Структурная геонавигация — путь к росту производительности
advertisement
Структурная геонавигация — путь к росту производительности Аймен Амер Восточный Ахмади, Кувейт Филиппо Кинеллато Милан, Италия Стив Коллинз Chief Oil & Gas LLC Даллас, штат Техас, США Жан-Мишель Денишу Шугар-Ленд, штат Техас, США Изабель Дюбур Кламар, Франция Число нефтяных и газовых скважин, пробуренных горизонтально, продолжает расти по мере того, как компании-операторы стремятся максимально увеличить площадь контакта с разрабатываемыми пластами, разработать более эффективные программы заканчивания скважин и оптимизировать добычу из сложных геологических структур. В одном из методов проводки горизонтальных и крутых наклонных траекторий стволов скважин, называемом структурной геонавигацией, результаты измерений приборами каротажа сопротивления с большим радиусом исследования используются совместно с визуализацией высокого разрешения данных каротажа в процессе Роджер Гриффитс Петалинг-Джайя, штат Селангор, Малайзия бурения, чтобы создавать структурные модели пробуриваемых геологических Рэнди Купселл Денвер, штат Колорадо, США бурения с упреждающим учетом структурных изменений на пути долота, а Стиг Лингра Saudi Aramco Дахран, Саудовская Аравия сред. Данный метод позволяет бурильщикам корректировать траектории компаниям-операторам — лучше представлять себе уже пробуренные пласты. Филипп Марза Абердин, Шотландия Даг Мюррей Абу-Даби, ОАЭ Айвен (Боб) Робертс Дахран, Саудовская Аравия «Нефтегазовое обозрение». Сборник I: избранные статьи из журнала «Oilfield Review», том 24, № 3 (осень 2012 г.); том 24, № 4 (зима 2012—2013 гг.); том 25, № 1 (весна 2013 г.). Copyright © 2014 Schlumberger. Данная статья является русским переводом статьи “New Dimensions in Wireline Formation Testing,” Oilfield Review, Spring 2013: 25, no. 1. Copyright © 2013 Schlumberger. Благодарим за помощь в подготовке данной статьи Дэнни Хэмилтона (Фриско-Сити, штат Техас, США), Реми Ютена (Кламар, Франция), Эммануэль Регрейн (Хьюстон, штат Техас, США) и Хайфэн Ван (Ставангер, Норвегия). CMR, eXpandBG, eXpandGST, FMI, FPWD, MDT, MicroScope, PeriScope, Petrel и PowerDrive являются торговыми знаками компании Schlumberger. 72 Нынешняя практика бурения нефтяных и газовых скважин имеет мало общего с тем, как бурили в прошлом, на заре развития разведочных работ, когда скважины закладывали зачастую наугад и бессистемно, в надежде случайно наткнуться на нетронутые залежи. В распоряжении современных инженеров по бурению имеется целый набор технологий визуализации недр, а также целый арсенал технически изощренного скважинного оборудования, позволяющего бурить в точно обозначенных участках коллектора. Анализируя данные из различных источников, инженеры по проводке скважин могут корректировать траектории скважин в процессе бурения, достигая максимального контакта с коллектором. Сервисные компании продолжают внедрять новые технологии, позволяющие бурить такие скважины, добыча из которых продолжается дольше, коллектор опорожняется лучше и растет прибыль на капиталовложения. В последние годы умение бурить скважины с крутыми и горизонтальными траекториями стало одним из наиболее важных изменений в практике бурения. Хотя в среднем затраты на бурение горизонтальных скважин в 2—3 раза выше затрат на бурение обычных, вертикальных скважин, и с ними связаны более высокие риски, доля горизонтальных скважин не перестает расти (рис. 1). Например, в США в конце 2012 года 63% из 1817 пробуриваемых скважин подпадают под категорию горизонтальных, а еще 11% — под категорию наклонно-направленных. Из всех скважин только 26% оказались вертикальными. 1 Основная причина такого сдвига в пользу горизонталь- 1. Baker Hughes: “Interactive Rig Counts,” Investor Relations, http://gis.bakerhughesdirect.com/ RigCounts/ (ссылка проверена 13 февраля 2013 г.). Нефтегазовое обозрение Сборник I 73 Доля горизонтальных скважин в США, % 70 60 50 40 30 20 10 0 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 Год Рис. 1. Горизонтальное бурение в США. — Процентная доля горизонтальных скважин в общем числе скважин, пробуренных в США, резко возросла за последние десять лет. (Данные использованы с разрешения компании Baker Hughes.) ных и крутых наклонных скважин в том, что они способны принести такой выигрыш в краткосрочной и долгосрочной перспективе, какой вертикальные принести, как правило, не могут. При помощи крутых наклонных и горизонтальных скважин с одним стволом лучше происходит дренирование, становятся доступными отдельные участки сложных коллекторов, сокращаются расходы на геолого-технические мероприятия, повышается продуктивность скважин, а также становится осваиваемой большая часть пласта. Несмотря на высокие начальные расходы, бурение горизонтальных стволов часто позволяет разрабатывать коллекторы, считающиеся неперспективными. Бурение гори- зонтальных стволов особенно важно в нестандартных коллекторах, где именно благодаря им удается добывать сланцевые углеводороды. 2 Эти усовершенствования технологии и практики бурения изменили подход компаний к разработке запасов. 3 Первое время горизонтальные скважины строили главным образом на основе геометрических планов скважин. И когда те или иные скважины не были оптимально проведены в разрабатываемой зоне, результаты часто разочаровывали. В наши дни геофизики и инженеры по бурению отдают себе отчет в том, что «горизонтальное бурение» — понятие, слишком упрощенно представляющее сам технологический процесс, и точная проводка скважин 2. Alexander T, Baihly J, Boyer C, Clark B, Waters G, Jochen V, Le Calvez J, Lewis R, Miller CK, Thaeler J and Toelle BE: “Shale Gas Revolution,” Oilfield Review 23, no. 3 (Autumn 2011): 40–55. В русском переводе: Т. Александер, Дж. Бейли, Ч. Бойер, Б. Кларк, Дж. Уотерс, В. Йохен, Ж. Ле Калвес, Р. Льюис, К. К. Миллер, Дж. Тэлер и Б. Е. Толл: «Революция сланцевого газа», Нефтегазовое обозрение, том 23, № 3 (осень 2011 г.): 52–73. Р. Хокинс, К. Ли, С. Джонс, и Ф. Слейден: «Гибридная роторная управляемая система бурения — сочетание лучшего», Нефтегазовое обозрение, том 23, № 4 (зима 2011–2012 гг.): 50–62. 3. Подробнее о развитии и инновациях технологии бурения см.: Felczak E, Torre A, Godwin ND, Mantle K, Naganathan S, Hawkins R, Li K, Jones S and Slayden F: “The Best of Both Worlds—A Hybrid Rotary Steerable System,” Oilfield Review 23, no. 4 (Winter 2011/2012): 36–44. В русском переводе: Э. Фелцак, А. Торре, Н. Д. Годвин, К. Мантл, С. Наганатан, 74 Bennetzen B, Fuller J, Isevcan E, Krepp T, Meehan R, Mohammed N, Poupeau J-F and Sonowal K: “Extended-Reach Wells,” Oilfield Review 22, no. 3 (Autumn 2010): 4–15. Williams M: “Better Turns for Rotary Steerable Drilling,” Oilfield Review 16, no. 1 (Spring 2004): 4–9. подразумевает более чем просто поворот траектории бурения на 90° от вертикали. Залог успешного бурения — это максимальное увеличение контакта с коллектором и правильное понимание геометрии недр. Совершенствование приборов для исследования коллекторов в процессе бурения также позволяет успешнее решать задачи проводки скважин. Приборы, зондирующие пласт на некотором расстоянии от ствола скважины, позволяют визуализировать сложную геометрию недр. Для определения структурной геометрии и упреждающего внесения корректив в программы бурения инженеры используют изображения высокого разрешения, формируемые в реальном времени. Каротаж в процессе бурения также позволяет отделять интервалы с превосходящими характеристиками продуктивности от неперспективных интервалов. Для оптимизации процесса горизонтального бурения инженеры по проводке скважин разработали технологические схемы, помогающие им в достижении целей бурения. Еще до закладки скважины эти технологические схемы помогают геологам и инженерам определять объекты разработки и прокладывть оптимальные траектории бурения, избегая ненужных осложнений. В процессе бурения специалисты по проводке скважин могут вносить коррективы в модель пласта, используя оперативно получаемые данные и применяя трехмерное представление. Правда, эти новые технологии и технологические схемы не всегда дают нужный ответ. Главное, что 4. Widjaja DR, Lyngra S, Al-Ajmi FA, Al-Otaibi UF and Alhuthali AH: “Vertical Cased Producers Outperform Horizontal Wells in a Complex Naturally Fractured Low Permeability Reservoir,” paper SPE 164414, presented at the SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Manama, Bahrain, March 10–13, 2013. 5. Kuchuk F, Nurmi R, Cassell B, Chardac J-L and Maguet P: “Horizontal Highlights,” Middle East Well Evaluation Review 16 (1995): 7–25. 6. Kuchuk et al, ссылка 5. Downton G, Hendricks A, Klausen TS and Pafitis D: “New Directions in Rotary Steerable Drilling,” Oilfield Review 12, no. 1 (Spring 2000): 18–29. Нефтегазовое обозрение Масштабы бурения Совершенствование технологий бурения стало ключевым фактором резкого роста числа горизонтальных и наклонно-направленных скважин в 1990-е годы. На 1986 год во всем мире была пробурена 41 горизонтальная скважина (рис. 2). 5 А лишь четыре года спустя, в 1990 году, было пробурено уже 1190 горизонСборник I Число горизонтальных скважин, пробуренных во всем мире 1600 1570 За пределами Северной Америки Канада Соединенные Штаты 1400 1200 1400 1250 1190 1020 Число скважин важно для выбора наиболее продуктивного типа скважины, — понять, как геология коллектора в перспективе повлияет на технические показатели скважины. Во многих высокопроницаемых коллекторах, особенно на ранних стадиях разработки, и вертикальные, и горизонтальные скважины часто дают сравнимые результаты, а так как расходы на вертикальные скважины ниже, то решают бурить именно их. Недавнее исследование сложного коллектора с естественной трещиноватостью показало, что дебит у вертикальных скважин выше, а обводнение ниже, чем у горизонтальных. 4 Такой феномен объяснялся зрелостью заводнения и уникальной геометрией коллектора. При всем том недавнее улучшение технологий бурения и его непрерывного геологического сопровождения в реальном времени (геонавигации) дало доступ к запасам, ранее недоступным для обычных вертикальных или наклонно-направленных скважин и горизонтальных скважин, пробуренных на основе геометрических планов. В данной статье рассмотрены приборы каротажа в процессе бурения, результаты измерений которыми непосредственно влияют на выполнение программы бурения, а также компьютерные программы визуализации геометрии недр и технологические схемы оптимальной проводки скважин методом структурной геонавигации. На примерах строительства газохранилища в Италии, разработки нетрадиционного коллектора в США, а также тонкого карбонатного коллектора на Ближнем Востоке показано, как удалось оптимально провести скважины и получить более эффективный доступ к коллекторам и их запасам. 