ОБЪЕДИНЕНИЕ ЛИДЕРОВ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕРВИСА И МАШИНОСТРОЕНИЯ РОССИИ
USD 69,55 -0,58
EUR 80,70 -1,04
Brent 0.00/0.00WTI 0.00/0.00

«Газпром нефти»: Аспекты проводки горизонтальных скважин в условиях применения стандартного или расширенного комплекса геофизических исследований скважин во время бурения

Введение

Строительство горизонтальных скважин является одним из эффективных методов вовлечения в разработку нефтяных и газовых месторождений, имеющих сложное строение [1]. В настоящее время на активах «Газпром нефти» в процессе строительства 77 % скважин применяется стандартный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) во время бурения, включающий индукционный каротаж (ИК) и гаммакаротаж (ГК) (ГОСТ 32358–2013). При его использовании возникают сложности при выделении коллекторов и решении геонавигационной задачи, появляется риск проводки скважины в коллекторе с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) либо в неколлекторе.

Выбор оптимального комплекса ГИС.

Матрица LWD

Для анализа сложившейся ситуации была проведена систематизация геологических особенностей карбонатных и терригенных разрезов. Для каждого типа разреза на основе разработанных логических схем был предложен инструмент выбора оптимального комплекса ГИС. «Рассматривался только каротаж во время бурения (LWD- каротаж); и карбонатный разрез классифицировался по наличию признаков: небольшой толщины целевого интервала; порово-трещиноватого коллектора; наличие битума в поровом пространстве; необходимости контроля состоянияствола скважины; аналогично – терригенный на наличие: газонефтяного контакта (ГНК) и радиоактивных песчаников; небольших толщин целевого интервала; неопределенности петрофизической интерпретации данных; необходимости контроля состояния ствола скважины».

Выбор оптимального комплекса ГИС проводился следующим образом. Выделялись отдельные методы ГИС, чувствительные к одной определенной особенности разреза [2], которые связывались с этой особенностью.

Систематизация логических связей между методами и особенностями была представлена в виде логической схемы – «дерева решений». Ее использование заключалось в последовательной проверке наличия геологических особенностей, характерных для каждого типа разреза. При этом под неопределенностью петрофизической интерпретации подразумеваются случаи, когда результатов ГК и ИК недостаточно для выделения коллекторов, но при этом рассматриваемый терригенный разрез не характеризуется наличием ГНК или радиоактивных песчаников и не требуется контролировать состояние ствола скважины.

На основе дерева решения разработан подход, представляющий собой матрицу LWD-каротажа в процессе бурения, которая является инструментом выбора методов ГИС для проведения каротажа во время бурения (рис. 1).

На основе результатов анализа рынка нефтесервисных организаций, оказывающих услуги по расширенному каротажу во время бурения на территории Российской Федерации, были систематизированы доступные приборы LWD с указанием их конкретного названия [3]. Эти приборы разработаны для скважин диаметром от 4 ¾″ (121 мм) и более. В табл. 1 приведена классификация существующих на сегодняшний день комплексов и методов LWD. Данная классификация является дополнительным результатом формирования общей матрицы LWD.

Помимо типа прибора LWD на эффективность проводки скважины влияет расположение приборов в единой связке. С точки зрения геонавигации важным является расположение датчиков LWD относительно долота компоновки низа бурильной колонны (КНБК) – расстояние от датчика каротажного прибора до забоя. Рассмотрим на модельном примере влияние этого расстояния на эффективность геонавигации.

Возможность оперативно вернуться в целевой интервал (пласт) является критически важной характеристикой, и длина ствола в области неколлектора определяет эффективность строительства горизонтальной скважины.

Смоделируем ситуацию выхода КНБК из целевого объекта, соблюдая условия по максимальной пространственной интенсивности искривления скважины, углу атаки вхождения скважины в пласт и расстоянию от долота до датчика. Зададим возможные углы пересечения кровли пласта со стволом скважины в интервале от 1° до 5° (при большем угле целесообразность продолжения бурения данного ствола требует дополнительного анализа и часто не эффективна). На объектах компании «Газпром нефть» наиболее распространенная максимально допустимая интенсивность искривления β составляет 1,5° на10 м, примем это значение за верхнюю границу. Расстояние от долота до датчика LWD (зона непромера) x = 3–15 м.

Допустим, что граница кровли пласта пересекается стволом скважины под углом. В этом случае пока датчик прибора, по которому идет геонавигация, не окажется вне пласта, информация о пересечении стволом скважины границы пласта не будет зарегистрирована. Считаем, что сигнал с забоя распространяется мгновенно, и информация о такой ситуации интерпретируется специалистами моментально (данные каротажа четко дифференцируются по значениям в пласте и кровле). В таком случае КНБК выйдет из пласта на расстоянии непромера x. С этого момента начинается уменьшение зенитного угла траектории ствола для возвращения в пласт. Оценить длину скважины вне коллектора можно по сумме отрезков b + c + c + b.

В силу симметричности ситуации и малых углов: cos1° ≈ cos5° ≈ 1, b ≈ x, c = α/β.

В табл. 2 приведены результаты расчета расстояния с и длины скважины вне пласта.

Таким образом, величина непромера существенно влияет на длину скважины, проведенной вне пласта. Так, для непромера

x = 3 м, и угла пересечения α = 1° длина скважины вне пласта составит 19,4 м, в то время как при x = 15 м она увеличивается до 44 м (более чем в 2 раза). Аналогичная ситуация отмечается для худшего сценария при угле пересечения α = 5°: соответсвенно 72,7 и 96,8 м, при этом следует обратить внимание, что разница значений длин скважин вне пласта сокращается.

