система и способ коррекции направления ствола скважины на основе поля напряжений

Формула изобретения

1. Способ разработки пласта пород, включающий:

стимулирование напряжения в пласте вокруг ствола скважины для образования в нем характерной особенности, связанной со стимулированным напряжением;

проведение измерений, отражающих геометрию ствола скважины, с использованием компоновки низа бурильной колонны (КНБК), вращаемой в стволе скважины, геометрия которого отображает стимулированные напряжения в пласте;

создание изображения ствола скважины на основании проведенных измерений его геометрии;

оценку азимутальной вариации стимулированного напряжения в пласте по глубине скважины; и

изменение параметра режима бурения для КНБК с использованием оценки азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения в пласте.

2. Способ по п.1, в котором изменение параметра режима бурения включает управление направлением бурения.

3. Способ по п.1, в котором проведение измерений, отражающих геометрию ствола, включает измерение времени прохождения акустического сигнала от КНБК до стенки ствола скважины при различных азимутальных ориентациях КНБК, и при оценке азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения используют время прохождения при различных азимутальных ориентациях КНБК для оценки геометрии ствола скважины и местонахождения КНБК в стволе скважины.

4. Способ по п.3, дополнительно включающий:

проведение измерений амплитуды акустического сигнала, отраженного от стенки ствола скважины, и

использование амплитуды отраженного сигнала для обнаружения вывала.

5. Способ по п.1, в котором проведение измерений, отражающих геометрию ствола, включает измерение первой скорости поперечной волны с первой поляризацией в пласте и измерение второй скорости поперечной волны со второй поляризацией в пласте.

6. Способ по п.1, в котором проведение измерений, отражающих геометрию ствола, включает измерения посредством прибора многокомпонентного каротажа сопротивления в стволе скважины при различных азимутальных ориентациях КНБК.

7. Способ по п.1, в котором проведение измерений, отражающих геометрию ствола, включает измерения посредством по меньшей мере прибора для каротажа по методу сопротивлений с визуализацией или прибора для плотностного гамма-гамма-каротажа.

8. Способ по п.1, в котором оценка азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения в пласте включает определение направления по меньшей мере максимального главного напряжения или минимального главного напряжения.

9. Способ по п.8, в котором при изменении параметра режима бурения используют различие между направлением ствола скважины и направлением разрывной трещины в стволе скважины.

10. Система оценки пласта пород, включающая:

бурильную колонну, выполненную с возможностью стимулирования напряжения в пласте непосредственно у ствола скважины для образования в пласте характерной особенности, связанной со стимулированным напряжением;

компоновку низа бурильной колонны (КНБК), установленную на бурильной колонне;

модуль с датчиками, установленный на КНБК с возможностью проведения измерений, отражающих геометрию ствола скважины в пласте во время вращения КНБК, где геометрия ствола скважины отображает характерную особенность, образованную в пласте из-за стимулированного в нем напряжения; и

по меньшей мере один процессор, выполненный с возможностью:

создания изображения ствола скважины на основании проведенных измерений его геометрии,

оценки азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения в пласте на основании изображения, и

изменения параметра режима бурения для КНБК с использованием оценки азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения в пласте.

11. Система по п.10, в которой параметры режима бурения, изменяемые по меньшей мере одним процессором, включают направление бурения.

12. Система по п.10, в которой модуль датчиков включает акустический узел, предназначенный для измерения времени прохождения акустического сигнала от КНБК до стенки ствола скважины при различных азимутальных ориентациях КНБК, и по меньшей мере один процессор выполнен с возможностью оценки азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения путем использования времени прохождения при различных азимутальных ориентациях КНБК с целью оценки геометрии ствола скважины и местонахождения КНБК в стволе скважины.

13. Система по п.12, в которой акустический узел выполнен с возможностью проведения измерений амплитуды акустического сигнала, отраженного от стенки ствола скважины, и по меньшей мере один процессор выполнен с возможностью использования амплитуды отраженного сигнала с целью обнаружения вывала.

14. Система по п.10, в которой модуль датчиков включает акустический излучатель, предназначенный для генерирования первой акустической волны с первой поляризацией в пласте и второй акустической волны со второй поляризацией в пласте, и по меньшей мере один процессор выполнен с возможностью использования скорости первой акустической волны и скорости второй акустической волны с целью оценки азимутальной вариации по глубине стимулированного напряжения.

15. Система по п.10, в которой модуль датчиков включает прибор многокомпонентного каротажа сопротивления в стволе скважины, предназначенный для измерения удельного сопротивления в пласте при различных азимутальных ориентациях КНБК.

16. Система по п.10, в которой модуль датчиков включает по меньшей мере прибор для каротажа по методу сопротивлений с визуализацией, предназначенный для проведения измерений, дающих представление об удельном сопротивлении пласта, или прибор для плотностного гамма-гамма-каротажа.

17. Система по п.10, в которой по меньшей мере один процессор выполнен с возможностью изменения параметра режима бурения путем использования различия между направлением ствола скважины и направлением разрывной трещины в стволе скважины.

18. Система по п.10, в которой по меньшей мере один процессор выполнен с возможностью оценки азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения в пласте путем дополнительного определения направления по меньшей мере максимального главного напряжения или минимального главного напряжения.

19. Машиночитаемый носитель, доступный для процессора и включающий команды, позволяющие процессору:

получать измерения, отражающие геометрию ствола скважины в пласте, отражающие напряжение, стимулированное в пласте для образования в нем характерной особенности, и при этом измерения получены от датчиков на компоновке низа бурильной колонны (КНБК) во время ее вращения;

создавать изображение ствола скважины на основании проведенных измерений его геометрии;

оценивать азимутальную вариацию по глубине скважины стимулированного напряжения в пласте на основании изображения; и

изменять параметр режима бурения КНБК с использованием оценки азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения в пласте.