1000 800 600 400 257 200 145 41 65 1986 1987 0 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 Год Рис. 2. Горизонтальное бурение до 1995 года. — Из всех скважин, пробуренных во всем мире в 1986 году , только 41 считалась вертикальной. Резкий рост числа таких скважин случился между 1989 и 1990 годами благодаря совершенствованию технологии и последовавшему за ним росту добычи у некоторых компаний, буривших горизонтальные скважины. Хотя поначалу такая тенденция ограничивалась месторождениями США, компании в других регионах, особенно в Канаде, также стали бурить больше горизонтальных скважин. (Kuchuk et al, сноска 5.) тальных скважин, в основном — в штате Техас, США. Более 20% этих скважин были пробурены в меловой пласт Остин-Чок (Austin Chalk). Деятельность по разработке этого пласта иллюстрирует ту эволюцию, которая произошла в области горизонтального бурения. Остин-Чок — низкопроницаемый коллектор с низкой и средней пористостью. Первые скважины в этот коллектор были пробурены в 1920-х годах. Добыча нефти и газа в промышленных масштабах основывалась на пересечении скважинами существующих сообщающихся трещин. Для увеличения добычи из вертикальных скважин компании внедряли новые технологии с разной степенью успеха. Эти технологии включали кислотную обработку для протравливания каналов от ствола скважины к существующим системам трещин, интерпретацию данных сейсморазведки для поиска кластеров трещин и гидроразрыв пласта для повышения сообщаемости ствола с системами естественной трещиноватости. В 1980-е годы компании начали экспериментировать с зарезкой боковых стволов скважин, обычно с целью повторного входа в существующие непродуктивные скважины. Часто это приводило к резкому увеличению добычи, поскольку таким образом ствол скважины соприкасался с бóльшим числом трещин, чем исходная вертикальная скважина. Некоторые эксперты связывают распространение горизонтального бурения во всем мире с успехом и практическим опытом бурения этих и других скважин в Техасе. 6 Впрочем, не у всех горизонтальных скважин, пробуренных в пласт ОстинЧок, имело место резкое увеличение добычи. Многие компании не учли сложный характер пласта, включая расчлененность и субсейсмические разломы, разделившие Остин-Чок на многочисленные изолированные коллекторы. В настоящее время компании используют сложные модели коллекторов для экстраполяции поверхностных и внутрискважинных 75 Данные каротажа на соседней скважине Дискретизация каротажной диаграммы Столбец слоев Метки Геологическая модель Метки Каротаж сопротивления Поверхности Смоделировано Измерено Отклонение скважины по горизонтали Удельное сопротивление пласта Выявленные Метки привязаны к поверхностям метки в геологической модели пластов Геологическая модель Рис. 3. Метод проводки скважин, основанный на моделировании, сравнении и уточнении. — Данные каротажа с соседних скважин используют для построения геологических моделей и моделей показаний приборов. Геологи создают геологические модели сначала путем дискретизации исходных данных, формирования столбцов, отображающих слои, а также разметки маркирующих горизонтов (меток) пластов и поверхностей (слева вверху на рис.). Геологическая модель (слева внизу на рис.) воссоздается путем экстраполяции маркирующих горизонтов и слоев пласта в сторону от соседней сква- данных и предсказания появления пластов на пути пробуриваемых скважин. Такой подход предполагает поиск породы с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами, а по возможности — с более удобными параметрами для заканчивания. Впрочем, до тех пор пока скважина не пробурена, ее модель, качество которой зависит от типа и качества имеющихся данных, остается не более чем аппроксимацией. 7. Griffiths R: Well Placement Fundamentals. Sugar Land, Texas, USA: Schlumberger (2009): 10. 76 жины, часто — с учетом данных сейсморазведки. Программа моделирования прогнозирует , как каротажные приборы типа зонда каротажа сопротивлений будут отображать характеристики пласта (красная линия справа вверху на рис.). После построения модели к соответствующему слою коллектора прокладывается траектория скважины (зеленая линия справа внизу на рис.). После того как будет пробурен горизонтальный участок скважины, параметры скважины измеряют (синяя линия справа вверху на рис.) и сравнивают с моделируемыми параметрами. (Griffiths et al, сноска 7.) Модели проводки скважин За последние десятилетия скважинное оборудование для бурения горизонтальных скважин значительно усовершенствовалось, а для закрепления успеха новых технологий и способов бурения были разработаны новые методики и технологические схемы проводки скважин. Вооруженные этими достижениями, инженеры продолжают совершенствовать методы проводки скважин. В настоящее время при проводке скважин используют три взаимодополняющих метода. 7 Первый называется методом моделирования, сравнения и уточнения и представляет собой процесс бурения с обратной связью. Второй заключается в расчете и экстраполировании ориентации плоскостей напластования на основе данных о наклоне пласта, обычно — данных азимутальных измерений, сделанных в процессе бурения. Третий метод основывается на анализе данных геонавигации при больших радиусах исследования для дистанционного обнаружения границ разрабатываемой зоны с целью упреждающей корректировки траектории ствола скважины для максимального увеличения контакта с коллектором и недопущения выхода из зоны разработки. Нефтегазовое обозрение Сборник I Данные гамма-каротажа, gAPI Удельное сопротивление в ближней зоне, Ом·м Удельное сопротивление в дальней зоне, Ом·м Моделирование в реальном времени 200 Смоделировано Измерено 0 1000 Смоделировано Измерено 100 10 1000 Смоделировано Измерено 100 10 X450 X500 Фактическая вертикальная глубина, футы Используя метод моделирования, сравнения и уточнения, специалисты по проводке скважин сначала моделируют показания каротажного прибора по характеристикам предполагаемых перспективных пластов, определенных при исследовании соседних скважин (рис. 3). Геологи в ходе анализа учитывают интерпретированные данных сейсморазведки для разметки границ пластов. Для прокладки траектории ствола и разработки программ бурения могут использоваться компьютерные программы пространственной визуализации, у которых, как правило, предусмотрены функции планирования. Данные, получаемые в процессе бурения в режиме реального времени, либо подтверждают правильность модели, либо используются для ее уточнения (рис. 4). Соответственно, по уточненной модели, бурильщики уточняют наклонно-направленную траекторию ствола. Второй метод проводки скважин требует знания ориентации и величины наклона пласта. После интерпретации азимутальных данных по данным изображения ствола скважины можно рассчитать и экстраполировать ориентацию разрабатываемого горизонта или пласта. Долото направляют так, чтобы не выходить за пределы зоны. Если долото уже вышло за пределы разрабатываемого слоя коллектора, по данным каротажа в процессе бурения можно определить, вышло долото из нижней или из верхней части коллектора, тогда инженер по наклонно-направленному бурению может перенаправить долото обратно в сторону разрабатываемой зоны (рис. 5). Метод оказывается бесполезным, если ствол пересекает разлом и выходит из коллектора, так как инженеру нужно точно знать, в каком направлении направлять долото для восстановления контакта с разрабатываемой зоной, а одних только азимутальных данных для этого недостаточно. Согласно третьему методу инженеры определяют направление долота с упреждением при помощи дистанционного определения границы разрабатываемой зоны. При X550 X600 Данные гамма-каротажа, gAPI X650 50 75 1400 1500 100 125 150 X700 1000 1100 1200 1300 1600 Фактическая длина горизонтального участка, футы 1700 1800 0 200 Данные гамма-каротажа, gAPI Рис. 4. Проверка модели. — Инженеры по проводке скважин и геологи могут создавать программные модели результатов каротажа прогнозируемой геологии недр. Кривые гамма-каротажа (зеленая линия вверху на рис.) и каротажа сопротивления в ближней зоне (синяя линия в центре рис.) согласуются с выходными данными модели (красные линии), что подтверждает правильность двумерной модели траектории скважины (зеленая линия внизу на рис.). Различия между смоделированными и измеренными результатами каротажа сопротивлений в дальней зоне (каротажные данные внизу на рис.) могут указывать на необходимость корректировки траектории скважины, хотя кривая каротажа сопротивления в дальней зоне снова отслеживается на текущей позиции долота. помощи азимутальных измерений с большим радиусом исследования заранее намечаются изменения в разрабатываемой зоне и окружающих слоях (рис. 6). Метод особенно эффективен там, где удельные сопротивления пограничного слоя и разрабатываемой зоны достаточно отличаются друг от друга. В числе основных преимуществ такого метода упреждающего бурения — возможность разработки программ бурения с оптимизацией дренирования, доступ к неосвоенным разделам пласта и обход потенциальных источников обводнения. Напротив, метод малопродуктивен в мощных разделах коллектора или в малоконтрастных средах. Также при помощи данного метода трудно вести направленное бурение в таких сложных с точки зрения геологии средах, как разломы и складки. 77 Скважина пересекает нисходящий слой Верх Верх Глубина по инструменту Низ Диаграмма наклонометрии Скважина пересекает восходящий слой Рис. 5. Проводка скважины на основе данных о наклоне пласта. — Данные азимутального каротажа, представленные условными изображениями нахмуренного и улыбающегося лица, позволяют определить поправки для долот. При пересечении стволом скважины плоскости напластования показания азимутального каротажного зонда дают понять, выходит ствол из восходящего или нисходящего геологического слоя. Когда ствол врезается в восходящий слой (слева на рис.), первый контакт с пластом происходит у нижней части скважины (слева Глубина по инструменту внизу на рис.), а когда долото выходит из слоя, последний контакт происходит у верха скважины. Когда долото врезается в восходящий слой, данные отображаются в виде «нахмуренного лица». И наоборот , параметры ствола, выходящего из нисходящей плоскости напластования имеют вид «улыбки» (справа на рис.). В зависимости от интерпретации этих данных долото можно направлять вверх и вниз, не позволяя стволу выходить из разрабатываемой зоны или заставляя его возобновлять контакт с зоной. Фактическая вертикальная глубина, футы X606 X608 X610 Планируемая траектория Пробуренная траектория X612 X614 X616 X618 X800 X850 X900 X950 Y000 Y050 Y100 Y150 Y200 Y250 Y300 Фактическая длина горизонтального участка, футы Рис. 6. Технология проводки скважин по расстоянию до границы разрабатываемой зоны. — Технология картирования расстояния до границы в реальном времени предполагает определение расстояния до близлежащих слоев выше и ниже траектории скважины при помощи измерений азимута и каротажа при больших радиусах исследования. Для успешного применения этой технологии удельное электрическое сопротивление соседних слоев должно быть контрастным, а сами слои — находиться в диапазоне измерений. Данные удельного сопротивления, получаемые в процессе бурения приборами с большим радиусом исследования типа PeriScope, можно инвертировать, а числовые значения — представить в цветовой шкале. Контрастные цвета подчеркивают различия свойств плоскости напластования. Данные обрабатываются и представляются в виде разреза вдоль проектируемой траектории скважины («curtain section»). Когда положение скважины относительно прилегающих горизонтов известно, курсом долота можно управлять, выставляя его в нужном направлении (синяя линия) так, чтобы ствол не выходил за пределы разрабатываемых зон, либо возвращался в зоны после выхода из них. Если бы бурение продолжалось по заданной траектории (зеленая линия), ствол вышел бы за пределы разрабатываемой зоны (светлые участки). 