способ геонавигации горизонтальных скважин

Формула изобретения

Способ геонавигации горизонтальных скважин электромагнитным высокочастотным индукционным каротажным изопараметрическим зондированием (ВИКИЗ), которым измеряют не менее пяти разностей фаз; по этим данным выделяют коллектор и его электрические техногенные неоднородности и, при обнаружении окаймляющей зоны, направляют бурение вверх до уровня, на котором зондирование не фиксирует окаймляющую зону; этот уровень принимают как опорный для контроля и коррекции дальнейшей траектории бурения: направляют бурение вверх, если появляются признаки окаймляющей зоны и увеличивается разность фаз в неизменной части коллектора, или направляют бурение вниз, если разность фаз уменьшается монотонно по направлению от скважины в пласт.

Описание изобретения к патенту

Способ относится к геофизическим исследованиям и работам в скважинах, бурение которых ведется на нефть и газ.

Проводка горизонтальных скважин и боковых горизонтальных скважин при врезке бокового ствола из обсаженных скважин старого фонда является одной из актуальных проблем, решение которой связывают как с определением геометрического места скважин в геологическом пространстве, так и с оценкой фильтрационно-емкостных свойств и насыщения пластов-коллекторов, вскрытых бурением.

Уровень техники. Известны способы и устройства для определения положения ствола скважины в геологическом пространстве при бурении наклонно направленных скважин [1]. При этом измеряют угол наклона скважины относительно вертикальной линии (зенитный угол) и угол относительно стран света (азимут). В основе способов и устройств заложены измерения углов в магнитном поле Земли или с помощью гироскопов. Эти сведения необходимы в комплексе геофизических измерений для интерпретации данных других видов исследований, например электрического каротажа [2, 3, 4, 5, 6]. Однако такая геометрическая корректировка траектории по данным ранее пробуренных скважин и прогнозируемому залеганию пластов не гарантирует от ошибок "попадания" скважины в непродуктивные толщи.

Известны способы и устройства бокового (электрического) каротажного зондирования (БКЗ, ЭКЗ) [2-6] для исследования электрических свойств вокруг скважины. Однако эти способы и устройства не имеют достаточной разрешающей способности к геоэлектрическим свойствам пород, простирающихся вдоль ствола горизонтальной скважины. Кроме того, им присущи экранные эффекты от уплотненных слоев, что существенно усложняет интерпретацию результатов измерения. Существуют также технологические трудности доставки на забой горизонтальных скважин зондовых устройств БКЗ шлангового типа.

Известен способ оснащения бурового инструмента системами каротажа, который выполняется в процессе бурения. Такие системы каротажа в процессе бурения существуют за рубежом [12]: Logging Wall Driling или LWD-системы (Schlumberger, Anadril, Sperry-Sun и др.). И эти системы имеют недостатки. Во-первых, такие системы оснащены ограниченным числом индукционных зондов, которые не имеют геометрической и электродинамической изопараметричности, что не позволяет достоверно определять насыщение пластов при образовании скопления пластовой воды вокруг скважины, т.е. окаймляющей зоны. Во-вторых, устройства каротажа конструктивно размещаются на значительном расстоянии от долота и его двигателей (более 10-15 м), что дает существенно запаздывающую информацию о породах. В-третьих, за тот промежуток времени, через который каротажные зонды производят измерения, вскрытые пласты-коллекторы, например, час тому назад подвергаются существенному изменению за счет фильтрации воды из буровой жидкости. В частности, известно [11], что за первые секунды и минуты бурения происходит струйное вытеснение пластовых флюидов. При этом, как установлено [11], при струйном процессе фильтрации относительные потери объема фильтрата составляют не менее 50% от суммарных потерь за последующие 10-12 часов бурения. Таким образом, системы LWD не гарантируют достаточной точности определения насыщения пород из-за сложности структуры в околоскважинном пространстве, вызванных техногенными процессами.