20. Машиночитаемый носитель по п.19, представляющий собой по меньшей мере один из носителей, включающих постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), программируемое постоянное запоминающее устройство (ППЗУ), электрически-стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭППЗУ), флэш-память и оптический диск.

21. Машиночитаемый носитель по п.19, в котором упомянутые команды дополнительно позволяют процессору управлять направлением бурения КНБК.

Описание изобретения к патенту

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится в целом к разведке и добыче нефти и газа и, более конкретно, к способу и системе коррекции траектории ствола скважины.

Уровень техники

На раннем этапе бурения и добычи нефти скважины бурились, главным образом, на суше, на средние глубины и со сравнительно небольшим смещением по горизонтали. Развитие представлений о влиянии геологических сил и свойств горных пород на режим бурения и практику разработки месторождения происходило эмпирическим образом от региона к региону. Успешные технологии выявлялись методом проб и ошибок - порой дорогостоящих и показательных. Лишь с течением времени анализ ситуаций на конкретных месторождениях привел к пониманию возможности бурения и освоения новых скважин с достаточной степенью уверенности, позволяющей гарантировать безопасность и экономический успех разработки следующих месторождений. Тем не менее, методика, оказавшаяся удачной на одном месторождении, не обязательно была таковой на других, в связи с чем процесс проб и ошибок зачастую приходилось повторять.

Поскольку скважины становились все более дорогими и сложными в отношении их геометрии (отход от вертикали и длина), доступа к глубоко залегающим горизонтам, режимов с высокими величинами температуры, порового давления и напряжений, стало очевидно, что экономический успех разработки месторождений можно обеспечить, только осмыслив геологические и тектонические аспекты и спланировав на этой основе свои операции на месторождении. Далее, ограничения, налагаемые на инженерно-техническую деятельность по природоохранным и социальным соображениям, диктуют необходимость разработки специальных рецептур буровых растворов и методик бурения. Разработка и применение последних в очень сильной степени зависит от понимания процессов, действующих в земной толще, и влияния этих процессов на практику бурения и освоения. Дисциплина, занимающаяся изучением этих процессов, взаимосвязью между ними и их воздействием на горные породы, называется геомеханикой.

Специалистам в данной области известно, что силы, действующие в земной коре, количественно выражаются тензором напряжений, отдельными компонентами которого являются напряжения (с размерностью "сила на единицу площади"), действующие перпендикулярно и параллельно трем плоскостям, которые, в свою очередь, ортогональны друг другу. Нормали к трем ортогональным плоскостям определяют декартову систему координат (x₁ , x₂, x₃). Фиг.1a, 1b и 1c совместно иллюстрируют определение тензора напряжений в декартовых координатах (фиг.1a), преобразование тензора посредством направляющих косинусов (фиг.1b) и главные оси напряжений (фиг.1c).

Тензор напряжений имеет девять компонентов, каждый из которых имеет направление и величину, как это показано на фиг.1a. Три из них представляют собой нормальные напряжения, в случае которых сила приложена перпендикулярно плоскости (S₁₁ - компонент напряжения, действующий нормально к плоскости, перпендикулярной оси x ₁); остальные шесть - это касательные напряжения, в случае которых сила приложена вдоль плоскости в определенном направлении (например, S₁₂ - сила, действующая в направлении x ₂ вдоль плоскости, перпендикулярной оси x₁). Во всех случаях S_ij=S_ji, что уменьшает число независимых компонентов напряжения до шести.

В каждой точке существует определенная ориентация оси напряжений, для которой все касательные компоненты напряжения равны нулю, а их направления называются направлениями главных напряжений в данной точке. Три главных напряжения, действующих в этих направлениях, имеют величину S₁ (максимальное), S₂ (промежуточное) и S₃ (минимальное). Преобразования координат между тензором главных напряжений и каким-либо другим, произвольно ориентированным тензором напряжений осуществляются посредством поворота. В большинстве мест земного шара на глубинах, куда доходит буровое долото, напряжение, действующее вертикально на горизонтальную плоскость (определяемое как вертикальное напряжение S_v ), является главным напряжением. Из этого следует, что два других горизонтальных напряжения должны лежать в горизонтальной плоскости. Поскольку эти горизонтальные напряжения почти всегда имеют разную величину, их называют максимальным (S_Hmax) и минимальным (S_Hmin) горизонтальными напряжениями.

В земной толще существует ряд различных источников напряжений. Силы, приводящие в движение тектонические плиты, имеют постоянные направления действия на протяжении обширных областей. Их возникновение обусловлено различными причинами, в том числе образованием подводных гор в районе срединно-океанических хребтов, выталкиванием блоков горных пород в зонах субдукции плит, силами сопротивления при соударении на краях сближающихся плит, например на Тринидаде или на Гималаях, силами, действующими вдоль трансформных сдвигов, где плиты движутся бок о бок друг с другом (например, разлом Сан-Андреас в Калифорнии), и поглощением над зонами субдукции (северо-восток Австралии).

Другой источник напряжений в земной толще связан с так называемыми топографическими нагрузками, вызываемыми большими горными цепями, например канадскими Скалистыми горами или Гималаями, повышением или снятием нагрузок, обусловленных ледниковым покровом, или изменениями уровня моря. К этой категории относятся гравитационные нагрузки, например связанные с седиментацией в бассейнах, и нисходящие объемные нагрузки в пределах активных седиментационных комплексов.

Еще одну категорию источников напряжений в земной толще представляет литостатическая плавучесть. В связи с тем, что плотность литосферы ниже, чем у подстилающей ее астеносферы, она "плавает" на подстилающем веществе, и седиментационная нагрузка и градиентные изменения толщины или плотности литосферы могут привести к возникновению сил изгиба. Напряжения другой категории, вызывающие флексурные изгибы, образуются вследствие локализованных топографических нагрузок и сил, действующих на опускающиеся плиты в зонах субдукции. Наконец, землетрясения (смещения по сбросу), активный вулканизм и солевой диапиризм - все это примеры процессов, приводящих к изменениям локальных напряжений.