При угле пересечения α = 6° минимально возможная длина составляет 86 м, α = 7° – 100 м, что означает потерю скважиной с длиной горизонтального участка 1000 м около 10 длины при одном случае выхода из коллектора. Поэтому при пересечении пласта под большими углами рекомендуется перебуривать скважину, срезаясь с текущего ствола в интервале коллектора.

Результаты метода оценки, основанного на геометрии расположения датчиков, толщине пласта и значениях углов залегания пласта, также можно использовать при определении прогнозной эффективности проводки горизонтальной секции скважины, чтобы избежать завышения планируемых показателей эффективности либо для обоснования более проактивных методов геонавигации для достижения максимальной эффективности.

Предпосылки внедрения матрицы LWD

На ряде месторождений в качестве иллюстрации целесообразности распространения матрицы LWD показано увеличение эффективности бурения горизонтальных скважин при выборе расширенного комплекса LWD. На Сугмутском месторождении в горизонтальной скважине, пробуренной на пласт БС9–2, был проведен расширенный комплекс ГИС на трубах после бурения (рис. 2), показавший завышение эффективности проходки при использовании стандартного набора методов ГИС в процессе бурения. В данном случае включение дополнительных методов позволяет уточнить эффективную длину скважины и, возможно, повлияет на траекторию скважины. Отмечается существенное изменение пористости при практически постоянных показаниях ГК, что не дает возможности использовать результаты ГК в данном пласте с целью геонавигации.

Эффективность бурения при применении ограниченного комплекса LWD составила 100 %, расширенного комплекса ГИС на трубах – 46 % при длине горизонтального участка 204 м.

Для Мессояхского месторождения (рис. 3) отмечаются области повышенной радиоактивности в зонах коллектора, которые могут повлиять на стратегию проводки скважины. В данном случае рекомендуется использовать расширенный комплекс ГИС в процессе бурения, включая нейтронный и плотностной методы, что позволит подтвердить или опровергнуть наличие коллектора в областях высокой радиоактивности.

Эффективность бурения при применении стандартного комплекса ГИС составила 87%, расширенного комплекса ГИС – 94%.

На Царичанском месторождении из-за сложной минералогии и вторичных преобразований пород, слагающих коллектор, проведение стандартного комплекса каротажа не рекомендуется. Сложный минеральный состав при проводке скважины по данным ГК не позволяет точно оценить продуктивный интервал и может привести к ошибочному решению не корректировать траекторию скважины после глубины 4200 м, а бурить горизонтально, в то время как по данным ГГКп коллектор залегает на других глубинах (рис. 4). В данном случае плотностной каротаж позволил увеличить проходку и достичь прогнозируемого дебита.

Эффективность бурения при применении стандартного комплекса LWD cоставила 77 %, расширенного комплекса LWD – 66 %. В юрских пластах Новопортовского месторождения актуально выделение интервалов углефицированых и высокорадиактивных отложений, которые по данным стандартного каротажа относятся соответственно к коллекторам и неколлекторам. В связи с этим было принято решение использовать расширенный комплекс ГИС для своевременного принятия решений в процессе геонавигации скважин и для оптимальной оценки продуктивных участков (рис. 5). Эффективность бурения при применении стандартного комплекса LWD составила 31 %, расширенного комплекса LWD – 45 %.

В скважинах, в которых предполагается проведение гидроразрыва пласта (ГРП), необходимо использовать акустический каверномер либо расчетный индекс кавернозности для корректной интерпретации результатов и выбора оптимальных зон с целью установки элементов оборудования для многостадийного ГРП.

Заключение

Авторы выражают благодарность всем специалистам Центра управления бурением «ГеоНавигатор», участвовавшим в обкатке подхода на реальных данных, особенно хочется отметить вклад петрофизиков В.И. Пастуха и А.Ю. Игнатова, с участием которых дерево решений стало более лаконично и структурировано.

Предлагаемый инструмент – матрица LWD – не является панацеей при определении необходимого комплекса методов и не освобождает от анализа имеющейся геологической информации о свойствах пласта по разрезу и латерали, но позволяет автоматизировать выбор методов LWD, провести их начальную сортировку.

При наличии необходимой геологической и петрофизической информации матрица LWD дает возможность учесть существующие в настоящее время методы каротажа в технических заданиях для сервисных компаний и задать перспективные направления разработки новых приборов LWD. При этом необходимо всегда учитывать важность расположения датчиков LWD относительно
долота КНБК.

Список литературы

1. Павлов Е., Мазитов М., Моор Н. Каротаж в процессе бурения: применение LWD на примере пласта ЮВ1 Урьевского месторождения // Нефтегазовая вертикаль. – 2011. – № 2. – С. 74–77.

2. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. – М.: Недра, 1982.–448 с.

3. http://www.slb.com/; https://www.weatherford.com/; http://www.halliburton.com https://www.bakerhughes.com

Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром нефть» и журналом «PROнефть».

А.В. Билинчук, к.т.н., А.Р. Листик

ПАО «Газпром нефть»

В.А. Киндюк, к.т.н., П.С. Арзуманян

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»))

 

 

 

Дополнительная информация

Идет загрузка следующего нового материала

Это был последний самый новый материал в разделе "Технологии"

Материалов нет

Наверх