du Pétrole в Рюэй Мальмезоне, Франция. 72 Хосе Луис Арройо (Jose Luis Arroyo) является геофизиком и работает в группе Куитлахуак ком пании РЕМЕХ, в городе Рейносе, Мексика. Начи ная с 1980 года он участвовал в проведении гравиметрических и профильнопространствен ных сейсмических исследований для компании. Хосе получил диплом инженерагеофизика в Независимом национальном университете Ме хико и степень магистра управленческих наук в Независимом университете Чихуахуа в Мексике. Владислав Ашуров — инженер по разработке нефтяных и газовых месторождений Московского центра фирмы Шлюмберже. Окончил в 1999 году Государственную академию нефти и газа им. И.М. Губкина в Москве по специальности «физические процессы горного и нефтегазового производства». С 2000 года работает в Москов ском центре Шлюмберже и в данное время зани мается предварительным планированием и количественной интерпретацией результатов комплексных гидродинамических исследований и каротажа эксплутационных скважин, а также оптимизацией добычи на различных нефтегазо носных провинциях России. Тим Браун (Tim Brown) в настоящее время работа ет в ОклахомаСити, штат Оклахома, США, и яв ляется руководителем группы компании Марафон Ойл (Marathon Oil) по Северной Оклахоме. Он на чал работать в компании в 1982 году и занимал различные должности как у себя в стране, так и за рубежом, занимаясь добычей и разработкой как на суше, так и на море. Тим получил степень бака лавра в области общего машиностроения в Техно логическом институте РозеХулмана, ТеррОт, штат Индиана, США. Паскаль Бретон (Pascal Breton) является руково дителем группы Скважинной геофизики, занимающейся калибровкой и изучением около скважинного пространства, работает в отделе раз ведки и эксплуатации компании TotalFinaElf в г. По, Франция. С 1991 года он работает иниже неромгеофизиком в компании Elf, в настоящее время TotalFinaElf. Паскаль имеет диплом инже нерагеофизика, позже он получил степень магис тра геологии в Институте физики Земли в Страсбурге , Франция. Тед Тер Бург (Ted Ter Burg) — старший геофизик компании Шлюмберже в Гааге, Нидерланды. Тед является координатором сейсмических работ и геофизиком Шлюмберже по Континентальной и Восточной Европе. Тед отвечает за все скважин ные сейсмические исследования в данном регионе, он занимается обеспечением качества регистра ции и обработки данных, их интерпретацией, рас пространением и продажами, одновременно являясь главой сейсмического подразделения Ев ропейской группы скважинных сейсмических ис следований. После получения степени в области технической физики Тед был принят на работу в Шлюмберже в качестве петрофизика в 1979 го ду. Он активно участвовал в решении всех вопросов, связанных с проектированием, плани рованием и полевыми наблюдениями при проведе нии скважинных сейсмических исследований, и обладает 18летним опытом обработки и интер претации сейсмических данных. Мишель Верлиак (Michel Verliac), советник по ге офизике в подразделении управления данными компании Шлюмберже, работает в Кламарте, Франция, где он занят разработкой продукции, обучением скважинным сейсмическим исследова ниям и новыми технологиями. После нескольких учебных проектов для Французского нефтяного института, Агентства по атомной энергии Фран ции и компании Петорфина, он был принят на ра боту в компанию Шлюмберже в 1991 году геофизиком по скважинным сейсмическим иссле дованиям в Западной и Южной Африке. С 1996 по 1997 год он был руководителем специального про екта компании Шлюмберже в Казахстане и Рос сии. Он провел следующие два года как геофизик в южной части Латинской Америки и затем стал руководителем Аргентинского вычислительного и интерпретационного центра. Прежде чем занять свой нынешний пост в 2002 году, он провел три года в Мексике и Центральной Америке, развивая скважинные сейсмические исследования. Ми шель получил степень магистра геофизики и гео химии от Научного университета Луи Пастера в Страсбурге, диплом инженерагеофизика и гео химика в Институте физики Земли в Страсбурге и диплом инженера по разведочной геофизике в Высшей национальной школе нефти и двигате лей в РюэйМальмезоне, Франция. Нефтегазовое Обозрение Марк Вильямс (Mark Williams), старший геофи зикразработчик проекта Atlantis, работает в BP Deepwater Development Business Unit в Хьюс тоне, штат Техас. В круг его обязанностей входит планирование, отработка и интерпретация данных трехмерных ВСП, а также построение трехмерных глубинных изображений и их интерпретация с це лью размещения оценочных и эксплуатационных скважин и изучение продуктивных пластов для оценки запасов. Он обладает 19летним опытом ра боты в компаниях Sohio, BP Amoco и BP в качестве геофизика при разведке и оценке запасов на не скольких месторождениях. Его основными прак тическими достижениями являются разведка и оценка запасов месторождений Кузиана и Купи агуа в Колумбии, Южная Америка, и месторожде ния Хардинг в Великобритании, а также шесть лет разведочных работ на глубоководье Мексиканско го залива для компании ВР Houston. Марк полу чил степень бакалавра геологии от университета штата Флорида в Талахасси и степень магистра ге офизики от Колорадской горной школы в Голдене, США. Рафаэль Гуэрра (Rafael Guerra) является старшим геофизиком компании