Из всех вышеупомянутых категорий напряжений основной вклад в поле напряжений в зоне естественного залегания вносят силы, вызывающие перемещение тектонических плит, и гравитационная нагрузка. Эти силы приводят в движение литосферные плиты, образующие земную кору. Силы гравитационной нагрузки включают топографические нагрузки и нагрузки, обусловленные градиентом плотности и плавучестью литосферы. Они могут видоизменяться под действием локальных проявлений таких процессов, как вулканизм, землетрясения (сбросовое смещение) и солевой диапиризм. Человеческая деятельность, например добыча полезных ископаемых и извлечение или закачка флюидов, также может вызывать локальные изменения напряжений.

Поскольку компоненты, вносящие наибольший вклад в поле напряжений (гравитационная нагрузка и напряжения при тектонических перемещениях плит), действуют на больших пространствах, ориентация и величина напряжений в земной коре отличаются заметным постоянством. Тем не менее, при применении геомеханического анализа в бурении и проектировании разработки месторождений важно учитывать локальные возмущения как естественного, так и техногенного происхождения. Имеются бесчисленные примеры реально существующих регионов, где ориентация отдельных напряжений в пределах месторождения совершенно одинакова, но напряжение систематически изменяется между отдельными месторождениями. Специалистам в данной области также известно, что напряжения могут быть различными в пределах различных геологических слоев или различных тектонических участков земной коры и что по соседству с локальными источниками возмущения напряжений последние могут изменяться с изменением координат буквально через каждый фут.

Вертикальное напряжение может быть максимальным, промежуточным или минимальным главным напряжением. Для описания этих трех возможностей используется классификационная схема, основанная на типе сброса, возникающего в каждом случае. В таблице 1 приведены определения максимального (S₁) и минимального (S₃) главных напряжений для различных типов сбросов.

ТАБЛИЦА 1
СБРОС	S1	S3
Нормальный	SV	S Hmin
Горизонтально-смещенный	SHmax	S Hmin
Обратный	SHmax	SV

При нормальном сбросе максимальным является вертикальное напряжение. Если вертикальное напряжение является промежуточным, это указывает на горизонтально-смещенный сброс. Если вертикальное напряжение является минимальным, сброс определяется как обратный. На заданной глубине горизонтальные напряжения будут наименьшими при нормальном сбросе, больше при горизонтально смещенном и наибольшими - при обратном сбросе. Как правило, вертикальные скважины оказываются все менее стабильными при переходе от нормального сброса через горизонтально смещенный к обратному и соответственно требуют бурового раствора большей плотности при буровых операциях.

Специалистам в данной области известно, что во многих случаях желательно бурить скважины в конкретных направлениях, ориентируясь на внутрипластовые напряжения, существующие вдоль траектории ствола скважины. В частности, планирование траектории скважины в конкретном направлении с учетом существующего внутрипластового поля напряжений или в конкретном геологическом горизонте, выбранном на основе расчета напряжений, может значительно улучшить (но и ухудшить) параметры законченной скважины. Что касается последнего случая, то хорошо известно, что проводка скважины в пределах горизонта с низкими величинами напряжений может повысить КПД гидравлического разрыва пласта (ГРП), а также его эффективность применительно к объему извлекаемого или закачиваемого флюида. Это отчасти обусловлено тем, что в случае низких величин напряжений для создания трещины посредством закачки флюида требуется относительно низкое давление, и отчасти тем, что при низких величинах напряжения легче поддерживать требуемое раскрытие трещины ГРП и реологические параметры в течение периода эксплуатации скважины.

Далее, хорошо известно, что ориентирование скважины с учетом напряжений может также улучшить или ухудшить эффективность заканчивания скважины при использовании других методик, например сначала крепления обсадными трубами, а затем перфорирования обсадной колонны в скважине для соединения последней с пластами, насыщенными флюидами. Ориентирование скважины с учетом напряжений может также оказать влияние на затраты применительно к монтируемым конструкциям, необходимым для достижения целей, поставленных при бурении скважины. Эти цели подробно обсуждаются в патенте US 7181380, Дастерхофт (Dusterhoft) и др., правопреемником которого является то же лицо, что и настоящего изобретения, а содержание которого включено в настоящее описание посредством ссылки. Как следует из упомянутой заявки, информация, полученная при моделировании добычи углеводородов в отношении снижения порового давления, величин напряжений и ориентации, а также прочности горных пород, используется для определения оптимального проекта заканчивания скважин, включающего выбор типа заканчивания, траектории и координат. Кроме того, в процессе могут также учитываться возможные механизмы возникновения аварий, определяться требования к заканчиванию и их влияние на выбор варианта заканчивания.

Примером выгоды от оптимальной ориентации траектории скважины с учетом существующих в данном месте напряжений может служить случай коллектора с естественной трещиноватостью. В этом случае реологические характеристики естественных трещин (которые могут быть ориентированы произвольным или параллельным образом) зависят от их ориентации относительно главных напряжений. Во многих случаях наибольшей проницаемостью среди трещин в горных породах обладает их подсистема, имеющая оптимальную ориентацию для смещения под влиянием имеющегося поля напряжений. В любом случае ориентацию естественных трещин с наибольшей вероятностью проницаемости (оптимально ориентированных трещин) можно определить, если известна ориентация и величина напряжений. Поскольку скважины, пробуренные перпендикулярно оптимально ориентированным трещинам, пересекают наибольшее число этих трещин и, тем самым, им соответствует самая высокая вероятность максимального сопряжения потока флюида с этими трещинами, существует возможность выбора - просто благодаря наличию информации о величине и ориентации напряжений, - наилучшей ориентации скважины для максимизации потока флюида между скважиной и естественными трещинами в горной породе.