78 Диаграмма наклонометрии Еще один способ проводки скважин — структурная геонавигация — расширяет возможности, предлагаемые упомянутыми тремя способами. Вместо геометрических предположений о плоских поверхностях в этом методе применяется геологически обоснованное прогнозирование структуры коллектора на основе наблюдаемых характеристик скважин (рис. 7). В то время как большинство методов проводки скважин делают упор на учет особенностей геометрии пласта, структурная геонавигация отчасти полагается на традиционные методологии, при этом стараясь преодолеть сложности пластовой геологии с помощью данных каротажа в процессе бурения, некоторые из которых только недавно стало возможно получать в реальном времени. Нефтегазовое обозрение Технологическая схема структурной геонавигации Наклонно-направленное бурение опре деляется как система контроля направления ствола скважины по запланированной траектории к разрабатываемой зоне, расположенной на указанной горизонтальной дальности по указанному курсу. Структурная геонавигация, основанная на данных каротажа в процессе бурения, — это процесс, в котором возможности структурного анализа и моделирования сочетаются с данными изображений скважины для создания трехмерных моделей с целью оптимальной проводки скважин, часто — в реальном времени. Объединяя геологические модели, созданные при помощи нового программного обеспечения, и все больше доверяя тем интерпретациям, которые не подходили прежним программам бурения, компании получают возможность с помощью методик структурной геонавигации принимать оперативные решения. Один из примеров программного обеспечения для проводки скважин методом структурной геонавигации включает два дополнительных программных модуля программной платформы Petrel E&P: модуль масштабного моделирования прискважинно-коллекторной зоны eXpand BG и модуль геонавигации в реальном времени eXpand GST. Данные удельного сопротивления и формирования изображения в процессе бурения, получаемые в реальном времени от системы MicroScope, объединяются с данными картопостроителя границ пластов PeriScope в дальней зоне для структурного анализа и моделирования. С помощью данных приборов с большим радиусом исследования и инструментов формирования скважинных изображений в реальном времени геологи компании Schlumberger разработали технологическую схему структурной геонавигации в качестве шаблона для принятия решений по проводке скважин (рис. 8). Программа-интерпретатор выбирает расстояние до границ, и границы отображаются на разрезе вдоль проектируемой траектории скважины, построенном модуСборник I Рис. 7. Структурная геонавигация для проводки скважин. — Структурная геонавигация включает в себя моделирование коллектора и технологию картирования расстояния до границы разрабатываемой зоны в сочетании с формированием изображений высокого разрешения для контроля бурения. На основе этих данных геологи создают трехмерные модели, подобные той, что приводится на рис., которые позволяют визуально представлять пространство пласта вокруг и впереди бурового долота. Это особенно полезно для прогнозирования геометрии недр и контроля направления долота в сложных коллекторах с наличием разломов и складок. лем eXpand GST. Данные изображений с приборов типа MicroScope сообщают наклон пласта, информацию о трещинах и обнаруженные разломы. Модуль eXpand BG импортирует данные каротажа в процессе бурения, и инженеры строят уточненную модель, включающую диаграммы полярности бурения. Диаграммы полярности бурения указывают, приближается скважина к низу или верху структуры. На следующем этапе программа вычисляет коэффициент истинной стратиграфической мощности; истинная стратиграфическая мощность относится к толщине раздела коллектора. Инженеры по проводке скважин получают возможность сопоставлять структурные наклоны по ходу бурения с наклонами исходной модели, быстро выявляя аномалии. Программа переносит структурный наклон в направлении от скважины по стратиграфическим горизонтам, а геолог получает возможность маркировать верхние части пластов и стратиграфические поверхности. Обладая такой информацией специалисты по проводке выясняют, требуются ли уточнения, и в каком направлении продолжать геонавигацию дальше. Два наиболее важных источника данных для структурного бурения — данные каротажа в процессе бурения, при помощи которых создаются достоверные модели, и программное обеспечение для описания коллектора. Без данных реального времени инженерам и геологам бывает сложно понять геометрию недр и точно указывать, в какую сторону бурить. К сожалению, инженеры часто вынуждены принимать решения, не имея достаточных сведений о сложных коллекторах. Хотя до недавнего времени для решения подобных проблем при каротаже в процессе 79 Предварительное планирование Структурная модель Корреляция и кровли пластов бурения просто не существовало инструментов, на сегодня ситуация изменилась. Данные геофизических исследований на соседних скважинах Модели проводки скважин Разрез вдоль проектируемой траектории скважины Анализ наклона в реальном времени Профилирование истинной стратиграфической мощности Проводка скважины Окончательная оценка и результаты моделирования 80 Рабочие инструменты Помимо программных средств моделирования и бурового оборудования, меняются и конструкции и функции приборов каротажа в процессе бурения. Изначально приборы каротажа в процессе бурения измеряли данные, которые и так получали традиционными приборами каротажа на кабеле, основное назначение которых — собирать петрофизические данные высокого качества, существенные для характеризации коллектора. Современные приборы каротажа в процессе бурения также предоставляют петрофизическую информацию, но их преимущество в том, что данные собираются до попадания в пласт буровых жидкостей, способных со временем изменить свойства породы и флюидов. Однако возможность измерений в реальном Рис. 8. Технологические схемы структурной геонавигации. — Предварительное планирование бурения скважин методом структурной геонавигации начинается с того, что геологи создают структурную модель на основе каротажных диаграмм соседних скважин, которые могут быть и вертикальными опытными скважинами (вверху на рис.). Данные коррелируются, и определяется местонахождение верхних частей пластов и геологических маркирующих горизонтов. Затем эти данные экстраполируются в сторону от вертикальной скважины, и на основе прогнозируемой геометрии недр прокладывается траектория скважины. По мере бурения скважины инженеры по проводке скважины направляют ее траекторию с учетом анализа данных наклона пласта в реальном времени. Для определения расстояния от маркирующих горизонтов и уточнения проводки скважин они часто используют профили истинной стратиграфической мощности. По выходе скважины на фактическую глубину работа не заканчивается. С целью повышения продуктивности скважины с учетом новых данных уточняются модели, оптимизируются программы заканчивания и проекты строительства и разрабатываются новые планы скважинных работ. Нефтегазовое обозрение Сборник I Скорость передачи гидроимпульсных телеметрических данных Скорость передачи данных, бит/с времени определила отдельное направление в области создания новых приборов. Сервисные компании начинают использовать такие приборы каротажа в процессе бурения, которые зондируют более отдаленные от ствола скважины участки пласта, чем обычные приборы каротажа на кабеле. Новые модели приборов также позволяют собирать данные из окрестностей долота. Теперь, когда благодаря информации, полученной этими приборами, бурильщики лучше себе представляют особенности обширной зоны пласта вокруг ствола скважины, они могут задавать точное положение ствола для обеспечения максимальной продуктивности или оптимальных условий закачки. Применение показаний этих новых приборов способно в корне изменить методику бурения наклоннонаправленных скважин. Например, инженеры по проводке скважин могут вести траекторию скважины по показаниям приборов с большим радиусом исследования внутри узко заданной разрабатываемой зоны. С помощью данных, полученных из дальней зоны исследования, а также результатов обработки данных об истинной стратиграфической мощности инженеры могут направлять траектории скважин в зависимости от окружающих пластовых структур, а не только от условий непосредственно вблизи ствола. В таких трещиноватых коллекторах, как Остин-Чок, а также в многочисленных сланцевых комплексах, толщина раздела коллектора может достигать десятков, а то и сотен метров, поэтому можно пробурить скважину прямо в систему трещин, а не оставаться в узкой зоне. Приборы построения изображения, дающие картинки высокого разрешения, могут подтвердить наличие трещин и, возможно, побудить перенаправить или повторно пробурить целые разделы скважины, пробуренные неудачно. И наоборот, во избежание раннего притока воды в определенных коллекторах нужно бурить в обход трещин и разломов. Те же приборы построения изобра- 103 102 101 100 10–1 1970 1980 1990 2000 Год Рис. 9. Скорости передачи гидроимпульсных телеметрических данных. — Приборы каротажа в процессе бурения передают и получают данные, закодированные в пульсациях давления бурового раствора. Скорость передачи данных у старых систем телеметрии по гидроимпульсному каналу связи была равна нескольким единицам бит в секунду. Хотя за последние десятилетия скорость передач данных выросла, скорость передачи данных каротажа в процессе бурения на два порядка ниже скорости передачи данных приборов каротажа на кабеле. При некоторых видах работ данные каротажа в процессе бурения записываются в память, а затем считываются после подъема приборов на поверхность. Стандартный вид измерений в процессе бурения — измерения в подземных хранилищах, когда записываются большие объемы данных, например, для изображений высокого разрешения. Теперь новые способы сжатия данных в сочетании с высокой скоростью передачи данных позволяют получать некоторые типы этих данных для таких работ , как структурная геонавигация, в реальном времени. жения используются для выявления трещин и разломов, а также для точной характеризации их ориентации. Поскольку эти измерения, особенно построения изображений скважин, предполагают запись больших объемов данных, а скорость передачи данных каротажа в процессе бурения на порядки ниже скорости таковой в приборах каротажа на кабеле, именно последние и являются основным источником данных для построения изображений. В последнее время появились системы передачи данных каротажа в процессе бурения и средства построения изображений, которые умеют обнаруживать трещины и разломы, а также определять их ориентацию так же хорошо, как и приборы каротажа на кабеле. Для получения такой информации больше не нужно проводить отдельные сеансы каротажа; бурильщики сами принимают решение, пока буровой снаряд все еще внутри скважины. Эволюция в области разрешения данных Большинство приборов каротажа в процессе бурения передают данные на поверхность с помощью систем телеметрии по гидроимпульсному