Шлюмберже и находится в г. Вильяэрмоса, Мексика. Он руководит техниче ской и торговой поддержкой скважинных сейсми ческих работ компании. Он начал свою трудовую деятельность в 1995 году геофизикомпромыслови ком компании PARTEXCPS в Лиссабоне, Порту галия. Он начал работать в Шлюмберже в 1996 году геофизиком по району Западной Африки в Луанде, Ангола, отвечая за практическое приме нение акустического каротажа и скважинных сейсмических технологий, а также за обеспечение качества полевых работ. С 1999 по 2002 год Рафа эль работал в должности старшего геофизика в Хьюстоне, Техас, где он занимался моделирова нием приборов, используемых при проведении сложных сейсмических исследований в скважи нах, пробуренных в Мексиканском заливе. Рафа эль получил диплом инженера по прикладной физике в Лиссабонском высшем техническом ин ституте в Португалии и затем закончил аспиранту ру в области геофизической разведки углеводородов во Французском нефтяном институ те в РюэйМальмезоне, Франция. Осень 2005 Роджер Дельгадо (Roger Delgado) — старший бу ровой инженер корпорации Пласпетрол Перу (Pluspetrol Peru), Лима, Перу. Он отвечает за пла нирование и проектирование скважин на газовом месторождении Камисеа. Роджер начал свою карь еру в 1990 году в качестве бурового инженера ком пании Petroleos del Peru S.A. С 1996 по 1999 год он работал в корпорации Пласпетрол Перу, планируя и проектируя скважины. Перед тем, как занять нынешнюю должность, он работал инженеромбу ровиком в корпорации Пласпетрол Боливия (Pluspetrol Bolivia), проектируя высоконапорные и высокотемпературные скважины в Боливии. Роджер имеет степень в области технологии добы чи нефти в Национальном инженерном универси тете и степень по бухгалтерии и финансам в Escuela de Administracion Negocios para Graduados, Лима, Перу. Тибо Ластенет (Thiboad Lastennet) отвечает за про движение марки QBorehole* в отделении компа нии Шлюмберже в Фучинобе, Япония, с 2002 года. Он координирует научные исследования, техниче ские разработки и изготовление продукции с це лью обеспечения ее своевременного внедрения. Он был принят на работу в эту компанию в 1994 го ду инженеромпромысловиком на месторождении Баликпапан в Индонезии. Затем он работал в Ома не и Таиланде. До того, как приехать в Японию, он работал промысловым менеджером на месторожде нии Танггу в Китае. Тибо получил диплом инжене ра в области аэронавтики и космических технологий в Высшей национальной школе аэро навтики и космического пространства (ENSAE) Франции. Он также имеет степень магистра в обла сти технических наук, присвоенную ему Стен фордским университетом в Калифорнии. Ганс Дийкерман (Hans Dijkerman) является кон сультантом компании Shell по скважинной геофи зике по всему миру. В настоящее время он находится в г. Рийсвийк, Нидерланды. Дон Ли (Don Lee) является главным геологом Отде ла обработки данных и консультационных услуг компании Шлюмберже в Хьюстоне, штат Техас. Его работа связана с обработкой и интерпретацией информации, касающейся механических свойств пласта, прогнозирования порового давления и пет рофизики для проектов, идущих по всему миру. После получения степени бакалавра электротехни ки в Технологическом университете штата Тенне си в Куквилле, США, в 1980 году он поступил на работу в компанию Шлюмберже промысловым ин женером в штате Техас. Затем Дон занимал долж ности инженера по спецработам, интерпретатора каротажных данных, старшего интерпретатора ка ротажных данных, инженера по разработке прило жений, старшего инженера по использованию интерпретации и руководителя центра данных. Скотт Дингволл (Scott Dingwall) является стар шим геофизиком Отдела обработки данных и консультационных услуг (DCS) компании Шлюмберже и находится в г. Ставангере, Норве гия. В его обязанности входит оказание помощи в проведении полевых сейсмических работ в сква жинах, обработка данных и развитие бизнеса. Прежде, чем поступить на работу в компанию Шлюмберже в 1996 году, он занимался обработкой данных морской сейсморазведки. Сначала он был геофизиком группы обработки данных скважин ной сейсмики в Абердине, Шотландия, а позже был переведен в группу скважинных сейсмичес ких исследований, находящуюся в Лондоне. В своей сегодняшней должности он работает с 2002 года. Скотт является выпускником Имперского колледжа в Лондоне и имеет степень магистра в об ласти разведочной геофизики. Марат Закирьянов является начальником сектора ГРП отдела текущего и капитального ремонта скважин Управления добычи нефти и газа ОАО «Юганскнефтегаз» компании ЮКОС. Трудовую де ятельность начал в 1988 году и работал инженером в НПО «Союзнефтеотдача» в Уфе. С 1993 года ра ботал ведущим специалистом, впоследствии заве дующим лабораторией опытнопромысловых работ ВНИИЦ «Нефтегазтехнология» в Уфе. С 1997 года работал ведущим, а затем главным специалистом отдела повышения нефтеотдачи пластов ОАО «Юганскнефтегаз». В настоящий момент занима ется заключением и сопровождением договоров на оказание услуг по промывке и освоению скважин после ГРП с применением Койлтюбинга, договора ми на оказание услуг по производству ГРП с под рядчиками, взаимодействием с подрядчиками, оказывающими услуги при ТКРС по ОПЗ скважин добывающего и нагнетательного фонда, а также поиском новых технологий для глушения