Во многих случаях максимизация продуктивности или приемистости требует максимизации связи с естественными трещинами. В других случаях предпочтительнее минимизировать связь с проницаемыми трещинами. Скважины, в которых решается последняя задача, имеют ориентацию, которая также может быть рассчитана по известным методикам, но только в том случае, если известны ориентация и величина напряжений. Поскольку напряжения изменяются с изменением местоположения, целесообразно иметь для каждого случая метод определения напряжений и их ориентации в ходе бурения скважины и иметь возможность изменения ориентации скважины при изменении напряжений. Знание напряжений и их ориентации позволяет фут за футом определять в пробуриваемой скважине степень ее связи с естественными проницаемыми трещинами, что, в свою очередь, обеспечивает в каждом случае выбор наилучших точек перфорации в обсаженных скважинах с перфорируемой эксплуатационной колонной.

Другим примером преимуществ оптимизации ориентирования скважины является случай, когда скважина должна заканчиваться посредством интенсификации притока с использованием ГРП. Известно, что трещины ГРП распространяются в большинстве горных пород в направлениях, где они перпендикулярны наименьшему главному напряжению. Следовательно, при интенсификации притока посредством ГРП в скважинах, пробуренных параллельно наименьшему главному напряжению (S_Hmin), будут получены трещины, перпендикулярные оси скважины. В обсаженных скважинах с перфорируемой эксплуатационной колонной селективная перфорация через дискретные интервалы и селективное стимулирование каждого интервала в отдельности приведет к образованию ряда параллельных трещин, радиально простирающихся в направлении от скважины. В определенных обстоятельствах это является оптимальным для эффективного достижения максимального дебита на месторождении (либо, в случае так называемых поглощающих скважин, для достижения максимальной приемистости с целью закачки промысловых вод). В других случаях желательно бурить скважину таким образом, чтобы в результате интенсификации потока посредством ГРП образовывалась единственная трещина, расположенная вдоль оси скважины. В этом случае желательно бурить скважину параллельно промежуточному или максимальному главному напряжению. Если ориентация пробуренных скважин всего лишь незначительно отклоняется от этой оптимальной ориентации, то эти скважины будет значительно труднее стимулировать, а геометрия образовавшихся трещин в них будет значительно отличаться от желаемой. Поскольку напряжения изменяются с изменением местоположения, желательно иметь подробную информацию (например, фут за футом) о локальной ориентации поля напряжений, чтобы выполнять, с целью достижения желаемого результата, селективное стимулирование только там, где скважина наилучшим образом ориентирована относительно локального поля напряжений.

Хотя эти и другие преимущества оптимального ориентирования стволов скважин относительно полей напряжений известны специалистам в данной области, существует неудовлетворенная потребность в усовершенствовании методики, посредством которой можно ориентировать стволы скважин таким оптимальным образом.

Раскрытие изобретения

Одним из объектов настоящего изобретения является способ оценки пласта пород.

Способ включает доставку (спуск) компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в скважину, проведение измерений, отражающих напряжения в пласте, в ходе вращения КНБК, использование результатов измерений, зависящих от напряжений пласте, для оценки азимутальной вариации напряжений в пласте и изменение какого-либо из параметров режима бурения для КНБК на основе оценки азимутальной вариации напряжений в пласте.

Другой объект изобретения представляет собой систему оценки пласта пород. Эта система включает компоновку низа бурильной колонны (КНБК), сконфигурированную с возможностью доставки в скважину, модуль с датчиками, установленный на КНБК для проведения измерений, отражающих напряжения в пласте, в ходе вращения КНБК, и по меньшей мере один процессор, выполненный с возможностью использования измерений, отражающих напряжения в пласте, с целью оценки азимутальной вариации напряжений в пласте и изменения какого-либо из параметров режима бурения для КНБК на основе оценки азимутальной вариации напряжений в пласте.

Еще один объект изобретения представляет собой машиночитаемый носитель, доступный для процессора (для непосредственного участия в его работе) и включающий команды, позволяющие при исполнении их процессором использовать измерения, отражающие напряжения в пласте, с целью оценки азимутальной вариации напряжений в пласте, и изменять какой-либо из параметров режима бурения для КНБК на основе оценки азимутальной вариации напряжений в пласте.

Краткое описание чертежей

Описанные выше и другие признаки и особенности настоящего изобретения будут лучше поняты из подробного описания конкретных вариантов осуществления изобретения в сочетании с приложенными чертежами, на которых показано:

фиг.1а - схематическая иллюстрация определения тензора напряжений S в произвольной системе декартовых координат,

фиг.1б - иллюстрация преобразования тензора, соответствующего повороту осей системы, представленной на фиг.1а,

фиг.1в - схематическая иллюстрация определения тензора главных напряжений S' в декартовых координатах, включающая максимальное (S₁), промежуточное (S₂) и минимальное (S₃) главные напряжения

фиг.2 - блок-схема, иллюстрирующая предпочтительную методологию практического осуществления настоящего изобретения,

фиг.3 - схематическое изображение буровой системы, подходящей для использования с настоящим изобретением,

фиг.4 - иллюстрация согласования эллипса с экспериментальными точками,

фиг.5 - зависимость между максимальным главным напряжением и искусственно образованными трещинами растяжения в пласте,

фиг.6а - пример акустической визуализации стенки ствола скважины,

фиг.6б - пример визуализации стенки ствола скважины по данным каротажа сопротивления,

фиг.7 - анализ вывалов на участке ствола скважины, где угол торца бурильного инструмента находится в пределах зоны вывала,

фиг.8 - анализ вывалов на участке ствола скважины, где угол торца бурильного инструмента находится вне пределов зоны вывала,

фиг.9 - ствол скважины, ослабленный напряжением,

фиг.10 - смоделированная картина распределения напряжений и разрывов в горизонтальном стволе скважины, пробуренном параллельно направлению максимального горизонтального напряжения,

фиг.11 - смоделированная картина распределения напряжений и разрывов в горизонтальном стволе скважины, когда азимут максимального горизонтального напряжения на 10° превышает азимут ствола скважины,

фиг.12 - смоделированная картина распределения напряжений и разрывов в горизонтальном стволе скважины, когда азимут максимального горизонтального напряжения на 5° меньше азимута ствола скважины.