каналу связи. Хотя в наше время скорость передачи данных часто измеряется в мегабитах и терабитах в секунду, сигналы гидроимпульсной телеметрии изначально передавались на скорости, измеряемой в единицах бит в секунду (рис. 9). Поскольку приборы каротажа в процессе бурения способны непрерывно передавать данные на поверхность и поэтому имеют больше времени на сбор и передачу данных, чем приборы каротажа на кабеле, сервисные компании нашли способы преодолеть конструктивное ограничение скорости передачи данных гидроимпульсной телеметрии. Впрочем, измерения с получением большого объема данных, особенно в процессе построения внутрискважинных 81 Данные азимутального гамма-каротажа Данные двух дисковых датчиков высокого разрешения Наклонение Удельное сопротивление в окрестности долота • Удельное сопротивление по боковому каротажу при четырех РИ • Построение изображений скважины при четырех РИ • Тороидальное удельное сопротивление при двух РИ • Удельное сопротивление бурового раствора Рис. 10. Прибор MicroScope. — Прибор MicroScope для каротажа в процессе бурения измеряет удельное сопротивление по боковому каротажу при четырех радиусах исследования (РИ), строит изображения скважины при четырех РИ и измеряет тороидальное удельное сопротивление при двух РИ. Прибор также измеряет наклонение и выполняет азимутальный гамма-каротаж. Формируемые прибором изображения скважины в высоком разрешении используются для определения структурных условий. При помощи этих данных можно выявлять как трещины, так и разломы. Поскольку прибор выдает информацию высокого разрешения при нескольких РИ, естественные трещины часто можно отличить от неглубоких трещин, образующихся из-за бурения. Результаты измерений тороидального удельного сопротивления используются для определения условий бурения и идентификации пластов перед долотом. изображений, практически всегда выполняются приборами каротажа на кабеле, поскольку каротажный кабель позволяет передавать данные с гораздо более высокой скоростью. Современные системы гидроимпульсной телеметрии у приборов каротажа в процессе бурения передают данные быстрее — некоторые модели развивают скорость до 128 бит в секунду. Такой рост скорости передачи данных вкупе с новыми методами сжатия данных открыли массу возможностей для сбора данных в режиме реального времени. Один такой прибор, где были реализованы возможности более быстрой переда- чи данных, — MicroScope (рис. 10). 8 Он, вращаясь, собирает данные с фокусированных азимутальных датчиков и формирует изображения скважины сравнимые по качеству с изображениями, получаемыми по данным приборов каротажа на кабеле, таких как пластовый микроимиджер FMI. Дополнительное преимущество прибора MicroScope состоит в том, что он формирует изображения удельного сопротивления высокого разрешения при разных радиусах исследований, позволяя отличать естественные трещины от трещин, образовавшихся при бурении. 8. Borghi M, Piani E, Barbieri E, Dubourg I, Ortenzi L and Van Os R: “New Logging-While-Drilling Azimuthal Resistivity and High Resolution Imaging in Slim Holes,” presented at the 10th Offshore Mediterranean Conference and Exhibition, Ravenna, Italy, March 23–25, 2011. 10. Allouche M, Chow S, Dubourg I, Ortenzi L and van Os R: “High-Resolution Images and Formation Evaluation in Slim Holes from a New Logging-WhileDrilling Azimuthal Laterolog Device,” paper SPE 131513, presented at the SPE EUROPEC/EAGE Annual Conference and Exhibition, Barcelona, Spain, June 14–17, 2010. 9. Прибор MicroScope создан для применения в проводящих буровых растворах. 82 11. Подробнее о приборе PeriScope и картировании границ горизонтов см.: Chou L, Li Q, Darquin A, Denichou J-M, Griffiths R, Hart N, McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, Watson K and Wiig M: “Steering Toward Enhanced Production,” Oilfield Review 17, no. 3 (Autumn 2005): 54–63. Тороидальные антенны прибора играют роль передатчиков, посылающих аксиальные токи вдоль муфты и далее в пласт для последующих измерений удельного сопротивления. Два компактных дисковых электрода, расположенных на противоположных сторонах муфты, благодаря вращению прибора охватывают своим действием всю площадь ствола скважины. С поверхности прибора ток течет через токопроводящий буровой раствор в пласт и возвращается на компактные дисковые электроды. 9 После поправки на искажения в скважине результат измерений тока является функцией удельной электрической проводимости пласта (и обратной ему величины — удельного электрического сопротивления). Диски измеряют азимутальное удельное сопротивление при помощи 56 отдельных ячеек, распределенных по окружности ствола, а ориентация измеренных величин определяется с учетом магнитного поля Земли, которое измеряется системой азимутальной ориентации, установленной перпендикулярно оси прибора. Все измерения проводятся при радиусах исследования приблизительно 2,5; 7,6; 13 и 15 см (1, 3, 5 и 6 дюймов) в направлении перпендикулярно поверхности прибора. Такие измерения способны различать плоскости напластования и объекты размером до дюйма. Хотя микроимиджеры FMI различают объекты меньшего размера, что удобно для анализа текстуры и характеризации трещин, данные изображений MicroScope по качеству вполне сравнимы с изображениями FMI (рис. 11). Bourgeois D, Tribe I, Christensen R, Durbin P, Kumar S, Skinner G and Wharton D: “Improving Well Placement with Modeling While Drilling,” Oilfield Review 18, no. 4 (Winter 2006/2007): 20–29. В русском переводе: Д. Буржуа, И. Трайб, Р. Кристенсен, П. Дурбин, С. Кумар, Г. Скиннер и Д. Уортон: «Оптимизация проводки скважин при помощи моделирования в процессе бурения», Нефтегазовое обозрение, том 18, № 4 (зима 2006–2007 гг.): 24–35. Нефтегазовое обозрение Также есть возможность измерять сопротивление в окрестности долота при помощи двух антенн в нижней части прибора. Одна антенна выступает в роли передатчика, а вторая — в качестве приемника. Ток выходит из долота и возвращается в точку выше по колонне. Участок бурильной колонны ниже антенн играет роль электрода, и величина измеряемого тока зависит от удельного сопротивления пласта и свойств бурового раствора. Помимо большого объема цифровой информации, необходимого для формирования изображений, одна из наибольших проблем при построении изображений высокого разрешения по данным прибора каротажа в процессе бурения — преобразование временных значений в глубинные. Обычно данные каротажа в процессе бурения получают поправку на перемещение трубы, наблюдаемое на буровой площадке. Такой способ не годится для обнаружения небольших пластовых объектов, так как перемещение трубы на поверхности не отражает незначительные перемещения прибора в скважине. Ученые компании Schlumberger придумали новый алгоритм вычисления локальной глубинной информации по числу оборотов прибора, а не по наблюдаемому перемещению трубы. 10 При таком способе данные высокого разрешения, вместе с данными об ориентации прибора по магнитометру, записываются относительно времени. Эти данные выглядят как полоски постоянной и известной толщины. Преобразование временных измерений в изображения с указаниями глубин требует точных расчетов азимутального и осевого положения датчиков. По мере продвижения прибора полоски накладываются друг на друга и сливаются, и далее коррелируются по осевому движению прибора. Этот способ дает увязку глубин в высоком разрешении (рис. 12). Впоследствии изображения передаются на поверхность с минимальным ухудшением разрешения. Для вычисления расстояния до верхней и нижней границ разделов коллектора инженеры по проводке Сборник I Изображения, полученные прибором FMI Глубина, фут Изображения, полученные прибором MicroScope X333 X334 X335 X336 X337 X338 X339 X340 Рис. 11. Сравнение качества построения изображений приборами каротажа на кабеле и каротажа в процессе бурения. — Качество данных, получаемых такими приборами каротажа на кабеле, как FMI (слева на рис.), является стандартным, хотя применение подобных приборов в горизонтальных скважинах требует много времени и сопровождается риском прихвата. Появившиеся недавно приборы каротажа в процессе бурения типа MicroScope строят изображения (справа на рис.) такого качества, которое сравнимо с качеством изображений, получаемых приборами каротажа на кабеле, — часто в режиме реального времени, — либо регистрируются в памяти до извлечения прибора на поверхность. (Allouche et al, сноска 10.) скважин также используют данные при бóльших радиусах исследования, чем у приборов каротажа на кабеле. Такие измерения помогают прокладывать траектории скважин так, чтобы они не выходили за пределы разрабатываемых интервалов. Картопостроитель границ горизонтов PeriScope выполняет измерения на 360° и может распознавать горизонты на расстоянии до 6,4 м (21 футов) от скважины. Ориентацию горизонтов определяют наклонные приемные катушки с направленной чувствительностью. При наличии достаточного контраста удельного сопротивления между разрабатываемыми и прилегающими к ним горизонтами прибор PeriScope может дать важную информацию о положении скважины в пласте. 11 Современный порядок проводки скважин требует большего, нежели только выбора места и ориентации долота внутри разрабатываемой зоны. Если на пути долота встречаются разломы, для прояснения геометрии пласта и поворота долота обратно в пласт одних только данных от приборов с большим радиусом исследований может оказаться недостаточно. Объединение данных 83 Нескоррелированные Скоррелированные изображения изображения 2944 Глубина корреляции Глубина, измеренная с поверхности 2945 Глубина, футы Глубина 2946 Полоска изображения 2947 2948 2949 2950 2951 1498 1499 1500 1501 1502 1503 1504 1505 Время, 100 с Рис. 12. Корреляция измерений высокого разрешения к глубине. — Значения глубины, измеренные при каротаже в процессе бурения, соотносили с измерениями трубы, сделанными на поверхности. Для большинства данных это приемлемый способ их сбора. Однако точность такого метода недостаточно высока для измерений с высоким разрешением. Чтобы компенсировать недостатки традиционных способов глубинных измерений, в компании Schlumberger придумали способ, при котором на- кладывающиеся полоски изображений (слева на рис.) принимаются в качестве внутреннего эталона глубины с учетом фиксированных расстояний между дисками датчика на приборе. При корреляции учитывается несоответствие между перемещением прибора в скважине (в центре рис., синяя линия) и на поверхности (черная линия). Получившиеся скоррелированные изображения (справа на рис.) гораздо более высокого качества, чем нескоррелированные. (Borghi et al, сноска 8.) Фактическая вертикальная глубина, фут Полученные в реальном времени изображения для выбора наклона пласта Наклон горизонта X300 Разрабатываемый пласт Фактическая траектория X310 X320 X330 Планируемая траектория Микросейсмический сдвиг X340 X800 Y000 Y200 Y400 Y600 Y800 Z000 Z200 Z400 Z600 Z800 XX 000 Фактическая длина горизонтального участка, фут Рис. 13. Интеграция данных. — Для поиска разломов и определения направления наклона пластов геологи используют изображения, сделанные в реальном времени (вверху на рис.); затем эти данные используются для объяснения геологических условий. Для создания моделей подземных слоев также могут использоваться данные измерений расстояния до границы (внизу на рис.). Все эти данные вместе позволяют корректировать проложенные траектории скважин (зеленая линия) с целью максимального увеличения контакта с коллектором и прокладки оптимального курса (синяя линия) поворота скважины в разрабатываемую зону (желтая область), если на ее пути неожиданно появятся разломы, складки или другие препятствия. 