Проникновение фильтратов бурового раствора в коллекторы вытесняет не только углеводороды, но и пластовую воду. Пластовая вода, вытесненная вслед за нефтью, образует окаймляющую зону повышенной электропроводности [3, 4, 6]. Образование зоны происходит в первые минуты бурения, например при вскрытии переходной зоны пластов-коллекторов, продуктивная часть которых заключена между водонефтяным и газонефтяным контактами (нефть контактная с водой и газом) [9]. Модели среды с такими техногенными неоднородностями включают скважину, зону проникновения фильтрата с двумя границами раздела. Границами разделяют пространство около скважины на три зоны с неизвестными электрическими свойствами и границами между ними, а именно: между промытой и окаймляющей зонами и между окаймляющей зоной и неизменным свойством пласта. Параметры скважины считаются известными.

Сущность изобретения. Решение задачи по прямому выделению пластов-коллекторов и определению их насыщения достигается с помощью скважинного измерительного устройства, которым выполняют высокочастотные индукционные каротажные изопараметрические зондирования (ВИКИЗ) [8, 10]. Это устройство содержит пять индукционных геометрически подобных зондов. С помощью этих зондов измеряют не менее пяти разностей фаз. Разность фаз - это величина, отмеряющая в градусах прохождение в горных породах гармонического магнитного поля между парами приемников, которые разнесены на различные фиксированные расстояния от источника поля. В качестве источников и приемников применяют индукционные катушки, оси которых (или магнитные моменты) находятся на прямой линии (на оси зондов). Расстояние между приемниками много меньше, чем расстояние до источника поля. Устройство имеет жесткую основу, что позволяет сочленять его с буровыми трубами для исследования геоэлектрических свойств пород вокруг горизонтальной скважины.

Зондами ВИКИЗ измеряют разности фаз ()_i, которые в однородной изотропной среде можно представить через безразмерные параметры р_1i и р_2i:

где р_1i p_2i - отношения длин зондов к толщине скин-слоя: р_1i=(L⁽¹⁾_1i/_1i)^0.5 и p_2i=(L⁽²⁾_2i/_1i)^0.5;

L⁽¹⁾_1i и L⁽²⁾_2i - расстояния между генераторной катушкой и измерительной удаленной (1) и ближней (2) в i-ом трехкатушечном зонде;

i=1, 2, 3, 4, 5 - порядковые номера зондов;

_1i=(/f_i)^0.5 - толщина скин-слоя на рабочей частоте i-го зонда;

- удельное сопротивление однородной изотропной среды;

- магнитная проницаемость вакуума;

f_i - гармоническая рабочая частота i-го зонда.

Устройство ВИКИЗ, состоящее из пяти трехэлементных зондов [10], отличают, в соответствии с выражением (1), по двум характеристикам.

Первая характеристика - произведение L⁽¹⁾_1i·(f_i)^0.5. Эта величина для зондового комплекса ВИКИЗ является электродинамическим изопараметром. Численное значение этого изопараметра для ВИКИЗ в параболической форме равно 3,5·10⁶ [м²·Гц]. Например, для зонда длиной один метр (i=3) его рабочая частота равна 3,5 миллиона герц (3,5 МГц). Для зонда длиной 2 м (i=5) рабочая частота в четыре раза меньше - 0,875 МГц. Таким образом, электродинамический изопараметр определяет рабочую частоту зондов при изменении длины зонда.

Вторая характеристика - это геометрическое подобие зондов, определяемое следующим отношением: (L⁽¹⁾_1i-L⁽²⁾_2i)/L⁽¹⁾_1i=L_i/L⁽¹⁾_1i=0,2. Эта величина (0,2) является геометрическим изопараметром для ВИКИЗ. Таким образом, измерительная база зондов ВИКИЗ равна 1/5 от максимальной длины любого i-го зонда.