Осуществление изобретения

На фиг.2 показана блок-схема, иллюстрирующая геомеханическую коррекцию направления ствола скважины в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения. Как показано на фиг.2, данные по пласту в регионе, где должна быть пробурена скважина, могут быть получены и обработаны (270) для создания предварительной модели напряжений для данного региона. В альтернативном варианте осуществления изобретения информация о поле напряжений может быть получена в ходе операций бурения, что обсуждается ниже.

В некоторых случаях в регионе может проводиться предварительное бурение, так что может иметься некоторая априорная информация, на основе которой можно смоделировать, по меньшей мере предварительно, поле напряжений в регионе. В альтернативном варианте или в дополнение в регионе может быть проведено бурение одной или нескольких периферийных или опытных скважин для получения данных посредством измерений в процессе и/или по окончании бурения с использованием выбранных приборов, примеры которых слишком многочисленны, чтобы перечислять их в настоящем описании. Из этих данных измерений могут быть получены параметры напряжений в пределах данного региона.

Во многих случаях такая опытная скважина может представлять собой просто скважину с вертикальным стволом. В практике нефтегазовой отрасли часто выполняют бурение опытных или периферийных скважин до осуществления наклонно-направленного бурения, хотя, как упоминалось выше, это не является существенным для эффективного и полезного применения настоящего изобретения на практике.

Согласно фиг.2 начинается операция бурения. Подробное описание буровой системы приводится ниже. Информация о поле напряжений может быть получена с использованием методики измерений в процессе бурения. Данные измерений в реальном времени в процессе бурения обрабатываются для получения модели напряжений в реальном времени (274). После этого осуществляется управление буровой системой для получения требуемой траектории и достижения предварительно определенных целей. Ниже подробно обсуждается буровая система.

Далее, на фиг.3 представлено схематическое изображение буровой системы 300, применимой в различных иллюстративных вариантах осуществления изобретения. Буровая система 300 содержит бурильную колонну 320, несущую бурильную компоновку 390 (именуемую также компоновкой низа бурильной колонны, или "КНБК"), спускаемую в ствол скважины 326, пробуриваемый в толще горных пород 395. Буровая система 300 может включать обычную буровую вышку 311, смонтированную на полу 312, на который может опираться стол ротора 314, который может вращаться первичным двигателем, например электродвигателем (не показан), с требуемой скоростью. Бурильная колонна 320 может включать насосно-компрессорные трубы (НКТ), например бурильную трубу 322, либо колтюбинг (гибкие насосно-компрессорные трубы - ГНКТ), простирающиеся от поверхности в стволе скважины 326. Бурильную колонну 320 можно протолкнуть в ствол скважины 326 при использовании бурильной трубы 322 как НКТ. В случае применения ГНКТ может быть, однако, использовано устройство подачи (не показано) в ствол скважины 326 непрерывной колонны ГНКТ с какого-либо ее накопителя, например барабана (не показан). К концу бурильной колонны 320 может быть прикреплено буровое долото 350, разрушающее горные породы 395, когда оно вращается в процессе бурения ствола скважины 326. При использовании бурильной трубы 322 бурильная колонна 320 может быть связана с лебедкой 330 через ведущую бурильную трубу 321, вертлюг 328 и канат 329 на шкиве 323. В ходе операций бурения на лебедке 330 может осуществляться регулирование нагрузки на буровое долото 350, являющейся важным параметром, влияющим на механическую скорость проходки в горных породах 395. Работа лебедки 330 хорошо известна специалистам в данной области и поэтому не описывается подробно.

В ходе операций бурения в различных иллюстративных вариантах осуществления изобретения может происходить циркуляция соответствующей буровой жидкости 331 (известной и/или именуемой также как "буровой раствор" или "промывочная жидкость"), поступающей под давлением из амбара (источника) 332 через канал в бурильной колонне 320 под действием бурового насоса 334. Буровая жидкость 331 может проходить от бурового насоса 334 в бурильную колонну 320 через устройство компенсации гидравлического удара (не показано), трубопровод 338 и ведущую бурильную трубу 321. Вниз к забою 351 скважины буровая жидкость 331 может подаваться через отверстие (не показано) в буровом долоте 350. Буровая жидкость 331 может циркулировать вверх через кольцевое пространство 327 между бурильной колонной 320 и стволом скважины 326, поступая обратно в амбар 332 через обратный трубопровод 335. Буровая жидкость 331 может осуществлять смазывание бурового долота 350 и/или вынос из последнего обломков выбуренной породы и/или бурового шлама, имеющегося в стволе скважины 326. Датчик S₁ расхода и/или динамического давления буровой жидкости 331 обычно располагается в трубопроводе 338 и может предоставлять информацию соответственно о расходе и/или динамическом давлении буровой жидкости 331. Наземные измерительные датчики крутящего момента (S₂) и числа оборотов (S ₃), связанные с бурильной колонной 320, могут предоставлять информацию соответственно о крутящем моменте и скорости вращения бурильной колонны 320. Как дополнение и/или альтернатива, может быть использован по меньшей мере один датчик (не показан), связанный с канатом 329 и показывающий нагрузку на крюк бурильной колонны 320.

Буровое долото 350 может вращаться только при вращении бурильной трубы 322. В ряде других иллюстративных вариантов осуществления в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) 390 для вращения бурового долота 350 может быть размещен забойный двигатель 355 (турбобур), а вращение бурильной трубы 322 осуществляется обычно в дополнение к крутящему моменту забойного двигателя 355 (если необходимо) и/или для выполнения изменений направления бурения. В различных иллюстративных вариантах осуществления электроэнергия может обеспечиваться блоком питания 378, который может включать переводник с батареями и/или электрический генератор и/или преобразователь, генерирующие электроэнергию с помощью турбины, связанной с электрогенератором и/или преобразователем и/или приводящей их в движение. Измерение и/или контроль количества электроэнергии на выходе генератора, включенного в блок питания 378, может предоставить информацию о расходе буровой жидкости (бурового раствора) 331.