84 изображений высокого разрешения с данными измерений в дальней зоне позволяет строить пространственные модели структур, окружающих скважину, часто подсказывая, куда продолжить бурение и как восстановить контакт с разрабатываемым коллектором, если скважина из него вышла (рис. 13). Бурение в сложных геологических условиях За последние десять лет во всем мире стала популярной добыча сланцевого газа; в значительной мере успех этой добычи был основан на применении гидроразрыва пласта и горизонтального бурения. Обычная практика разработки таких запасов сводится к бурению вертикальной опытной 12. Amer A, Collins S, Hamilton D, Gamero H, Contreras C and Singh M: “A New 3D Structural Modeling Technique Unravels Complex Structures Within the Marcellus Shale: Utilizing Borehole Image Logs,” presented at the AAPG Eastern Section Meeting, Washington, DC, September 25–27, 2011. 13. Amer et al, reference 12. Нефтегазовое обозрение скважины, а затем — бокового ствола в сторону сланцевого горизонта. Но поскольку во многих нефтегазоносных комплексах геологическая структура сложная, стволы иногда выходят за пределы осваиваемой зоны или попадают в породу с плохими фильтрационно-емкостными свойствами. Хотя осваивать коллектор со сложной структурой часто помогают данные сейсморазведки, во многих случаях разрешения этих данных недостаточно для адекватного определения свойств недр. Недавно при освоении сланцевой формации Марселлус (Marcellus Shale) компанией Chief Oil & Gas LLC была применен новый метод пространственного моделирования, включающий моделирование в программе eXpand BG . 12 Исходная модель, построенная по данным опытной скважины, показывала наличие синклинали, круто опускающейся в северо-западном направлении, и антиклинали, падающей в северо-восточном направлении в сторону подошвы предполагаемого поперечного разреза. Инженеры компании Chief Oil & Gas построили свою траекторию по результатам этой интерпретации данных опытной вертикальной скважины. Горизонтальную секцию бурили только с учетом данных азимутального гамма-каротажа в процессе бурения. После того, как был пробурен горизонтальный участок, при помощи прибора FMI на кабеле были получены снимки внутри скважины. Результаты интерпретации при помощи модуля eXpand BG высветили значительные расхождения между исходной моделью коллектора и наблюдаемой геологической структурой скважины. Применение eXpand BG помогает учесть особенности сложной геометрии без лишних затрат на интерпретацию. Программа также строит структурные модели по данным нескольких скважин. 13 В данном примере наклон пласта для построения модулем eXpand BG структурной модели рассчитан по осям кривизны в данной точке. Хотя программы, использующие данный метод, не уникальны, при интерпретации геологи могут откорректировать параметры Сборник I Структурная модель, созданная в результате обработки данных в eXpandBG Антиклиналь Синклиналь ЮВ СЗ 8° Вертикальная скважина 5° Ось складки 25° Формация Марселлус Горизонтальная скважина 24° Формация Марселлус Гамма-каротаж Основная линия разрывного нарушения Гамма-каротаж Асимметрическая антиклиналь Блок с сильным наклоном X° Средний наклон и направление Блок с малым наклоном Рис. 14. Сложная модель сланцевой формации Марселлус. — Исходная модель коллектора (врезка) была создана путем экстраполяции координат вершин коллектора, полученных с опытной скважины; с учетом этой модели инженеры проложили траекторию скважины. На самом деле структура была совершенно иной. Оказалось, что горизонтальную скважину пробурили в пласт, состоящий из плоских слоев с небольшим восходящим уклоном (5 град на ССЗ). Однако перед тем, как достичь горизонтали, скважина пересекла ось складки с круто наклоненными слоями, после чего вышла из разрабатываемого интервала. Хотя специалист рассчитывал, что если продолжить наклонное бурение, станет ясно, куда направлять долото, вскоре скважина пересекла разлом; тектонический блок был приподнят и наклонен относительно предшествующего участка, при этом наклоняясь в противоположном направлении. Скважина снова попала в разрабатываемый интервал и сразу же пересекла второй разлом. К счастью скважина все еще находилась в пределах сланцевой формации Марселлус, и бурение продолжалось под углом, близким изначальному, который был рассчитан по данным измерений на опытной скважине; тогда предполагали, что наклон пласта составлял 5 град на ССЗ. Скважина вышла из нижней части зоны раньше, чем ожидалось, т.к. наклон пласта оказался круче (8 град на ССЗ). Специалисту было неоткуда взять данные для уточнения и смены курса бурения, т.к. у него на руках были только данные азимутального гамма-излучения. Позднее геологи загрузили данные изображений, снятых прибором FMI, в модуль eXpand BG программной среды моделирования Petrel, и модуль выдал интерпретацию, поясняющую, почему скважина не вышла на коллектор согласно первоначальным расчетам. программы с учетом других данных, например результатов интерпретации пространственных данных сейсморазведки. Геологи компаний Chief и Schlumberger анализировали ряды наклонов в опытной скважине, а затем и на горизонтальном участке, после чего на графике Шмидта провели систематизацию структур по методу осей кривизны в данной точке для выяснения особенностей данной сложной структуры. Вопре- ки исходной модели в новой обнаружились три отличных друг от друга раздела: асимметричная антиклиналь, сильно наклоненный блок и третий раздел с небольшим наклоном (рис. 14). На основании величин наклонов, обнаруженных в вертикальной скважине, были обнаружены наклоны, было заключено, что пласт слегка наклонен на ССЗ под углом 5 град. Скважину предполагалось пробурить в разрабатываемый ин- 85 тервал с учетом данного направления складчатости. Однако в реальности горизонтальный участок дошел до оси складки, где структура резко повернула вниз на юг под углом 24 град. Вскоре скважина вышла из раздела коллектора и пересекла разлом, в конце концов восстановив контакт с коллектором, но уже в том разделе, который наклонялся в противоположном направлении — на север, под углом 25 град. Скважина пересекла еще один разлом, после чего вернулась в разрабатываемый пласт; бурение продолжалось по курсу, заданному исходной структурной моделью. К сожалению, поскольку наклон пласта оказался круче, чем ожидалось, скважина вышла из нижней части сланцевой формации Марселлус раньше, чем ожидалось. Повторное изучение курса скважины доказывает необходимость сбора структурных данных в реальном времени в процессе бурения. Стадия 1: после отложения Стадия 2: ранняя стадия деформации Максимальное сжатие Стадия 3: текущая ситуация Ось складки Результаты вздымания в локализованном простирании Рис. 15. Поддержание и восстановление структурного равновесия. — Для подтверждения достоверности интерпретаций модели, построенной в модуле eXpand BG , необходимо построить модель поддержания и восстановления структурного равновесия. В исходной модели предполагалось, что пласт имеет плоское слоистое строение (вверху на рис.), на который в программной среде Petrel моделировалась постседиментационная нагрузка. Ранняя стадия сжатия (в центре рис.) воспроизводит наблюдаемую сложную геометрию, а последующее вздымание объясняет нынешнее состояние (внизу на рис.). Последний этап моделирования подтверждает верность интерпретации, выполненной программой eXpand BG . 86 Так как для интерпретации структуры пласта в распоряжении имелись только данные азимутального гамма-каротажа, пробурить скважину с оптимальной траекторией не удалось. Но если бы в реальном времени удалось в процессе бурения получить каротажными приборами данные изображений и удельного сопротивления в дальней зоне, итог бурения и заканчивания был бы совершенно иным. Один из последних этапов моделирования заключается в проверке достоверности модели при помощи программы геологической реконструкции Petrel. Этот программный пакет позволяет проводить реконструкцию и опережающее построение сложных геологических моделей со складками и разломами. Имитируя механические характеристики пород с учетом целого набора граничных условий, программа позволяет анализировать сложные структуры. Программное обеспечение подтвердило эффективность комплексной современной интерпретации (рис. 15). Полученные недавно данные пространственной сейсморазведки подтвердили правильность структурной модели. Продуктивность этой скважины сочли неудовлетворительной по сравнению с производительностью соседних скважин. Но если бы структурную модель уточнили по изображениям скважины по данным каротажа в процессе бурения, то траекторию ствола скорректировали бы, а может пробурили бы скважину заново, но с учетом новой модели. Аналогичным образом могла бы оказаться более результативной и четырехинтервальная схема интенсификации притока (рис. 16). Лишь на втором и третьем интервалах бурение происходило полностью в пределах разрабатываемой зоны. На первом и четвертом интервалах бурение происходило в пределах разрабатываемой зоны только половину интервала. Кроме того в разделе формации Марселлус на приствольном участке скважины интенсификация притока не проводилась, хотя именно этот участок совпадает с Нефтегазовое обозрение участком под сильным напряжением вокруг складки, где прибор FMI обнаружил признаки естественных трещин, которые часто повышают производительность в сланцевых коллекторах. В данном случае структурные данные, полученные в реальном времени, могли бы помочь проложить такую траекторию скважины, которая больше соприкасалась бы с разрабатываемым пластом, и продуктивность скважины оказалась бы выше. Структурная геонавигация при создании хранилищ Технологическая схема структурной геонавигации с использованием получаемых в реальном времени данных каротажа в процессе бурения и результатов обработки данных в программе Xpand BG была недавно применена на проекте строительства подземного газохранилища, реализуемом компанией Stoccaggi Gas Italia (Stogit) SpA (подразделение компании Società Nazionale Metanodotti (Snam), занимающееся газохранилищами). В разработке проекта, охватывавшего несколько скважин и несколько месторождений, приняли участие специалисты компании Eni SpA. Целью программы бурения было получить доступ к максимальной площади коллектора с наиболее оптимальными характеристиками при минимальной длине скважин. 