сква жин. Марат Тимиргалиевич окончил Уфимский нефтяной институт. ТК Лим (TK Lim) является геофизиком отдела раз работки вопросов интерпретации Шлюмберже, расположенного в Абердине, Шотландия. После получения степени бакалавра наук с отличием в области геофизики от Научного университета Малайзии в Пенанге в 1993 году, он был принят на работу в компанию Geodetic Pte. Ltd. в Сингапуре. Там он работал в должности геофизика, занимаясь геодезической привязкой буровых площадок на шельфе Западной Африки и на Дальнем Востоке. В 1995 году он был принят на работу в отделение компании Шлюмберже в КуалаЛумпуре, Малай зия, и позже был назначен геофизиком проекта в Фучинобе, Япония. С 1998 по 1999 год он рабо тал геофизиком по внедрению прикладного про граммного обеспечения компании GeoQuest в КуалаЛумпуре. Перед тем, как занять свой со временный пост в 2002 году, он работал старшим геофизиком в Абердине. 73 Скотт Линей (Scott Leaney) является советником в области разработки сейсмических решений в компании Шлюмберже, и в настоящее время работает в Хьюстоне, штат Техас. Скотт специализируется на комплексных сейсми ческих исследованиях, на обработке и обращении трехкомпонентных скважинных сейсмических и каротажных данных, на вопросах анизотропии и изменения амплитуд с удалением. С 1988 по 1992 год он занимался разработкой геофизическо го программного обеспечения в Шлюмберже в Кламарте, Франция. Впоследствии он был пере веден в Джакарту, Индонезия, где работал в должности главного геофизика по Южной и Вос точной Азии. С 1998 по 2002 годы он был главным геофизиком в Гэтвике, Великобритания, где зани мался вопросами комплексирования скважинных и поверхностных сейсмических исследований. Скотту присвоены степени бакалавра геофизики университетом Манитобы в Виннипеге, Канада, и магистра геофизики университетом Британской Колумбии в Ванкувере, Канада. Роб Марсден (Rob Marsden) работает в АбуДаби, ОАЭ. Он руководит проектами по геомеханике и группой NDS компании Шлюмберже на Ближ нем Востоке. Роб начал работу в Шлюмберже в 2000 году, проработав до этого в течение 10 лет старшим преподавателем и руководителем лабо раторий по механике горных пород и научноис следовательской группы по скважинной механике в Имперском колледже в Лондоне, Великобрита ния. После окончания Sunderland Polytechnic в Англии со степенью в области гражданского строительства, он получил степень магистра наук и DIC в области инженерной механики горных по род в Имперском колледже. Затем в течение почти 19 лет Роб занимался консультированием, поле выми исследованиями, научными изысканиями и преподаванием в области механики нефтесодер жащих пород. Будучи дипломированным инжене ром, он опубликовал более 40 статей и принимал участие в работе многочисленных международ ных и отраслевых комитетов. Генри Менкити (Henry Menkiti), руководитель по левых каротажных работ компании Шлюмберже, ответственный за специальные работы на место рождении БельШасс в штате Луизиана, инспек тирует постановку скважинных сейсмических исследований на северном побережье Мексикан ского залива. Он также отвечает за внедрение гео физических методов в данном районе. Он проработал пять лет промысловым инженером в Венесуэле, Нигерии, Канаде и Бразилии. В 1997 году Генри был переведен в группу технической поддержки наземных работ в Ганновере, Герма ния, и, некоторое время спустя, стал инструкто ром по геофизике и обработке данных в Гэтвике, Великобритания. Прежде, чем занять свою ны нешнюю должность, он отвечал в отделе компа нии Шлюмберже Oilfield Services за обучение в пределах Северной и Южной Америки. Генри получил степень магистра нефтяной геологии в Имперском колледже Лондонского университе та, Великобритания. Ричард Пламб (Richard Plumb) является специа листом по геомеханике компании Шлюмберже и в настоящее время работает в Хьюстоне, штат Техас, США. Ранее он был главным консультан том и руководителем отдела геомеханики подраз деления Обработки данных и консультационных услуг и HRT компании Шлюмберже, руководителем группы геомеханики подразделения Технологиче ских решений Управления интегрированными проектами и координатором отдела наук о Земле в Центре поддержки Управления интегрирован ных проектов в Хьюстоне. До работы в Управле нии интегрированных проектов он отвечал за практические исследования в департаменте интерпретации и геомеханики Кембриджского исследовательского центра Шлюмберже в Велико британии. Ричард также работал в исследователь ском центре Doll компании Шлюмберже в Риджфилде, штат Коннектикут, США, где он разработал способ интерпретации каротажных данных с целью характеристики разрыва пластов, измерения пластовых напряжений и локализации ГРП. Дик получил степень бакалавра в области физики и геологии в Веслиан Юниверсити, Мидлтаун, штат Коннектикут; степень магистра в области геологии в Дартмутском колледже, Ган новер, НьюГемпшир, США; и степень доктора философии по геофизике в Колумбийском универ ситете в НьюЙорке. Эрлинг Прадо.