Забойный двигатель 355 может быть связан с буровым долотом 350 через приводной вал (не показан), размещенный в подшипниковом узле 357. Когда буровая жидкость 331 проходит под давлением через забойный двигатель 355, последний может вращать буровое долото 350. Подшипниковый узел 357 может выдержать радиальные и/или осевые нагрузки на буровое долото 350. Стабилизатор 358 может быть связан с подшипниковым узлом 357, действуя как центратор для самой нижней части забойного двигателя 355 и/или компоновки низа бурильной колонны (КНБК) 390.

Рядом с буровым долотом 350 может быть расположен модуль датчиков 359. Модуль датчиков 359 может содержать датчики, схемы и/или программное обеспечение для получения и обработки данных о динамических параметрах бурения. В число этих динамических параметров обычно входят подскакивание бурового долота 350 на забое, скачкообразная подача компоновки низа бурильной колонны (КНБК) 390, обратное вращение, крутящий момент, удары, давление в стволе скважины и/или в кольцевом пространстве, ускорение и/или другие измеряемые параметры, характеризующие состояние бурового долота 350. Как показано на чертеже, в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) 390 может быть также предусмотрен переводник телеметрии и/или коммуникации 372, в котором используется, например, двусторонняя телеметрия. Модуль датчиков 359 может обрабатывать первичную информацию от датчиков и/или передавать первичную и/или обработанную информацию от датчиков, например, в показанную на чертеже наземную систему управления 345 и/или процессор 340 через систему телеметрии 372 и/или преобразователь 343, связанный с трубопроводом 338.

Переводник коммуникации 372, блок питания 378 и/или прибор для оценки параметров пласта (ОПП) 379, например соответствующий прибор для измерений в процессе бурения, могут быть объединены с бурильной колонной 320. Для включения прибора ОПП 379 в состав компоновки низа бурильной колонны (КНБК) 390 можно использовать, например, гибкие переводники. Такие переводники и/или приборы ОПП 379 могут составлять компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 390 между бурильной колонной 320 и буровым долотом 350. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) 390 может осуществлять в процессе бурения ствола скважины 326 различные измерения, например электрические измерения, измерения импульсного ядерного магнитного резонанса (ЯМР) и/или ядерной плотности. В различных иллюстративных вариантах осуществления компоновка низа бурильной колонны (КНБК) 390 может включать один или несколько датчиков ОПП и/или других приборов и/или датчиков 377, например один или несколько акустических преобразователей и/или акустических детекторов и/или акустических приемников 377а, способных осуществлять, в процессе бурения, измерения расстояния от центра скважинного прибора ОПП 379 до различных точек на поверхности ствола скважины 326, и/или один или несколько механических или акустических каверномеров 377b.

Механический каверномер может содержать несколько радиально разнесенных щупов, причем каждый из радиально разнесенных щупов может участвовать в измерении расстояния от центра скважинного прибора ОПП 379 до различных точек на стенке ствола скважины 326, например в процессе бурения. Акустический каверномер может включать один или несколько акустических преобразователей, передающих акустические сигналы в скважинный флюид и измеряющих время между моментами их излучения и возвращения после отражения от стенки ствола скважины. В одном варианте осуществления изобретения преобразователь испускает коллимированный пучок акустического излучения, так что принимаемый сигнал может представлять собой энергию, рассеянную на участках соударения пучка со стенкой ствола скважины. В этом отношении измерения акустическим каверномером схожи с измерениями, осуществляемыми с помощью механического каверномера. Приведенное ниже обсуждение изобретения основано на такой конструкции.

В одном из альтернативных вариантов осуществления изобретения акустический преобразователь может испускать пучок с широким углом охвата. В этом случае сигнал, принимаемый преобразователем, может представлять собой зеркальное отражение акустического пучка от стенки ствола скважины. Для такого каверномера требуется видоизменить способ анализа, описываемый ниже.

Далее, переводник коммуникации 372, показанный на фиг.3, может получать сигналы и/или данные измерений и передавать сигналы, например с использованием двусторонней телеметрии, для обработки в наземную систему управления и/или процессор 340 и/или в другой наземный процессор (не показан). В качестве альтернативы и/или дополнения сигналы могут обрабатываться в скважине с использованием, например, скважинного процессора 377c в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) 390.

Наземная система управления и/или процессор 340 могут также принимать сигналы от одного или нескольких других датчиков и/или устройств и/или сигналы от датчика расхода буровой жидкости (S₁), наземного датчика крутящего момента (S₂) и/или наземного датчика числа оборотов (S₃) и/или других датчиков, используемых в буровой системе 300, и/или могут обрабатывать эти сигналы в соответствии с запрограммированными командами, предусмотренными в наземной системе управления и/или процессоре 340. Наземная система управления и/или процессор 340 могут отображать нужные параметры бурения и/или другую информацию на дисплее/мониторе 342, который может использоваться оператором (не показан) для контроля буровых операций. Наземная система управления и/или процессор 340 могут, как правило, включать компьютер и/или систему обработки на основе микропроцессора, по меньшей мере одно запоминающее устройство для хранения программ и/или моделей и/или данных, регистрирующее устройство для записи данных и/или другие периферийные устройства. В наземной системе управления и/или процессоре 340 обычно предусматриваются устройства аварийной сигнализации 344, активизирующиеся при возникновении опасных и/или нежелательных условий в процессе работы.

В настоящем изобретении может использоваться ряд различных способов определения главных напряжений в толще горных пород. В одном из способов измерения, выполненные посредством акустического каверномера, входящего в состав КНБК, используются для оценки формы ствола скважины, а также местонахождения КНБК в стволе скважины во время буровых операций. В основе методологии, используемой в настоящем изобретении, лежит предположение, что ствол скважины имеет неровную поверхность, приближенно и фрагментарно описываемую эллипсом (поверхность 400 на фиг.4). Центр бурового инструмента находится в положении, отмеченном как 455. Расстояние 450 от центра бурового инструмента до стенки ствола скважины измеряется каверномером в ходе вращения бурового инструмента. В показанном примере стенка ствола скважины может быть приближенно описана двумя эллипсами, обозначенными через 410 и 420. Большие оси этих двух эллипсов обозначены соответственно через 451 и 465. Точки 400a, 400b являются типичными точками на стенке ствола скважины, в которых производится измерение расстояния.