14 С этой целью бурение скважин и геонавигация траектории осуществлялись при помощи данных каротажа в процессе бурения. Как и во многих других областях Италии горизонтальное бурение является нелегкой задачей из-за крутых наклонов горизонтов, наличия разломов и резких стратиграфических изменений. Участок коллектора на месторождении Фурчи (Furci) характеризуется как ограниченное простирание плиоценовой турбидитовой системы. Она включает несколько песчаных горизонтов, перемежающихся более тонкой слоистостью. Процедура бурения скважин на месторождении выполнялась в соответствии с заданной технологической схемой. Были выбраны горизонтальные зоны разработки, Сборник I Интервалы гидроразрыва Интервал 1 Интервал 2 Интервал 3 Интервал 4 Формация Марселлус Рис. 16. Результаты заканчивания. — По результатам интерпретации данных азимутального гамма-каротажа компания разработала программу интенсификации притока из скважины в сланцевую формацию Марселлус; разработана программа была до того, как создали показанную здесь уточненную структурную модель. Только на втором и третьем из четырех показанных интервалов (сиреневая линия) скважина полностью находилась в пределах разрабатываемой зоны. На первом и четвертом интервалах скважина проходила через пласт Марселлус лишь частично. Обработки приствольного участка скважины (обведен белым пунктирным овалом), где были обнаружены трещины, не проводилось, что инженеры посчитали неиспользованным шансом интенсифицировать приток. Компания признала дебит скважины по сравнению с соседними скважинами неудовлетворительным. инженеры ввели план бурения скважины в модуль eXpand GST программной среды Petrel E&P, куда уже были введены данные каротажа вертикальной опытной скважины. Программа смоделировала каротажную диаграмму с прогнозом поступления данных в результате отработки нескольких сценариев, в том числе более или менее крутого наклона пласта. Такие сценарии показывали бы, что скважина находится не в той части коллектора, где ей планировалось быть. У второй из двух пробуренных на месторождении скважин разрабатываемая зона состояла из двух крупных участков песка, разделенных двумя сланцевыми пластами. Цель заключалась в пробуривании мелкозалегающего участка песка, пересечении тонкого слоя сланцев и проникновении в глубокозалегающий песок. Как и планировалось, была пробурена вертикальная опытная скважина, после чего по проложенной траектории началось бурение горизонтального участка. Геологи определили наклон пластов при помощи двух независимых приборов: картопостроителя с большим радиусом исследования PeriScope для определения границ горизонта и прибора построения скважинного изображения MicroScope. Измерения с их помощью позволили получить данные 14. Borghi M, Loi D, Cagneschi S, Mazzoni S, Donà E, Zanchi A, Boiocchi D, Gremillion J, Chinellato F, Lebnane N, Lepp R, Chow S and Squaranti S: “Well Placement Using Borehole Images and Bed Boundary Mapping in an Underground Gas Storage Project in Italy,” presented at the 10th Offshore Mediterranean Conference and Exhibition, Ravenna, Italy, March 23–25, 2011. 87 Данные каротажа в процессе бурения Данные изображения удельного сопротивления прибора MicroScope Данные прибора PeriScope Удельное сопротивление по прибору PeriScope 700 Фактическая вертикальная глубина, фут X004 800 900 Прослойки сланца Планируемая траектория Пробуренная траектория Верхний участок песка X006 1000 Скорость проходки Данные гамма-каротажа X008 X010 X012 X014 X016 X018 Нижний участок песка Возможный субсейсмический разлом, явный наклон 700 800 900 1000 Фактическая длина горизонтального участка, фут Рис. 17. Сложная геология скважины газохранилища в Италии. — Пунктом назначения данной горизонтальной скважины были два участка песка, разделенных прослойками сланца. В исходной модели предполагалась геологическая структура в виде плоских слоев, и траектория (зеленая линия) была проложена с проходом через верхний слой песка, сквозь прослойку сланцев и с остановкой в нижнем слое песка. Но вместо непрерывных слоев фактическая траектория (синяя линия) наткнулась на разлом, вышла на взброс ниже разрабатываемой зоны песка и пересекла еще один разлом, пока, наконец, не вошла сброшенным разделом в нижний слой песка. После пробуривания части нижнего слоя песка траекторию скважины повернули вверх; она снова пересекла сланцы и вернулась в верхний участок песка с наклоном вниз. Результаты традиционных петрофизических измерений — измерения удельного сопротивления (дорожки 2 и 3), гамма-каротаж (дорожка 4) и измерения плотности пласта (на рис. не показано) — оказались недостаточными, чтобы скорректировать траекторию. Кроме того, если бы использовались только получаемые от PeriScope данные расстояния до границы пласта (красные и синие точки внизу на рис.), было бы трудно задавать поправки к направлению бурения. А данные изображений, получаемых прибором MicroScope (вверху на рис.), позволили обнаружить разломы, выяснить направление наклона и правильно скорректировать траекторию скважины. Если бы две системы измерений не дополняли друг друга, было бы сложно определить, куда вести скважину после пересечения того или другого разлома. (Borghi et al, сноска 14.) о ра зло м ах и п ла с т а х , пе ре се ка ю щих с я с тр ае к то ри е й с кв а ж и н ы . Посл е н ач ала буре н и я г о ри з о н та льн ог о у ч ас тк а P e r iS co pe з а ре г и стри р о вал п о лог и й н а кл о н , а з а т е м — сле г к а п од н и ма ю щ и й с я н а кл о н . Посл е д овала вн е з а пн о е сн и ж е н и е удел ь н ог о с оп р о т и в л е н и я, ч т о о з н ача ло, ч то тр а е кт о ри я с кв а ж и н ы п е р е с е к ла ве р х н и й сл о й пе ска , сл анц е ву ю п р о с л о й ку и при б л и - 88 ж а е т с я к ни жнему с лою пес к а ; но г е о л оги и нтер пр ети р ова ли да нны е и з о бр а жени й та к , ч то с к ва жи на яко б ы пр ошла с к воз ь неожи да нн ы й ра з лом и с ей ч а с на ходи тс я на в з бро с е (р и с . 1 7 ). В рез ульта те бур ени я с к воз ь в з б ро шенны й уч а с ток и нтер пр ет а ци я р а з лом а подтвер ди ла с ь; на ко н е ц , с к ва жи на пер ес ек ла второ й ра з лом и вер нула с ь к уч а с тк у к оллек тор а . П о да нным каро т ажа, получ енны м пос ле пересечения тр а ек тор и ей втор ого разл о ма, ст ало я с но, ч то с к ва жина пересекл а ни жни й с лой пес к а; специал ист ы р еши ли увели ч и ть у го л накл о на долота более ч ем на 90 граду со в и с нова вой ти в вер хн ий сл о й песка. Ск ва жи на пр ошла о брат но скво зь с ла нцы в пер и к ли нал ьну ю част ь вер хнего с лоя пес к а. По сл е переНефтегазовое обозрение Разлом Граница горизонта Ориентация разлома Ориентация микроразлома Фактический угол наклона 95° Высокоомная трещина Граница горизонта Разлом Высокоомный разлом Микроразлом Динамическое изображение –5° Верх Низ Верх Удельное сопротивление 1000 в дальней зоне Удельное сопротивление в ближней зоне Ом·м 0,1 Статическое изображение Верх Низ Верх 150 Данные гамма-каротажа gAPI Y050 Y040 Y030 Y020 Y010 Y000 X990 X980 X970 X960 X950 X940 0 Измеряемая глубина, фут Рис. 18. Бурение в условиях сложного геологического строения. — Данные изображений, полученные прибором MicroScope, могут быть представлены в динамическом (дорожка 2) или статическом (дорожка 4) режимах. Значение наклона пласта (вверху на рис., дорожка 1) можно подобрать вручную по изображениям или вычислить по данным изображений. Зеленые кружки с «хвостиками» («tadpoles» — «головастики») обозначают наклон вниз в направлении от 0° до 360° по часовой стрелке вокруг каждого «головастика» (север—восток—юг—запад—север). Величина наклона также вычисляется, ее можно узнать из каротажной диаграммы. Сиреневый «головастик» обозначает трещину , указывая ее ориентацию. Данные изображений можно представить на поверхности цилиндра, имитирующего горизонтальную скважину (врезка). Плоскости напластования (зеленые линии), разломы (сиреневые линии), открытые трещины (синие линии) и консолидированные трещины (голубые линии) можно отображать визуально по мере их появления в горизонтальном стволе. (Koepsell et al, сноска 15.) Сборник I 89 сече н и я п е р во г о ра з л о м а , в с я пе рвона ч аль н о зад а н н а я т ра е кт о ри я ск в аж и н ы п р ошл а бы м и м о н и ж н его с лоя п е с к а, а бó л ь ш а я ч а с т ь ск в аж и н ы п р охо д и л а бы с кв о з ь просло й к у с лан ц е в . Н о в а я ж е т ра ек то р и я , у то ч н е н н а я по о пе ра т и в н ым д ан н ым к ар о т а ж а в про це с се бурен и я , п е р е с е к л а о ба с л о я пе ска , увели ч и в к о н так т с т в о л а с ко л л е ктором . Бу рение с л анц е в На р азве д оч н о й скв а ж и н е в сл анц е во й ф ор м а ци и Н а й о б ра ра (N io b rara) н а с е в е ро -в о с т о ке ш т а та Ко лор ад о и ю г о -з а па д е ш т а т а Ва йо м и н г, С ША, и н ж е н е ры при мен и ли те хн оло г и ч е скую с х е м у струк ту р н о г о б у ре н и я в сл о ж н ы х геолог и ч е с к и х усл о в и ях с л а н це вой с к важ и н ы. 15 Н е ф т е г а з о н о с н ы й к омпле к с Най о бра ра — в е рх н е мело во й и зве с тк о в ы й сл а н е ц, с о держ ащи й зап ас ы н е ф т и и г а з а . С ла н ц ы с ло ж е н ы и з а рг и л л и т о в ы х изв е с тн я к о в с при м е с ям и м е л а , мерге ля и б е н тони т а . И з -з а н и з ко й прони ц ае м ос ти и по ри с т о с т и по роды в ц е ло м д об ы ч а л уч ш е и з з о н с ес те с тве н н ой т ре щ и н о в а т о с т ь ю , усиле н н ой г и д р о ра з ры в о м пл а ст а . Ти п о во й с ц е на ри й освоения ск в аж и н ф о р м ац и и Н а й о б ра ра з а к люч ае тс я в б у р е н и и в е рт и ка л ь н о й опыт н ой с к важ и ны и с б о ре пе т ро физи ч е с к и х д ан н ы х ка ро т а ж н ы м и приб о р ам и н а к а бе л е . П ро г ра м м а к аро таж а в р азв е д о ч н ы х с кв а ж и н ах об ыч н о п р е д у см а т ри в а е т и з м е рен и я у д е ль н о г о со про т и в л е н и я, пори с тос ти п о н е й т ро н н о м у ка ро та ж у, п о р и с тос ти по пл о т н о ст н о м у к аро таж у, с п е к тро ско пи и н е й т ро н н ого захвата и я д е рн о -м а г н и т н о г о резо н ан с а. С ц е л ь ю о б н а руж е н и я ра злом о в и г е о ло г и ч е ско й х а ра ктери зац и и п р овод и т с я по с т ро е н и е 15. Koepsell R, Han SY, Kok J, Munari M and Tollefsen E: “Advanced LWD Imaging Technology in the Niobrara—Case Study,” paper SPE 143828, presented at the SPE North American Unconventional Gas Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, June 14–16, 2011. 90 и з о бр а жени й с тволов с к ва жи н. В ед е т ся а к ус ти ч ес к и й к а р ота ж для и з уч ени я м еха ни ч ес к и х с вой с тв, е г о д анны е и с польз уютс я пр и м од е л и рова ни и р а з р ы вов и для р а с ч е т о в ус той ч и вос ти с твола с к ва ж и н ы . Ч а с то в опы тны х с к ва жи на х д л я о пр еделени я ли тологи и и опи с а н и я тр ещи н вы полня ют обы ч ны й о т б о р к ер на . Да нны е и з мер ени й в о пы т ны х с к ва жи на х и с польз уютс я д л я х а р а к тер и з а ци и к оллек тор а , о пре делени я ор и ента ци и р а з р а ба т ы в а емы х з он и вы я с нени я опти м а л ь ной глуби ны к онеч ной точ к и г о ри з онта льного уч а с тк а с к ва жи ны. Ц е л и к а р ота жа на гор и з онта льн о м уч а с тк е с к ва жи ны — не та к и е, ка к в вер ти к а льны х опы тны х с к ва ж и н а х. Для пла ни р ова ни я и нтенс и ф и ка ци и пр и ток а нужны да нны е пл о т нос ти з а полнени я , ти па и ор и е н т а ц и и тр ещи ны . О ч ень ва жно и з м е ри ть тр а ек тор и ю и ор и ента ци ю с т в о л а , ос обенно ес ли с к ва жи на буд е т вы ходи ть и входи ть обр а тн о в ра з ны е с лои к оллек тор а . П р и пл а н и р ова ни и з а к а нч и ва ни я с к ва ж и н полез но вы я ви ть вс е р а з ломы и ут о ч ни ть и х мес тона хождени е и о ри е нта ци ю. Для того ч тобы вес ти с кв а жи ны в пр едела х к оллек тор а и л и , в с луч а е ухода , вы бр а ть на и бо л е е опти ма льны й к ур с воз вр а та с кв а жи ны в к оллек тор , и нженер ы о пре деля ют з оны с о с ложной геол о г и чес к ой с тр ук тур ой . П р и пом о щ и пр и бор ов к а р ота жа в пр оце сс е бур ени я можно опр едели ть л и т о л оги ч ес к и е отк лонени я ; с пом о щ ь ю эти х да нны х м ожно к ор ре кт ир ова ть м одели , где с вой с тва о пы т ны х с к ва жи н эк с тр а поли р ую т ся на гор и з онта льны е. Тра д и ци онны е методы получ ен и я д а нны х и з обр а жени й на гори з о нта льны х уч а с тк а х пр едпола г а ю т с пус к к а р ота жны х пр и бор ов н а бур овой к олонне. П р и пом ощи эт и х да нны х уда етс я обна р ужи ть при сутс тви е ес тес твенны х тр ещи н, в ы ясни ть и х ор и ента ци ю и и з мери т ь плотнос ть. В пр оч ем, да нны е в ы с о к ого р а з р ешени я , получ а емы е при б ор ом M ic r oS c op e, дела ют нен уж н ы м и отдельны е с пус к и пр и бо ро в на к а беле (р и с . 