Веларде (Erling PradoVelarde) в настоящее время находится в АльХобаре, Сау довская Аравия, и работает в компании Шлюм берже координатором работ по программе PowerSTIM* в Саудовской Аравии, Кувейте, Бах рейне и Пакистане. Он начал свою деятельность в Шлюмберже в 1980 году инженером по цементи ровочным работам в Перу. После обучения в учеб ном центре в Великобритании он стал работать техническим инженером в Масае, Бразилия, одно временно обучая молодых специалистов. С 1990 по 1993 год он был региональным техническим инженером, и отвечал за проведение цементирова ния и работ по интенсификации притока на юге Аргентины. После двухлетней стажировки в Кел ливиллском учебном центре в Оклахоме он занял пост регионального технического инженера в Мексике. В 1999 году Эрлинг был назначен ру ководителем работ по ГРП в совместном предпри ятии ШлюмбержеНефтеюганск Юкос в Западной Сибири. Эрлинг получил степень в области хими ческой технологии в Национальном университете СанАвгустина, Арекипа, Перу. Жан.Клод Пуэш (JeanClaude Puech) находится в Гэтвике, Англия, и является координатором скважинной геофизики компании Шлюмберже по Европе, СНГ и Африке. Он был принят на работу в компанию Шлюмберже Африка в 1994 году на должность геофизика по скважинным сейсмичес ким исследованиям во Франции и Испании. В 1997 году он был переведен в Анголу старшим специалистом по скважинной сейсмике и акусти ке. В следующем году он стал руководителем группы обработки и интерпретации для Западной и Южной Африки. Он занял свой нынешний пост в 2001 году. ЖанКлод получил степени бакалав ра геофизики в Страсбургском институте физики Земли во Франции и магистра наук во Француз ском нефтяном институте в РюэйМальмезоне, Франция. Николай Смирнов является научным специалис томгеомехаником Шлюмберже, работающим в от делах Управления интегрированными проектами и Отдела обработки данных и консультационных услуг в Хьюстоне, Техас. В настоящее время он ра ботает в проектах NDS, связанных с прогнозирова нием поровых давлений, анализом напряжений и рисков при бурении, а также проектированием заканчиваний скважин. Он поступил на работу в корпорацию Шлюмберже в 1997 году промысло вым инженером в Москве, Россия. В следующем году он стал инженеромбуровиком в ПортДжен тиле, Габон. Перед своей настоящей командиров кой в 1999 году, он работал инженеромбуровиком в Анголе. Николай получил степени бакалавра и магистра наук в области геофизики в Новосибир ском государственном университете в России. Ли Рамсей (Lee Ramsey) является руководителем глобальной сети обучения и поддержки програм мы PowerSTIM*, расположенной в ШугарЛэнде, Техас. Его основная задача заключается в органи зации новых групп по оптимизации добычи с це лью выработки решений для тех районов, где прежние способы интенсификации притока или заканчивания скважин не соответствовали ожида ниям заказчиков. Он начал свою карьеру в компа нии Дауэлл промысловым инженером в 1974 году в Виллистоне, Северная Дакота, США, и занимал различные должности в отделах производства, технологии и маркетинга в США и Канаде. Недав но он возглавил программу PowerSTIM* в Север ной Америке, будучи лучшим специалистом в данной области. Группа PowerSTIM несколько раз была номинирована на приз «Сделано Шлюм берже». Ли обучался в Канзасском государствен ном университете в Манхеттене, Канзас, США, где он получил степень бакалавра наук в области геологии. Дейвид Спунер (David Spooner) является старшим инженеромбуровиком компании Бритиш Петро леум в Абердине, Шотландия. Он поступил на ра боту в BP Exploration в 1988 году и, спустя три года, перешел в Амоко в качестве ведущего инже нерабуровика, где работал в различных проектах, включая разработку месторождения Эверест. С 1998 по 1999 год он был старшим инженеромбу ровиком компании Global Marine Integrated Services. Он вернулся в ВР в 2000 году старшим инженеромбуровиком и участвовал в разработке морских месторождений Южный Эверест, Мирен и Южный Магнус. Дейвид получил степени бака лавра наук (с отличием) в области корабельной ар хитектуры и разработки морских месторождений и магистра наук в области морских технологий. Обе степени получены в Стретклайдском универ ситете в Шотландии. Александр Рудник — менеджер технического от дела Шлюмберже по услугам с использованием ГНКТ в России. В настоящее время работает в Москве. Занимается койлтюбинговыми техноло гиями с 1996 года, начинал работать с ГНКТ поле вым инженером, затем занимал должность инженератехнолога при разработке проектов в различных регионах мира, затем руководил пер выми проектами ГНКТ Шлюмберже в России для нефтяных компаний СИБНЕФТЬ и ЮКОС. Имеет опыт в различных областях койлтюбинговых тех нологий, которые включают в себя такие виды ра бот, как койлтюбинговое бурение, промывки забоя с использованием азотированных и пенных систем, гидромониторная обработка и удаление солеотложений по технологии JetBLASTER*, се лективные обработки призабойной зоны, исправи тельное цементирование и другие операции с использованием специальных забойных компо новок. Терри Стоун (Terry Stone) является главным кон сультантом по программному обеспечению Шлюм берже, подразделение Решений в области информационных технологий, в Абингдонском технологическом центре в Великобритании. Буду чи одним из разработчиков программы моделиро вания продуктивных пластов ECLIPSE*, он работал над различными дополнительными техни ческими возможностями данной моделирующей программы, включая уравнения геомеханических напряжений, температурные модели и