Для случая, когда буровой инструмент находится в фиксированном положении в центре круглого ствола скважины, стенка ствола скважины может быть представлена уравнением:

,

где (x₀, y₀) - координаты центра акустического каверномера, a R - радиус. Расстояние R может выражаться как

,

где r₁ - радиус бурового инструмента, - скорость звука в скважинном флюиде, a t - время прохождения сигнала туда и обратно, измеренное акустическим каверномером. Для механического каверномера второй член в правой части уравнения (2) представляет собой просто расстояние, измеренное каверномером. Измерения расстояния R и угла определяют стенку скважины в полярной системе координат, начало которой находится в центре бурового инструмента.

Эллиптический ствол скважины может быть представлен уравнением в следующей форме:

.

В реальных условиях центр бурового инструмента не находится в фиксированном положении, процесс измерений посредством каверномера подвержен действию помех, а стенка ствола скважины является неровной. Сочетание всех этих факторов делает проблематичным определение фактического смещения датчика для оценки параметров пласта на КНБК от стенки ствола скважины. Эта проблема решается в заявке Хасана (Hassan), содержание которой включено в настоящее описание посредством ссылки. Способ, описанный в заявке Хасана, включает оценку геометрии ствола скважины посредством применения метода наименьших квадратов к измерениям расстояния. Оценка геометрии ствола скважины может, далее, включать отбрасывание резко отличающихся значений измерений и/или определение виртуальной точки, где значения измерений расстояния имеют ограниченное расхождение. Данный способ может также включать создание изображения, показывающего расстояние до стенки ствола скважины. Данный способ может, кроме того, включать создание трехмерного изображения ствола скважины, показывающего пустоты вымывания и/или дефекты в обсадной колонне. Данный способ может, далее, включать использование оцененной геометрии ствола скважины для определения скорости распространения продольных волн в флюиде скважины. Данный способ может, в том числе, включать бининг измерений, выполненных посредством датчика для оценки параметров пласта.

Важным моментом, который необходимо отметить, является то, что геометрия ствола скважины, полученная данным способом, является характерной для определенных главных напряжений в пласте горных пород. Зависимости для случая, когда ствол скважины и одно из главных напряжений являются вертикальными, представлены на фиг.5. Здесь показан поперечный разрез ствола скважины 500. Север показан направлением 509, а максимальное главное напряжение в горизонтальной плоскости обозначено через S_Hmax 501. Под действием напряжения форма ствола скважины может измениться до эллиптической в направлении 507. Фактическая величина упругой деформации под действием напряжения обычно слишком мала, чтобы быть обнаруженной с помощью каверномера. Тем не менее, в направлении 507 могут образоваться вывалы, а в направлении 503 (рядом с малой осью 501 эллипса) - разрывы. Эти вывалы можно обнаружить с помощью измерений посредством каверномера. Следовательно, направление максимального главного напряжения можно определить по азимуту вывалов и/или разрывов. Это определенное направление можно затем использовать для контроля направления бурения, как обсуждалось выше. Величина напряжений может быть оценена на основе прочности пластов горных пород. Это обсуждается в заявке US 11/601950, Mooc (Moos), правопреемником которой является то же лицо, что и у настоящего изобретения, а содержание которой включено в настоящее описание посредством ссылки.

На фиг.6а показан пример акустической визуализации стенки ствола скважины. Вертикальная ось представляет глубину, а горизонтальная - окружность стенки ствола скважины, развернутой на плоскости. В данном частном примере центр изображения соответствует югу. На изображении видны разрывы 551, ориентированные под углом 90° к вывалам 553. Заслуживает внимания то обстоятельство, что вывалы характеризуются более слабым сигналом (темный цвет), чем на остальной части изображения, что указывает на меньшую разницу в акустических свойствах относительно скважинного флюида. Подробный анализ вывалов приводится ниже.

Вывалы и разрывы (именуемые также "трещинами, индуцированными бурением") можно также видеть и на других изображениях стенки ствола скважины. Например, на фиг.6b представлен образец визуализации стенки ствола скважины по данным каротажа сопротивления. Такое изображение получают при использовании каротажного микрозонда сопротивления. Разрывы обозначены через 561, а вывалы - через 563. Таким образом, изображения, полученные путем каротажа сопротивления, могут быть использованы для определения направлений главных напряжений. Следует отметить, что изображения другого типа, например полученные путем каротажа плотности, также показывают трещины, образовавшиеся в результате вывалов и разрывов, и поэтому могут быть использованы для определения направлений главных напряжений.

На фиг.7 показан анализ вывалов на стенках типичного ствола скважины. Точки, соединенные линией 601, представляют угол торца КНБК как функцию глубины. В контексте настоящего описания угол торца определяется по ориентации контрольной отметки на КНБК. Ориентацию КНБК можно определить с помощью магнитометра или гироскопа. Горизонтальные линии, обозначенные через 603, показывают интервалы вывалов, измеренные в стволе скважины (соответствующие ширине темных участков на фиг.6). Видно, что угол торца бурильного инструмента попадает в пределы зоны вывала на всем протяжении изображенного участка. Другая часть того же ствола скважины показана на фиг.8. Отчетливо видно, что углы торца, обозначенные через 701, находятся вне зоны вывала 703. Различие между фиг.7 и 8 состоит в том, что бурение в интервале глубин на фиг.7 проводилось посредством КНБК, торец которой избирательно ориентирован в направлении расширения ствола скважины, что делает трудным ориентацию ствола в каком-либо ином направлении. Результат очевиден: в этих обстоятельствах ствол скважины будет преимущественным образом ориентирован в направлении вывалов.