1 8 ). О дна к ом па ни я , занимавшаяс я ос воени ем ба с с ейна Денвер— Джулс бур г, на ч а ла разрабо т ку фор ма ци и Н а й обрара мет о до м м ногои нтер ва льны х гидро разрывов в гор и з онта льных скважинах. Из уч и в к а р ота жны е диаграммы из вер ти к а льной опы тно й скважины, геологи подтвер ди л и нал ичие целевого гор и з онта п о д названием « С-ус туп» . Да нны е изо бражений ук а з ы ва ли на на личие о т крыт ых тр ещи н с гр уппа ми про ст ираний, ор и енти р ова нны х по о си СЗ—ЮВ, а та к же м и нер а ли зо ванных т рещи н, ор и енти р ова нных по о си ССВ —Ю Ю З. Для максимал ьно го увели ч ени я пер ес ечения с ест ес твенны ми тр ещи нами пл аниро ва лос ь пр обур и ть горизо нт ал ь ный уч а с ток с к ва жи ны п ерпендику л ярно к с и с теме ес тес твенно й т рещинова тос ти по а з и м ут у 104° и прим ер ной дли ной 2 4 0 0 ф у т о в ( 730 м) . С и с польз ова нием прибо ра M ic r oS c op e в р еа льно м времени бы ли получ ены и з ображения высо к ого р а з р ешени я для анал иза гео логи ч ес к ого с тр оения и т рещин. П р и пом ощи пр огр аммы eX pan d B G бы ли с оз да ны пр о ст ранст венные модели , и с и х по мо щью о пт има льно р а з м ес ти ли скважину и з а пла ни р ова ли р а бо т ы по гидравли ч ес к ой и нтенс и фикации прит о к а . Бла года р я , в перву ю о чередь , да нны м и з обр а жений, по л у ченных пр и бор ом M ic r oS c ope, выяснил ись ос обеннос ти с ложно го ст ро ения уч а с тк а . П ом и мо м но го числ енных отк р ы ты х и к онс о л идиро ванных тр ещи н геологи обнару жил и мно го р а з лом ов, оди н недо ст аю щий у час ток , а та к же с тр ук т у рно дефо рмир ова нны е гор и з онты ( рис. 19) . Тр а ек тор и я с к ва жины был а про ложена по да нны м каро т ажа на вер ти к а льной опы тно й скважине и да нны м повер хнос тно й сейсмо разведк и ; в р ез ульта те о на пересекл а р а з лом и вы шла и з разрабат ываемой з оны в непр одукт ивные мергелевы е уч а с тк и под зо но й. Вт о ру ю полови ну дли ны с к важины бу рил и под С-ус тупом в осно вно м скво зь нек оллек тор с к и е пласт ичные сл анцы . П ос ле а на ли з а по л у ченных да нны х и с оз да ни я но во й мо дел и Нефтегазовое обозрение Исходные наклоны С З В Ю 0 Вертикальная опытная скважина 90 X200 Открытая трещина Консолидированная трещина Разлом Структурный наклон X300 X400 С-уступ формации Найобрара Известняки Форт-Хейс Глубина, фут X500 Структурный наклон X600 Алевриты Коделл X700 Мергель Мел X800 Пластичный сланец Разлом X900 Сланцы Карлайл Y000 Известняки Гринхорн Y100 Y100 Z100 90 C Ю В X100 З Исходные наклоны Данные о наклоне 0 Расширенный разрез разрабатываемой зоны С-уступа Структурный наклон Скважина в самой нижней части С-уступа Разлом Скважина ниже С-уступа Разрабатываемая зона С-уступа 0 90 270 0 180 270 0 270 0 90 270 180 90 180 Пластичный сланец 270 180 90 180 Мел Мергель Рис. 19. Шаг в сторону от вертикали. — Хотя в вертикальных скважинах можно определить местонахождение и ориентацию плоскостей напластования и разломов, а затем экстраполировать их в сторону от скважины, на пути горизонтальных скважин часто встречаются неожиданные структурные объекты. На данном участке вертикальной скважины (вверху на рис.) выявлено несколько геологических разделов, включая входящий в формацию Найобрара С-уступ разрабатываемого коллектора, который представляет собой смесь мела и мергеля, связанных пластичными сланцами и непродуктивными мелами. В зону разработки была проложена траектория, и в С-уступ пробурили горизонтальную скважину (внизу на рис., расширенный разрез). Бурение шло на горизонтальном участке длиной примерно 2350 футов (716 м), после чего перед скважиной обнаружилось структурное образование, отсутствовавшее в прогнозах геологов. Скважина (черная линия) пересекла как минимум семь крупных разломов (сиреневые линии). После Сборник I 90 0 Разлом первой группы разломов оказалось, что С-уступ взброшен, и скважина находится в самой нижней части коллектора. Бурение продолжилось, скважина пересекла пятый крупный разлом и теперь находилась ниже разрабатываемого коллектора, полностью выйдя из него. После того как геологи создали новую модель горизонтальной скважины, специалисты вернулись на первый участок разломов и повторно пробурили горизонтальный участок, теперь ориентированный так (не показано), что скважина прошла выше исходной траектории и осталась в пределах разрабатываемого интервала. Для обнаружения других коллекторских свойств можно также использовать данные наклона. Для определения типов и ориентации трещин и разломов можно использовать стереографические сетки, которые, как показано, охватывают пять интервалов. На самой левой сетке консолидированные трещины, ориентированные с ССЗ на ЮЮВ (по-видимому , из-за образования складок). (Koepsell et al, сноска 15.) 91 Вода Удельное сопротивление Индукция, 90 дюймов 0,2 Ом·м Нефть Связанный флюид 2000 0 Индукция, 60 дюймов % 25 Пористость по комбинируемому 0,2 Ом·м 2000 магнитному резонансу Индукция, 30 дюймов Объемная плотность Распределения T2 3 2,95 0 % 25 0,3 г/см Фотоэлектрический Общая пористость Индукция, 20 дюймов коэффициент Глубина, фут 0 Данные гамма-каротажа gAPI 0,2 Ом·м 2000 1,95 0,2 Ом·м 2000 0 10 0 Пористость по Индукция, 10 дюймов нейтронному каротажу 200 0,2 Ом·м 2000 45 % –15 0 % Объем воды % 25 0,3 мс Отсечка T2 мс мс Кальцит Углеводород 5000 Среднее значение T2 по каротажу 25 0,3 Объемы 5000 5000 0 Вода Углеводородонасыщенность % Нефть 100 0 % 100 X725 X750 X775 Рис. 20. Каротажные диаграммы из опытной скважины. — По данным каротажа в опытной необсаженной скважине, пробуренной под углом 30°, был обнаружен нефтеносный карбонатный участок коллектора. По данным измеренной глубины толщина продуктивной зоны (серое затенение) была меньше 20 футов (6 м), а фактическая мощность пласта с учетом отклонения скважины была бы еще меньше, чем показано. Характеристика подвижности флюида, полученная по данным прибора ядерного магнитного резонанса (дорожка 5) и модульного динамического пластоиспытателя (не показаны), указывала на наличие внутри интервала проницаемого пропластка. Специ- 92 алисты по проводке скважин предложили пробурить горизонтальную скважину с геонавигацией при помощи PeriScope и MicroScope. Хотя при проводке траекторий скважин использовались данные петрофизических измерений, для их использования внутри разрабатываемой зоны вариация данных гаммакаротажа (дорожка 1), удельного сопротивления (дорожка 2) или пористости (дорожка 3) была недостаточной. Впрочем, перекрывающая зону порода с высоким удельным сопротивлением стала пограничным слоем, на который ориентировались при проводке скважин. Нефтегазовое обозрение от ск важ и н ы н ач а л и бури т ь бо ко вой с твол и , п р о й д я бóл ь ш ую ч а с т ь инте р вала, п о ве р н ул и в в е рх н ю ю часть с тр у к ту р ы. Резу льтаты к ар о т а ж а д а л и и н ж енер ам п о во д вне ст и ряд и з м е н е н ий в п лан ы зак а н ч и в а н и я б о ко вого с твола. Нап ри м е р, про г ра м м а пред у с м атр и вала и з о л яци ю при помо щи с тво ль н ы х па ке ро в . И н ж енер ы ж е об н аруж и л и в ст в о л е вым ытые и э лли пт и ч е ски е уч а с т к и, г д е п ак е р ы у ст а н а в л и в а т ь н е стал и . Пак е р ы не уст а н а в л и в а л и возл е р азлом о в, ч т о б ы н е н а рушать г е р м е ти зац и ю и н е ух уд ш а т ь резу льтаты и н те н си ф и ка ции притока. По схожим причинам пакеры не ставили и в открытых естественных трещинах, которые также были выявлены по данным изображений. Интенсификация притока в трещины выполнялась поинтервально, причем интервалы выделяли так, чтобы нв каждом интервале обработке подвергались породы сожих типов, выявленные по петрофизическим данным. При планировании интенсификации притока учитывались локальные напряжения, вызванные сложностью строения пласта. Бурение «по узкой дорожке» Б урен и е и зак ан ч и в а н и е с кв а ж и н при ос во е н и и н е т ра д и ци о н н ы х з а пасов ч ас то тр е б уе т м е т о д о в , о т личаю щи хс я от при м е н яе м ы х при ра зр аб о тк е тр ад и ци о н н ы х ко л л е кторов, н о и р азр а бо т ка о б ы ч н ы х к олл е к тор ов м оже т б ы т ь б о л е е успешн ой п р и п р и м е н е н и и н е т ра дици он н ых р е ш е н и й . Ко м па н и я Sa udi Aramc o д л я о св о е н и я з а па сов , и звле к ать к о т о ры е и н ы м спо собо м б ыло б ы н е в ы г о д н о , в о спользовалас ь т е х н о л о г и ч е ско й схем о й с тр у к ту р н о й г е о н а в и г а ци и бурен и я в р е аль но м в ре м е н и с о б ра ботк ой д ан н ых в про г ра м м а х eX pa nd B G и e Xp a n d GST. Ка рбо н а т н ый к олле к тор п ре д ст а в л ял с о бо й тонки й п р он и ц ае м ы й сл о й , з а ж а тый м е ж д у м ало про н и ца е м ы м и г о ризон там и и п е р е кры т ы й т о л с т о й н епо р и с той к ар б о н а т н о й з а л е ж ь ю . С к важ и н у п р об ури л и н а г и г а н т ск ом м е с то р о ж д е н и и н а по з д н е й стад и и р азр аб отк и в С а уд о в ско й Сборник I А ра в и и . 16 За пр ошедши е пер и оды д о б ы ча на мес тор ождени и вела с ь пре и мущес твенно и з двух ос новн ы х ка р бона тны х к оллек тор ов. В н а ч а ле 1 9 8 0 -х бы ли обна р ужены две с тр а ти гр а фи ч ес к и х з а лежи н е ф т и м еньшего р а з м ер а . В более крупную и з двух з а лежей пр обури л и пр обную с к ва жи ну. П о р ез ул ьт ата м бур ени я нес к ольк и х в е рт ик а льны х с к ва жи н бы ли уточ н е н ы к онтур ы отк р ы той з а лежи и про ведены и с пы та ни я . Н и з к опро н ица ем ы й к оллек тор с одер жи т ка ч е с твенную легк ую нефть с отн о с и т ельно вы с ок и м га з ос одер жа нием. В на ч а ле 2 0 1 2 года к ом па ни я S a u d i Ar a mc o пр обур и ла в к олл е кт ор пер вую эк с плуа та ци онн о -о ц еноч ную с к ва жи ну, углуби в с ущ е с твующую добы ва ющую, но и с т о щенную с к ва жи ну, к отор ую и з н а ча льно з а к онч и ли в ос новном про д ук ти вном гор и з онте. П р обную с кв а жи ну пр обур и ли под на к лоном 3 0 ° ск воз ь уч а с ток к оллек тор а , пос л е чего S a u d i Ar a mc o пр овела м а сш та бны й с бор да нны х вк люч а я о т бор к ер на во вс ем и нтер ва ле ко л л ек тор а . П о ри с тос ть и удельное с опр от и в л ени е в и с с ледуемой з оне ок а з а л и с ь вполне однор одны ми ; пр и по м о щи к а р ота жного пр и бор а к ом би н и руем ого ма гни тного р ез она нс а б ы ла обна р ужена подви жна я н е ф т ь (р и с . 