процессы, а также передовые способы моделирования сква жин. Ранее он работал в компаниях Scientific Software Intercomp в Денвере, штат Колорадо; Mobil Oil в Далласе, Техас, и в Alberta Research Council в Канаде. В 1995 году он поступил на рабо ту в компанию INTERA, которая позже была при обретена компанией Шлюмберже GeoQuest. Терри получил степень по математике в Виндзорском университете и степень доктора философии в обла сти ядерных технологий в МакМастерском универ ситете в Хамилтоне, Онтарио, Канада. Тим Стуффер (Tim Stouffer) является первым за местителем генерального директора по техничес кой поддержке хантымансийской нефтяной корпорации (недавно приобретенной компанией Marathon Oil) в Москве, Россия. В течение 25 лет работы в компании Marathon он занимал различ ные должности в различных частях мира, занима ясь эксплуатацией месторождений, технологией разработки залежей, разработкой месторождений жидкого природного газа и оценкой перспектив ных приобретений. Он работал также инженером эксплуатационником проекта «Сахалин2» на ПильтунАстохском месторождении на острове Са халин, Россия. Получил степень бакалавра наук в области технологии добычи нефти в Colorado School of Mines в Голдене, Колорадо. Джон Тулетт (John Tulett) — технический менед жер компании Шлюмберже, находится в Фучинобе, Япония. Он был принят на работу в Шлюмберже в 1977 году промысловым инженером на Ближнем Востоке. Джон оставался в этом районе координа тором полевых испытаний метода спектрометриче ского нейтронного гаммакаротажа до 1984 года, когда он стал инженером технических работ и за тем промысловым менеджером в Китае. Два года спустя он был переведен в компанию Шлюмберже Япония. С 1991 по 1994 год он работал техничес ким руководителем компании ДжекоПракла в Ка наде, на Аляске и Ближнем Востоке, а затем стал техническим руководителем наземных сейсмораз ведочных работ по всему миру. Прежде, чем за нять свою нынешнюю должность, он способствовал внедрению поверхностных сейсми ческих систем. Джон получил степень бакалавра с отличием в области электротехники в универси тете Куинз в Кингстоне, провинция Онтарио, Ка нада. Рохелио Руфино Хименес (Rogelio Rufino Jimenez) является геофизиком компании Шлюмберже и ра ботает в Рейносе, Мексика. Он занимается обработ кой и интерпретацией данных ВСП, а также проектирования работ ВСП. Рохелио получил дип лом инженерагеофизика в Национальном поли техническом институте Мехико и готовится к защите степени магистра в Центре научных ис следований (CICESE) Нижней Калифорнии в Мек сике. Рун Хоуп (Rune Hope) является руководителем Группы геофизической поддержки добычи компа нии TotalFinaElf в Париже, Франция. Эта группа тесно сотрудничает с предприятиями компании, бригадами эксплуатации месторождений и с до черними компаниями, находящимися во многих уголках мира, в области литосейсмики, построе ния изображений, обработки сейсмических дан ных и составления техникоэкономических обоснований. Он начал работать в компании Petrofina в 1985 году в Северном море полевым геофизикомразведчиком. Два года спустя он был принят на работу в компанию TOTAL Norway в Бергене в качестве разведочного геофизикаин терпретатора. Затем он занимал должности стар шего геофизикаэксплуатационника в компании TOTAL Norway в Ставангере (1990–1991), старше го штатного геофизика в компании TOTAL Indonesia (1991–1995), главного геофизика в ком пании TOTAL Thailand (1995–1998), главного гео физика в компании TOTAL Upstream в Нигерии (1998–2000) и старшего руководителя геофизичес ких работ в Нигерии (2000–2002). Рун получил степени бакалавра наук в области геологии и маги стра наук в области геофизики в Бергенском уни верситете Норвегии. Брайен Хорнби (Brian Hornby) является советни ком по геофизике в группе технологии разведки и эксплуатации компании ВР, расположенной в Хьюстоне, штатат Техас. В настоящее время он занимается скважинной геофизикой, включая по строение изображений по данным трехмерного (3Д) вертикального сейсмического профилирова ния (ВСП) и наблюдение за продуктивными плас тами с помощью постоянно установленных в скважине сейсмических датчиков. До этого Брайен работал в Шлюмберже на должностях про мыслового инженера и научного сотрудника. В 1996 году он был принят на работу в Центр раз ведочных и эксплуатационных технологий ARCO в Плано, Техас, и работал в проектах по скважин ной геофизике и ГРП. Он был принят в ВР в 2000 году. Будучи всемирно признанным авторитетом в области скважинной акустики, физики горных пород и оценки трещиноватых коллекторов, Брай ен является почетным лектором Общества специа листов по анализу данных промысловой геофизики (SPWLA), а также в 2000 году он был награждён призом за лучшую статью в журнале Petrophysics. Брайен получил степень доктора фи лософии в Кембриджском университете в Велико британии. * Означает торговую марку Шлюмберже. 