Учитывая численные значения изопараметров, выражение для разности фаз в однородной изотропной среде существенно упрощается и может быть представлено в следующем виде:

Здесь А=0,7434; В=6,6905; С=11,0527.

Из уравнений (1) и (2) следует, что разности фаз (_i) определяются электропроводностью (1/_п) однородной среды. При этом каждый i-ый зонд обладает собственной глубинностью исследования. Это обеспечивается изменением гармонических частот: чем меньше длина зонда, тем выше его рабочая частота. Рост частоты приводит к сокращению области распространения токов, обеспечивая улучшение разрешающей способности. Чем длиннее зонд, тем ниже рабочая частота и тем больше глубинность исследования. Эти изопараметрические условия, вытекающие из приведенных уравнений и реализованные в аппаратуре по методу ВИКИЗ, позволяют определять изменения электрических свойств вокруг скважины с высоким разрешением, позволяя выделять зоны скопления пластовой воды за фронтом вытесненной нефти [3, 4, 6].

Из уравнений (1) и (2) также следует, что когда удельное сопротивление горных пород мало, то арктангенс отношения в правой части уравнения становится пренебрежимо малой величиной. В этом случае разности фаз определяются первым членом в правой части уравнения. Песчано-глинистые продуктивные коллекторы многих месторождений, особенно в Западной Сибири, характеризуются низкими значениями удельных сопротивлений за счет повышенного содержания связанной и рыхло связанной пластовой воды. В таких ситуациях наблюдается линейная зависимость между измеряемыми величинами разностей фаз и электропроводностью среды.

Добыча нефти из переходной зоны или нефтяной оторочки относится к категории трудно извлекаемых запасов и экономически мало эффективна с помощью вертикальных скважин. Например, довольно часто на одну тонну добываемой нефти извлекают многократно увеличенное количество пластовой воды и значительное количество газа [9]. Это связано с тем, что переходная зона содержит кроме нефти воду, поднятую капиллярными силами. Насыщение нефтяной оторочки не равномерное - чем ближе к ВНК, тем меньше нефти в порах коллектора. Переходная зона по высоте от ВНК может достигать десяти и более метров в зависимости от толщины коллектора и его однородности. Количество попутно извлекаемых газа и воды зависит, в частности, от положения интервала вторичного вскрытия (перфорации) относительно водонефтяного и газонефтяного контактов (ВНК, ГНК).

Бурение горизонтальных скважин призвано повысить отбор нефти при снижении попутного газа и воды. При этом допускается существенное уменьшение расстояния между горизонтальной скважиной и границей до ВНК (или ГНК) в 2-3 раза без риска на обводнение продукции или прорыва газа к скважине [9].

Технология проводки горизонтальных скважин на заданную абсолютную глубину контролируется измерителями кривизны траектории скважины (инклинометрами). При достаточной априорной геологической информации о пространственном положении пласта-коллектора современные средства навигации позволяют с высокой точностью контролировать пространственное положение ГС.

Однако такой способ навигации скважин не связан с вещественным составом пластовых флюидов. Пространственная навигация скважины, сама по себе, не гарантирует проводку горизонтального ствола на оптимальном уровне переходной зоны пласта-коллектора. Например, ошибки в определении зенитного угла в доли градуса приводят к ошибкам глубины в несколько метров.

Предложенный способ зондирования (на основе устройства ВИКИЗ) позволяет производить корректировку траектории скважины по результатам измерения разностей фаз, которые связаны с фильтрационно-емкостными свойствами и насыщением коллекторов. Наибольшая эффективность навигации горизонтальной скважины в переходной зоне пласта достигается путем измерения характерных электрических свойств, возникающих вокруг скважины за счет техногенных процессов, связанных с бурением скважины.

Обнаружение окаймляющей зоны скопления пластовой воды за фронтом вытесненной нефти является типичным признаком подвижной пластовой воды в продуктивном коллекторе. Скорректировать проводку горизонтальной скважины по наиболее насыщенным нефтью толщам коллектора позволяют результаты зондирования методом ВИКИЗ. Такая операция в предлагаемом способе является принципиальной и определяет качественную и количественную сторону проведения геонавигации.