2 0 ). Рез ульта ты же и з м е р ени й модульны м ди на м и ч ес ки м пла с тои с пы та телем подтвер д и л и , ч то хор ошую подви жнос ть и по т енци а л добы ч и и меет тольк о о д и н тонк и й с лой внутр и з оны . П о д а нны м к а р ота жа петр офи з и к и в ы ясни ли , ч то толщи на с лоя с ос т а в л я ла м енее 1 0 футов (3 м), и ра с по ла га лс я он пр и мер но на 6 фут о в ( 1, 8 м) ни же пер ек р ы ти я с вы с о ки м удельны м с опр оти влени ем. С пе циа ли с ты , а на ли з и р ова вши е ре з ул ьта ты к а р ота жа не бы ли увере н ы , пр ос ти р а етс я ли подви жна я з о н а вглубь к оллек тор ы , и ли же эт о пр ос та я с тр а ти гр а фи ч ес к а я а н о м али я . И н женер ы пони ма ли , ч то, ес ли бы д а же з она пр одолжа ла с ь в к олл е кт ор е, вес ти добы ч у и з та к ого уз к ого и нтер ва ла через о пыт ну ю с к ва жи ну бы ло бы т ру дно . По э т о м у для более эффек тивно го дренир ова ни я к оллек тор а о ни спро ект ир ова ли опы тную горизо нт ал ьну ю добы ва ющую с к ва жину. Задача бур ени я ос ложня лась нео бхо дим ос тью получ а ть в реал ьно м врем ени да нны е с к а р от ажно го зо нда, ч тобы с леди ть, не п о нижает ся л и подви жнос ть флюи д а, и не вышел ли с твол и з уз к ого, высо ко про ница ем ого пр омежутка. Но данные и з м ер ени й пор и с тост и и у дел ьно го с опр оти влени я поч т и не по мо гл и в опр еделени и мес тонахо ждения о бла с ти на и вы с шей по движно ст и. Специ а ли с ты р ешил и, чт о л у чше вс его пр обур и ть с к важину с т ако й тр а ек тор и ей , к отор ая нахо дил ась бы на неи з м енном расст о янии о т пер ек р ы ва ющего горизо нт а. Э т о р а с с тоя ни е бы ло оп редел ено при помощи и з мер ени й расст о яния до гр а ни цы пр и бор ом PeriSco pe. Специ а ли с ты р а с с ч и ты вал и со бл ю дат ь р а с с тоя ни е до перекрыт ия, ко нтролируя фактическую стратиграфи ч ес к ую толщи ну. И нженерам по пр оводк е с к ва жин ко мпании S c hlu mb er ger уда ло сь рассчит ыва ть фа к ти ч ес к ую ст рат играфичес к ую толщи ну в р еа л ьно м времени, обр а ба ты ва я в пр ограмме eX pan d B G ха р а к тер и с ти к и на кл о на пл аст а, вз я ты е и з и з обр а жений, по л у ченны х пр и бор ом M ic r o Sco pe. При по мощи эти х р ез ультат о в инт ерпрета ци и с отр удни к и Saudi A ramco з а да ли р отор ной управл яемо й сис тем е бур ени я Pow erDrive ну жно е на пр а влени е. Ис ходя и з р ез ультат о в иссл едо ва ни я в опы тной скважине, данны е пр и бор а я дер но го магнит но го р ез она нс а пос ч и та ли недо ст ат о чны м и для вы я вления по движно й 16. Al-Suwaidi SH, Lyngra S, Roberts I, Al-Hussain J, Pasaribu I, Laota AS and Hutabarat S: “Successful Application of a Novel Mobility Geosteering Technique in a Stratified Low-Permeability Carbonate Reservoir,” presented at the SPE Saudi Arabia Section Annual Technical Symposium and Exhibition, Al-Khobar, Saudi Arabia, May 19–22, 2013. 93 Подвижность Наклон пласта Изображения, полученные прибором MicroScope Удельное сопротивление Данные гамма-каротажа Наклонение X000 Y000 Z000 Полярность бурения Слой перекрывающей породы Траектория скважины Инверсия данных прибора PeriScope Верхняя часть коллектора Разрез вдоль планируемой траектории скважины по результатам инверсии данных прибора PeriScope в реальном времени Траектория скважины Верхняя часть коллектора Комплексный разрез вдоль планируемой траектории скважины Потенциальный высокоподвижный слой Рис. 21. Проводка скважины и выполнение работы. — Зона исследования внутри нефтеносного карбонатного горизонта представляла собой узкий проницаемый пропласток (желтый слой внизу на рис.), ограниченный малопроницаемыми нефтеносными горизонтами (коричневые слои). Целью программы бурения было вести траекторию на неизменном расстоянии от низкопористого коллекторного перекрытия с высоким удельным сопротивлением (зеленая область). На протяжении интервала данные удельного сопротивления (дорожка 4) и пористости (не показаны) практически не менялись. Для поддержания расстояния до границы коллектора использовали разрез вдоль планируемой траектории скважины, построенный по данным прибора PeriScope (дорожки 7 и 8). Также при помощи данных изображений, полученных прибором MicroScope (дорожка 3), отслеживали мельчайшие изменения ориентации и наклона 94 коллектора (дорожка 2). Инженеры заблаговременно исправили траекторию ствола при помощи данных полярности (дорожка 6, красным цветом обозначено бурение вверх по структуре, зеленым — вниз по структуре). Поскольку отличить целевой интервал от остальной зоны исследования можно было только по подвижности флюида и проницаемости, в комплект каротажных приборов включили прибор измерения пластового давления в процессе бурения. Хотя измерения подвижности делались на всем протяжении ствола нерегулярно (синие кружки на дорожке 1), после подтверждения наличия подвижности флюида на участке примерно 1700 футов (520 м), прибор измерения пластового давления с колонны сняли во избежание его застревания. Скважину проводили на протяжении примерно 2900 футов (884 м) (внизу на рис., синяя линия), выдерживая ее в границах узкого промежутка зоны исследования. Нефтегазовое обозрение зон ы. С оо тве тс тв е н н о д л я ко н т ро ля н ахо ж д е н и я с т в о л а в в ы с о ко подви ж н о м п р оп л а с т ке и с по л ь з о ва ли п р и б о р и зм ере н и я пл а ст о в о г о дав ле н и я в п р оц е сс е буре н и я. Ч т о бы с тво л отс ле ж и в а л м е л ь ч а й ш и е изме н е н и я н ак ло н а и н а пра в л е н и я траек тор и и , с п е ци а л и с т ы по г е о н ав и г ац и и и с п ол ь з о в а л и ре з ул ь та ты и н те р п р е тац и и и з о б ра ж е н и й ск в аж и н ы, п олу ч е н н ы е при бо ро м Micro Sc o p e . По д ан н ым и с с л е д о в а н и я о пы т н ой с к важ и н ы г е о л о г и со з д а л и двум е р н у ю с тр у кт урн ую м о д е л ь и спрог н о зи р о вали д а н н ы е ка ро т а ж а для б у д у щи х и зм е ре н и й в про це ссе б у р е н и я . С п е ци а л и ст ы по про водке с к важ и н д о в е л и с т в о л д о точки р я д о м с и н т е рв а л о м , ув е д я его с тр ати г р аф и ч е ски в в е рх д л я собл юд е н и я р ас с т о ян и я д о в е рх н ей г р ан и ц ы. К а к т о л ь ко т ре буе ма я тр ае к тор и я бы л а по д т в е рж д е н а дан н ым и о б р або т ки в e X pa n d BG , ск в аж и н у н ач али б ури т ь с уч е т о м н уж н о й о р и е н тац и и ( ри с. 2 1 ) . На п р отя ж е н и и пе рв ы х 1 7 0 0 ф утов (5 2 0 м ) в р е а л ь н о м в ре м е н и вели с ь и зм е р е н и я пл а ст о в о г о д а в лен и я , и п од тве рд и л о сь , ч т о в ы бра н н ая тр ае к то ри я ш л а в в ы с о ко прони ц ае м о м п р о пл а ст ке . Ка ж д о е испытан и е п о д ви ж н о с т и ф л ю и д а треб овало о с тан о в ки ко м по н о в ки н а 2 0 м и н у т. По сл е ка ж д о г о и спытан и я п од ви ж н о ст и н а ч а л и про исхо д и ть с и ль н ы е н а т яг и , и м а н о метр п лас то во г о д а в л е н и я сн ял и с к о лон н ы, ч то б ы т о т н е з а с т рял в ств оле . О с таль но й уч а ст о к с кв а ж ины б у р и ли то л ь ко по д а н н ы м ра сс тоя н и я д о г р а н и цы и ф а кт и ч е ск ой с тр ати г р аф и ч е с ко й т о л щ и н ы , обра б атывавши м и ся в e X pa n d BG и eX p and GS T с це л ь ю ут о ч н е н и я траек то р и и с тво л а . Д а н н ы е и з о бра ж е н и й , п олу ч е н н ы х при бо ро м MicroSc op e , п о з в о л и л и о пре д е лить н ак ло н п ла ст а , сы г ра в г л а в н ую р оль в и н те рпре т а ци и д а н н ы х . Гори зон таль н ый и н т е рв а л д л и л ся прим е р н о 2 9 0 0 ф ут о в ( 8 8 4 м ) , о с т а ва я с ь вс е вр е м я в г ра н и ца х про м е ж утка ши р и н о й 4 ф ут а ( 1, 2 м ) . В к он ц е к он ц о в по д т в е рд и л о с ь , что выс о к о п р он и ца е м ы й про пл а сток б ыл н е с т ра т и г ра ф и ч е с ко й Сборник I а н о м али ей , а глубок о уходи л в ко л л ек тор . П ос ле з а к а нч и ва ни я н а с ква жи не пр овели и с пы та ни е и в ы ш л и на добы ч у с деби том в нес ко л ьк о ты с я ч ба р р елей в с утк и . Х о т я оценк а еще пр одолжа етс я , но уж е пр едва р и тельны е р ез ульта ты а н а л из а пок а з ы ва ют, ч то, пос к ольку скв а жи на шла по вы с ок опр они цаемому пропластку, обнаружены такие запасы, которые добывать иным способом было бы невыгодно. З н а н и е — си ла Б ы л о вр емя , к огда гор и з онта льн о е бур ени е с води лос ь к геомет ри ч ес к и м р а с ч ета м и пр и менен и ю нужной технологи и бур ени я . Те пе рь же, по мер е эволюци и м ет о д о в и пр а к ти к и пр оводк и с к ва ж и н , поя ви ли с ь та к и е пр и бор ы ка ро т а жа в пр оцес с е бур ени я , к от о ры е да ют луч шее пр едс та влени е о г е ологи ч ес к ом с тр оени и недр . П ри менени е да нны х с к ва жи нны х и с сл едова ни й в пр огр а мма х м одел и ро ва ни я поз воля ет ви з уа льно пре д с та вля ть ос обеннос ти с ложног о с т роени я недр . Это з на ни е да ет в руки к омпа ни й мощны е пр и бор ы , по з в о ля ющи е уточ ня ть пла ны буре н и я, меня ть тр а ек тор и и с тволов и о пт и м и з и р ова ть пр огр а ммы з а ка н ч и ва ни я . Н е ф тега з овы е с ер ви с ны е к омпа н и и пр одолжа ют р а с ши р я ть с пек тр при б ор ов к а р ота жа в пр оцес с е буре н и я, к отор ы е р а ньше могли пос ч и т а ть бес полез ны ми в обла с ти буре ни я . О дно вр емя пола га ли , ч т о пр и бор ы и з мер ени я да влени я , с кв а жи нной с ей с мор а з ведк и и а кус т и ч ес к ого к а р ота жа по с вои м в о з м о жнос тя м да лек и от пр и боро в к а р ота жа в пр оцес с е бур ени я . Н о з а тем эти и з м ер ени я с та ли отра с л е вой пр а к ти к ой , и тепер ь с та н о в ятс я обы ч ны ми и и з мер ени я с в ы с о к и м р а з р ешенем с пос тр оени е м с ква жи нны х и з обр а жени й и вы х о д о м больши х объ ем ов да нны х. П ра в ильна я и нтер пр ета ци я эти х д а н н ых с пос обна и з мени ть ха р а к т е р б ур ени я с к ва жи н: тепер ь буре н и е пла ни р уетс я не тольк о по д а н н ым геометр и и пла с та , но и по д а н н ым с к ва жи нны х с тр ук тур ны х условий. Стр ук тур на я геонавигация использ ует больше прибо ро в и предпола га ет а на ли з бол ьшего о бъема да нны х, ч ем тр а дицио нно е бу рени е; к р оме того, с тоимо ст ь ст ру ктур ной геона ви га ции выше. Зат о та и нфор м а ци я , к от о ру ю предо с та вля ют и нженер ам и гео л о гам новы е пр и бор ы , мо жет о т крыт ь улуч шенны й дос туп к бо л ьшей час ти пла с тов, повы с ит ь про изво дительнос ть и с пос обс т во ват ь до быче большего объ ем а у гл ево до ро до в. К онеч но, с тр ук тур ная гео навигаци я с пос обна р еши ть про бл емы не вс я к ой с к ва жи ны , но во змо жно ст ь и з уч а ть ос обенност и сл о жно го с тр оени я с к ва жи н о казывает ся невер оя тно полез на д л я по вышения объ ема добы ч и . —Т.С. 95