74 Нефтегазовое Обозрение Осень 2005 75 Скотт Линей (Scott Leaney) является советником в области разработки сейсмических решений в компании Шлюмберже, и в настоящее время работает в Хьюстоне, штат Техас. Скотт специализируется на комплексных сейсми ческих исследованиях, на обработке и обращении трехкомпонентных скважинных сейсмических и каротажных данных, на вопросах анизотропии и изменения амплитуд с удалением. С 1988 по 1992 год он занимался разработкой геофизическо го программного обеспечения в Шлюмберже в Кламарте, Франция. Впоследствии он был пере веден в Джакарту, Индонезия, где работал в должности главного геофизика по Южной и Вос точной Азии. С 1998 по 2002 годы он был главным геофизиком в Гэтвике, Великобритания, где зани мался вопросами комплексирования скважинных и поверхностных сейсмических исследований. Скотту присвоены степени бакалавра геофизики университетом Манитобы в Виннипеге, Канада, и магистра геофизики университетом Британской Колумбии в Ванкувере, Канада. Роб Марсден (Rob Marsden) работает в АбуДаби, ОАЭ. Он руководит проектами по геомеханике и группой NDS компании Шлюмберже на Ближ нем Востоке. Роб начал работу в Шлюмберже в 2000 году, проработав до этого в течение 10 лет старшим преподавателем и руководителем лабо раторий по механике горных пород и научноис следовательской группы по скважинной механике в Имперском колледже в Лондоне, Великобрита ния. После окончания Sunderland Polytechnic в Англии со степенью в области гражданского строительства, он получил степень магистра наук и DIC в области инженерной механики горных по род в Имперском колледже. Затем в течение почти 19 лет Роб занимался консультированием, поле выми исследованиями, научными изысканиями и преподаванием в области механики нефтесодер жащих пород. Будучи дипломированным инжене ром, он опубликовал более 40 статей и принимал участие в работе многочисленных международ ных и отраслевых комитетов. Генри Менкити (Henry Menkiti), руководитель по левых каротажных работ компании Шлюмберже, ответственный за специальные работы на место рождении БельШасс в штате Луизиана, инспек тирует постановку скважинных сейсмических исследований на северном побережье Мексикан ского залива. Он также отвечает за внедрение гео физических методов в данном районе. Он проработал пять лет промысловым инженером в Венесуэле, Нигерии, Канаде и Бразилии. В 1997 году Генри был переведен в группу технической поддержки наземных работ в Ганновере, Герма ния, и, некоторое время спустя, стал инструкто ром по геофизике и обработке данных в Гэтвике, Великобритания. Прежде, чем занять свою ны нешнюю должность, он отвечал в отделе компа нии Шлюмберже Oilfield Services за обучение в пределах Северной и Южной Америки. Генри получил степень магистра нефтяной геологии в Имперском колледже Лондонского университе та, Великобритания. Ричард Пламб (Richard Plumb) является специа листом по геомеханике компании Шлюмберже и в настоящее время работает в Хьюстоне, штат Техас, США. Ранее он был главным консультан том и руководителем отдела геомеханики подраз деления Обработки данных и консультационных услуг и HRT компании Шлюмберже, руководителем группы геомеханики подразделения Технологиче ских решений Управления интегрированными проектами и координатором отдела наук о Земле в Центре поддержки Управления интегрирован ных проектов в Хьюстоне. До работы в Управле нии интегрированных проектов он отвечал за практические исследования в департаменте интерпретации и геомеханики Кембриджского исследовательского центра Шлюмберже в Велико британии. Ричард также работал в исследователь ском центре Doll компании Шлюмберже в Риджфилде, штат Коннектикут, США, где он разработал способ интерпретации каротажных данных с целью характеристики разрыва пластов, измерения пластовых напряжений и локализации ГРП. Дик получил степень бакалавра в области физики и геологии в Веслиан Юниверсити, Мидлтаун, штат Коннектикут; степень магистра в области геологии в Дартмутском колледже, Ган новер, НьюГемпшир, США; и степень доктора философии по геофизике в Колумбийском универ ситете в НьюЙорке. Эрлинг Прадо.Веларде (Erling PradoVelarde) в настоящее время находится в АльХобаре, Сау довская Аравия, и работает в компании Шлюм берже координатором работ по программе PowerSTIM* в Саудовской Аравии, Кувейте, Бах рейне и Пакистане. Он начал свою деятельность в Шлюмберже в 1980 году инженером по цементи ровочным работам в Перу. После обучения в учеб ном центре в Великобритании он стал работать техническим инженером в Масае, Бразилия, одно временно обучая молодых специалистов. С 1990 по 1993 год он был региональным техническим инженером, и отвечал за проведение цементирова ния и работ по интенсификации притока на юге Аргентины. После двухлетней стажировки в Кел ливиллском учебном центре в Оклахоме он занял пост регионального технического инженера в Мексике. В 1999 году Эрлинг был назначен ру ководителем работ по ГРП в совместном предпри ятии ШлюмбержеНефтеюганск Юкос в Западной Сибири. Эрлинг получил степень в области хими ческой технологии в Национальном университете СанАвгустина, Арекипа, Перу. Жан.