Исследования переходных зон, вскрытых вертикальными скважинами, показали тесную связь между подвижной пластовой водой в коллекторе и уровнем глубины над водонефтяным контактом (ВНК). Прямым признаком подвижной воды в переходной зоне коллектора является формирование окаймляющей зоны - скопления соленой пластовой воды в зоне проникновения слабосоленого водного фильтрата из скважины. Окаймляющая зона образуется за фронтом вытесненной нефти и смещается в глубь пласта фильтратом из скважины. По мере приближения горизонтальной скважины к ВНК количество воды в коллекторе увеличивается, а нефти уменьшается. При удалении скважины вверх от ВНК окаймляющая зона постепенно исчезает, поскольку пластовая вода становится более прочно связанной и не вытесняется вслед за нефтью. На этом более высоком уровне от ВНК вытеснение нефти в глубь пласта с заполнением порового объема водой фильтрата приводит к занижению удельного сопротивления пласта около скважины. Формируется положительный градиент удельного сопротивления от скважины в пласт, т.е. "понижающее проникновение". При этом признаков окаймляющей зоны нет. Такой уровень по глубине для горизонтальной скважины является оптимальным, поскольку достигается извлечение безводной нефти.

На фигуре 1 приведены типичные диаграммы ВИКИЗ и ПС в одной из скважин Федоровского месторождения. Вертикальной скважиной пересечены песчано-глинистые отложения - объекты для бурения горизонтальных скважин. Толща пластов AC_7-8, включая переходную зону, оценивается по методу ПС равным значением коэффициента пористости. Диаграммы зондов ВИКИЗ, обладающие большим радиусом исследования (зонды длиной 2,0 и 1,4 м), совпадают по всему интервалу толщины пластов. Такие результаты измерения соответствуют неизмененным свойствам пласта.

В переходной зоне (между ВНК и ГНК) наблюдается инверсия диаграмм зондов малой и большой радиальной глубины измерения относительно диаграмм зондов со средним радиусом исследования коллектора. Инверсионный минимум связан со скоплением пластовой воды на переднем фронте пресного фильтрата бурового раствора и за фронтом вытесненной подвижной нефти. Окаймляющая зона скопления минеральной пластовой воды обнаруживается в зоне исследования зондов со средним радиусом исследования.

Выше границы ГНК диаграммы зондов отмечают разрез коллектора положительным градиентом удельного сопротивления от скважины в пласт так называемым "понижающим проникновением". Это характерно для пластов без признаков подвижной минеральной пластовой воды.

Ниже ВНК на интервале коллектора наблюдается отрицательный градиент удельного сопротивления, или "повышающее проникновение". При этом диаграммы зондов большой глубины измерения совпадают, характеризуя водоносную часть низким значением удельного сопротивления.

На фигуре 2 приведены каротажные диаграммы, полученные в скважине на ее наклонном и горизонтальном направлениях. Скважина пересекла продуктивный коллектор под малым углом встречи с его кровлей на отметке абсолютной глубины 1802 м. До отметки абсолютной глубины 1809 м скважиной вскрыт интервал с относительно высокими показаниями удельного сопротивления в неизмененной части пласта - от 20 до 11 Ом·м. При этом интервал от 1802 м до 1809 м отмечается положительным градиентом удельных сопротивлений, что связано с отсутствием подвижной пластовой воды. Ниже отметки 1809 м обнаруживается признак инверсии в показаниях зонда малой длины - 0,5м. Таким образом, с уровня 1809 м дальнейшее заглубление скважины нецелесообразно. Оптимальный интервал ("коридор") для бурения горизонтального ствола выделен на фигуре 2 между отметками абсолютных глубин 1806 -1809,5 м. Выше отметки 1806 м возможен прорыв газа, а ниже 1809,5 м появляется подвижная пластовая вода.