Клод Пуэш (JeanClaude Puech) находится в Гэтвике, Англия, и является координатором скважинной геофизики компании Шлюмберже по Европе, СНГ и Африке. Он был принят на работу в компанию Шлюмберже Африка в 1994 году на должность геофизика по скважинным сейсмичес ким исследованиям во Франции и Испании. В 1997 году он был переведен в Анголу старшим специалистом по скважинной сейсмике и акусти ке. В следующем году он стал руководителем группы обработки и интерпретации для Западной и Южной Африки. Он занял свой нынешний пост в 2001 году. ЖанКлод получил степени бакалав ра геофизики в Страсбургском институте физики Земли во Франции и магистра наук во Француз ском нефтяном институте в РюэйМальмезоне, Франция. Николай Смирнов является научным специалис томгеомехаником Шлюмберже, работающим в от делах Управления интегрированными проектами и Отдела обработки данных и консультационных услуг в Хьюстоне, Техас. В настоящее время он ра ботает в проектах NDS, связанных с прогнозирова нием поровых давлений, анализом напряжений и рисков при бурении, а также проектированием заканчиваний скважин. Он поступил на работу в корпорацию Шлюмберже в 1997 году промысло вым инженером в Москве, Россия. В следующем году он стал инженеромбуровиком в ПортДжен тиле, Габон. Перед своей настоящей командиров кой в 1999 году, он работал инженеромбуровиком в Анголе. Николай получил степени бакалавра и магистра наук в области геофизики в Новосибир ском государственном университете в России. Ли Рамсей (Lee Ramsey) является руководителем глобальной сети обучения и поддержки програм мы PowerSTIM*, расположенной в ШугарЛэнде, Техас. Его основная задача заключается в органи зации новых групп по оптимизации добычи с це лью выработки решений для тех районов, где прежние способы интенсификации притока или заканчивания скважин не соответствовали ожида ниям заказчиков. Он начал свою карьеру в компа нии Дауэлл промысловым инженером в 1974 году в Виллистоне, Северная Дакота, США, и занимал различные должности в отделах производства, технологии и маркетинга в США и Канаде. Недав но он возглавил программу PowerSTIM* в Север ной Америке, будучи лучшим специалистом в данной области. Группа PowerSTIM несколько раз была номинирована на приз «Сделано Шлюм берже». Ли обучался в Канзасском государствен ном университете в Манхеттене, Канзас, США, где он получил степень бакалавра наук в области геологии. Дейвид Спунер (David Spooner) является старшим инженеромбуровиком компании Бритиш Петро леум в Абердине, Шотландия. Он поступил на ра боту в BP Exploration в 1988 году и, спустя три года, перешел в Амоко в качестве ведущего инже нерабуровика, где работал в различных проектах, включая разработку месторождения Эверест. С 1998 по 1999 год он был старшим инженеромбу ровиком компании Global Marine Integrated Services. Он вернулся в ВР в 2000 году старшим инженеромбуровиком и участвовал в разработке морских месторождений Южный Эверест, Мирен и Южный Магнус. Дейвид получил степени бака лавра наук (с отличием) в области корабельной ар хитектуры и разработки морских месторождений и магистра наук в области морских технологий. Обе степени получены в Стретклайдском универ ситете в Шотландии. Александр Рудник — менеджер технического от дела Шлюмберже по услугам с использованием ГНКТ в России. В настоящее время работает в Москве. Занимается койлтюбинговыми техноло гиями с 1996 года, начинал работать с ГНКТ поле вым инженером, затем занимал должность инженератехнолога при разработке проектов в различных регионах мира, затем руководил пер выми проектами ГНКТ Шлюмберже в России для нефтяных компаний СИБНЕФТЬ и ЮКОС. Имеет опыт в различных областях койлтюбинговых тех нологий, которые включают в себя такие виды ра бот, как койлтюбинговое бурение, промывки забоя с использованием азотированных и пенных систем, гидромониторная обработка и удаление солеотложений по технологии JetBLASTER*, се лективные обработки призабойной зоны, исправи тельное цементирование и другие операции с использованием специальных забойных компо новок. Терри Стоун (Terry Stone) является главным кон сультантом по программному обеспечению Шлюм берже, подразделение Решений в области информационных технологий, в Абингдонском технологическом центре в Великобритании. Буду чи одним из разработчиков программы моделиро вания продуктивных пластов ECLIPSE*, он работал над различными дополнительными техни ческими возможностями данной моделирующей программы, включая уравнения геомеханических напряжений, температурные модели и процессы, а также передовые способы моделирования сква жин. Ранее он работал в компаниях Scientific Software Intercomp в Денвере, штат Колорадо; Mobil Oil в Далласе, Техас, и в Alberta Research Council в Канаде. В 1995 году он поступил на рабо ту в компанию INTERA, которая позже была при обретена компанией Шлюмберже GeoQuest. Терри получил степень по математике в Виндзорском университете и степень доктора философии в обла сти ядерных технологий в МакМастерском универ ситете в Хамилтоне, Онтарио, Канада. Тим Стуффер (Tim Stouffer) является первым за местителем генерального директора по техничес кой поддержке хантымансийской нефтяной корпорации (недавно приобретенной компанией Marathon Oil) в Москве, Россия. В течение 25 лет работы в компании Marathon он занимал различ ные должности в различных частях мира, занима ясь эксплуатацией месторождений, технологией разработки залежей, разработкой месторождений жидкого природного газа и оценкой перспектив ных приобретений. Он работал также инженером эксплуатационником проекта «Сахалин2» на ПильтунАстохском месторождении на острове Са халин, Россия. Получил степень бакалавра наук в области технологии добычи нефти в Colorado School of Mines в Голдене, Колорадо. Джон Тулетт (John Tulett) — технический менед