Отмеченные техногенные изменения электрических свойств коллекторов (данные ВИКИЗ и ПС) являются принципиальными диагностическими критериями для оптимальной навигации горизонтальной скважины в нефтяной оторочке, которые определяются по данным зондирования геоэлектрического разреза вокруг горизонтальной скважины.

Способ геонавигации горизонтальных скважин между водонефтяным и газонефтяным контактами нефтяной залежи реализуют путем высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ). По результатам зондирования определяют электрические техногенные изменения в околоскважинном пространстве. При обнаружении признаков окаймляющей зоны, т.е. скопления пластовой воды за фронтом вытесненной нефти, изменяют направление бурения вверх до того уровня, на котором отсутствует окаймляющая зона. На этом уровне измеренное значение разности фаз, соответствующее истинной электропроводности пласта по данным зондирования, принимают как опорное значение. По этим данным контролируют дальнейшее бурение горизонтального ствола. Направление бурения корректируют при изменении контролируемых характеристик коллектора. Например, бурение направляют вверх, если появляется признак окаймляющей зоны и увеличивается истинная разность фаз (электропроводность) пласта, как следствие увеличения количества пластовой воды. Бурение направляют вниз, если истинная разность фаз (электропроводность) уменьшается монотонно от высокого значения к значению низкому по направлению от скважины, как результат замещения нефти (газа) водой фильтрата.

В предлагаемом способе используется технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ [8], с помощью которой достигается детальное исследование геоэлектрического разреза около горизонтальной скважины, включая техногенные изменения, вызванные замещением пластовых флюидов фильтратом буровой жидкости, в том числе скопление пластовой воды (окаймляющей зоны) за фронтом вытесненной нефти.

Авторским коллективом разработана и внедрена технология для оптимального наведения горизонтальных скважин по оптимальному уровню переходной зоны продуктивных пластов АС_7-8 на Федоровском месторождении в Западной Сибири, где введено в эксплуатацию около пятисот горизонтальных скважин. По результатам работ получены высокие показатели в добыче нефти.

Технико-экономическая или иная эффективность. Повышение производительности и точности проводки горизонтальных скважин на нефть и газ.

Литература

1. В.В. Федынский. Разведочная геофизика. М.: Недра, 1964, 652.

2. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978, 318 с.

3. В.Н. Дахнов. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности горных пород. М.: Недра, 1975, 447 стр.

4. С.С. Итенберг. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1987, 375 с.

5. С.Г. Комаров. К вопросу оценки коллекторских свойств пластов по результатам геофизических исследований скважин. Прикладная геофизика. Вып. 6. М.: Гостоптехиздат, 1963, с.195-213.

6. С.Дж. Пирсон. Учение о нефтяном пласте. /Перевод с англ. Второе издание. М.: Гос. НТИ нефтяной и горно-топливной литературы, 1961, 570 с.

7. Е.И. Леонтьев, Л.М. Дорогиницкая, Г.С. Кузнецов, А.Я. Малыхин. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами. М.: Недра, 1974, 240 с.

8. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство. /Ред. Эпов М.И., Антонов Ю.Н. Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН. Издательство СО РАН, 2000, 121 с.

9. Нефть Сургута./Коллектив авторов. М.: Нефтяное хозяйство, 1997, 275 с.

10. Патент РФ 20663053 от 22.09.94. Устройство для электромагнитного индукционного зондирования. Патентовладелец: Институт геофизики СО РАН. Авт. Антонов Ю.Н.

11. Invation Revisited (petrophysics). Schlumberger. Oilfield Review. vо1.3. №3. 07.1991.

12. Betts P. and others. Acquiring and interpreting Logs in Horizontal Wells. Schlumberger. Oilfield Review, vol. 2, №3. 07.1990.