жер компании Шлюмберже, находится в Фучинобе, Япония. Он был принят на работу в Шлюмберже в 1977 году промысловым инженером на Ближнем Востоке. Джон оставался в этом районе координа тором полевых испытаний метода спектрометриче ского нейтронного гаммакаротажа до 1984 года, когда он стал инженером технических работ и за тем промысловым менеджером в Китае. Два года спустя он был переведен в компанию Шлюмберже Япония. С 1991 по 1994 год он работал техничес ким руководителем компании ДжекоПракла в Ка наде, на Аляске и Ближнем Востоке, а затем стал техническим руководителем наземных сейсмораз ведочных работ по всему миру. Прежде, чем за нять свою нынешнюю должность, он способствовал внедрению поверхностных сейсми ческих систем. Джон получил степень бакалавра с отличием в области электротехники в универси тете Куинз в Кингстоне, провинция Онтарио, Ка нада. Рохелио Руфино Хименес (Rogelio Rufino Jimenez) является геофизиком компании Шлюмберже и ра ботает в Рейносе, Мексика. Он занимается обработ кой и интерпретацией данных ВСП, а также проектирования работ ВСП. Рохелио получил дип лом инженерагеофизика в Национальном поли техническом институте Мехико и готовится к защите степени магистра в Центре научных ис следований (CICESE) Нижней Калифорнии в Мек сике. Рун Хоуп (Rune Hope) является руководителем Группы геофизической поддержки добычи компа нии TotalFinaElf в Париже, Франция. Эта группа тесно сотрудничает с предприятиями компании, бригадами эксплуатации месторождений и с до черними компаниями, находящимися во многих уголках мира, в области литосейсмики, построе ния изображений, обработки сейсмических дан ных и составления техникоэкономических обоснований. Он начал работать в компании Petrofina в 1985 году в Северном море полевым геофизикомразведчиком. Два года спустя он был принят на работу в компанию TOTAL Norway в Бергене в качестве разведочного геофизикаин терпретатора. Затем он занимал должности стар шего геофизикаэксплуатационника в компании TOTAL Norway в Ставангере (1990–1991), старше го штатного геофизика в компании TOTAL Indonesia (1991–1995), главного геофизика в ком пании TOTAL Thailand (1995–1998), главного гео физика в компании TOTAL Upstream в Нигерии (1998–2000) и старшего руководителя геофизичес ких работ в Нигерии (2000–2002). Рун получил степени бакалавра наук в области геологии и маги стра наук в области геофизики в Бергенском уни верситете Норвегии. Брайен Хорнби (Brian Hornby) является советни ком по геофизике в группе технологии разведки и эксплуатации компании ВР, расположенной в Хьюстоне, штатат Техас. В настоящее время он занимается скважинной геофизикой, включая по строение изображений по данным трехмерного (3Д) вертикального сейсмического профилирова ния (ВСП) и наблюдение за продуктивными плас тами с помощью постоянно установленных в скважине сейсмических датчиков. До этого Брайен работал в Шлюмберже на должностях про мыслового инженера и научного сотрудника. В 1996 году он был принят на работу в Центр раз ведочных и эксплуатационных технологий ARCO в Плано, Техас, и работал в проектах по скважин ной геофизике и ГРП. Он был принят в ВР в 2000 году. Будучи всемирно признанным авторитетом в области скважинной акустики, физики горных пород и оценки трещиноватых коллекторов, Брай ен является почетным лектором Общества специа листов по анализу данных промысловой геофизики (SPWLA), а также в 2000 году он был награждён призом за лучшую статью в журнале Petrophysics. Брайен получил степень доктора фи лософии в Кембриджском университете в Велико британии. * Означает торговую марку Шлюмберже. 74 Нефтегазовое Обозрение Осень 2005 75 Артём Цзин в настоящее время работает в Нефте юганске главным инженеромтехнологом ГНКТ (DESC). Он поступил на работу в Шлюмберже в 1998 году, работал в Казахстане, затем работал оператором и ассистентом главного технолога, а с 2002 года работает над проектом с ОАО «Юган скнефтегаз». Артём закончил Томский Политех нический университет. Сергей Черкашнев, старший геофизик консульта ционной службы Шлюмберже (DCS) в Гэтвике, Великобритания. В настоящее время он занимает ся интегрированной обработкой данных ВСП и ка ротажа, обработкой 3Д ВСП, моделированием, инверсией, АВПД. С 1998 по 2002 год он работал геофизиком в Гэтвике, где занимался вопросами комплексирования скважинных и поверхностных сейсмических исследований. Ранее он работал об работчиком в Шлюмберже GeoQuest, Мельбурне, Австралия (1995–1998), полевым геофизиком в Zonge Engineering, Аделаида, Австралия (1994–1995) и полевым геофизиком и обработчи ком в Дальморнефтегеофизика (ДМНГ), ЮжноСа халинск, Россия. Сергей учился в МГУ на кафедре геофизики с 1982 по 1987 год. Виктор Яшин в настоящее время является началь ником отдела ТКРС ОАО «Юганскнефтегаз». С 1983 по 1990 год Виктор работал в ОАО «Юган скнефтегаз», затем с 1990 по 2000 год в компании «Юганск Фрак Мастер», а затем снова в компании ОАО «Юганскнефтегаз». Виктор принимал актив ное участие в разработке проекта оптимизации с ГНКТ. Он закончил Куйбышевский Политехни ческий институт, а затем Академию Народного хозяйства при правительстве РФ.
![[Бурение артезианских скважин на воду] Основные](http://s1.studylib.ru/store/data/002045667_1-703cbc294c48b93ce52c65112559b488-300x300.png)