В отличие от этого, бурение в интервале, показанном на фиг.8, проводилось с использованием различных КНБК и с активным управлением ориентацией ствола скважины. Видно, что при наличии активного управления ориентацией ствола скважины становится возможным преодоление естественной тенденции в прохождении ствола скважины в направлении вывалов (направлении минимального главного напряжения). Пример компоновки для наклонно-направленного бурения описан в патенте US 7287604, Аронстам (Aronstam) и др., правообладателем которого является то же лицо, что и у настоящего изобретения, а содержание которого включено в настоящее описание посредством ссылки.

Следует, далее, отметить, что в случаях, когда в стенке ствола скважины отсутствуют вывалы, ствол, по-видимому, может иметь круглую форму, однако здесь следует ожидать уменьшения амплитуды отраженного сигнала каверномера, если отдельные участки стенки ствола скважины начинают осыпаться. Это схематически иллюстрируется с помощью фиг.9, где круглый ствол скважины обозначен через 801. Напряжение обусловливает появление ослабленного участка, определяемого зоной между кругом 801 и эллипсом 803. Ствол скважины, отображенный на диаграмме с использованием годографа первых вступлений отраженных волн, имеет, очевидно, форму 801, но отражения от участка 807 будут слабее, чем от участка 805 (см. фиг.6). Кроме того, если ствол скважины отображается с использованием годографа вторых вступлений отраженных волн, получается форма, обозначенная через 803. Для определения направлений главных напряжений в настоящем описании учитываются изменения амплитуды отраженного сигнала каверномера.

В примере возможного варианта действий бурится опытная вертикальная скважина, после чего выполняется каротаж посредством электрокаротажного устройства отображения. Анализ изображений с использованием описанных выше способов позволяет выявить индуцированные бурением трещины в стенках, что указывает на сравнительно постоянное направление максимального горизонтального напряжения. Затем от опытной скважины может быть пробурен боковой ствол, зарезка которого осуществляется над продуктивным интервалом и который выходит на горизонталь в пределах интервала глубин, вскрытого опытной скважиной, для которого получены изображения разрывных трещин стенок, указывающие на ориентацию максимального горизонтального напряжения. Ориентация бокового ствола выбирается идентичной ориентации S_Hmax, выявленной с помощью анализа каротажных диаграмм для вертикальной скважины, так что при проведении ГРП трещины будут проходить вдоль оси ствола скважины. Ситуация с напряжениями будет такова, что трещины будут вертикальными (то есть величина S_hmin будет меньше величины S_v ). В других примерах скважина может быть пробурена под углом 90° к азимуту S_Hmax для обеспечения развития радиальных трещин, перпендикулярных стволу скважины.

В процессе бурения горизонтальных скважин применяют забойные системы управления параметрами бурения с целью контроля ориентации скважины и ее положения в коллекторе. Для получения в режиме реального времени информации о разрывах в стенке скважины выполняют также каротаж в процессе бурения, диаграммы которого помогают выявить ориентацию скважины относительно главных напряжений. Изображения анализируются в ходе бурения, чтобы обнаружить индуцированные им характерные особенности, возникающие в конкретных точках по окружности ствола скважины и, кроме того, образующиеся под долотом из-за избыточной нагрузки на него и обнаруживаемые после пробуривания через них скважины. В некоторых случаях разрывы могут создаваться сознательно, чтобы определить напряжения, изменяя режим бурения. Примером является увеличение скорости циркуляции для охлаждения ствола скважины с целью образования разрывов. Другим примером является увеличение нагрузки на долото с целью повышения вероятности образования индуцированных разрывов под долотом. Вначале на изображениях выявляются разрывные трещины 1003 в стволе скважины 1001, ориентированные в осевом направлении. Отметим, что на изображенной на фиг.10 диаграмме, полученной в результате визуализации данных каротажа сопротивления, по оси абсцисс отложены углы окружности ствола скважины, а по оси ординат - глубина бурения. Анализ напряжений, требуемых для создания этих осевых трещин, подтверждает, что скважина была пробурена вдоль направления главного напряжения, и, следовательно, нет необходимости в изменении азимута скважины.

На несколько большей глубине разрывные трещины стенки имеют форму, обозначенную через 1103 на фиг.11. Для этой модели азимут ствола скважины составляет 90°, а азимут S_Hmax - 100°. На фиг.12 показана разрывная трещина 1203, когда азимут ствола скважины равен 100°, а азимут S_Hmax - 95°. Из этого моделирования становится ясно, когда необходимо увеличить угол отклонения, а когда уменьшить последний для поддержания требуемой траектории.

В конце бурового рейса можно получить изображения с более высоким разрешением, чем позволяют устройства визуализации посредством каротажа в процессе бурения, благодаря использованию каротажных приборов на кабеле, спускаемых в горизонтальную скважину по хорошо известной методике. Для стимуляции можно выбрать интервалы, на изображениях которых проявляются трещины, распространяющиеся в осевом направлении, поскольку в этом случае для стимуляции скважины требуются наименьшие давления, и наиболее вероятным является образование распространяющихся в осевом направлении трещин, имеющих хорошую связь со скважиной. После этого можно осуществить крепление скважины обсадными трубами, а затем перфорирование обсадной колонны в выбранных интервалах с целью проведения ГРП, избегая, таким образом, интервалов, где визуализированные данные показывают, что бурение скважины происходит под конечным углом к локальному направлению S_Hmax и, следовательно, процесс образования трещин ГРП будет более сложным и они будут хуже связаны со стволом скважины.

Такой подход можно применить независимо от того, направлены ли скважины или главные напряжения по вертикали или с отклонением от нее, а также в тех случаях, когда требуемое направление является параллельным или наклонным относительно какого-либо из направлений главных напряжений на участке залегания породы, когда характерные особенности (структурные элементы), используемые для определения ориентации поля напряжений относительно ствола скважины, представляют собой вывалы, разрывные трещины или любые иные нарушения либо когда ориентация поля напряжений определяется с использованием других измерений, например акустических или электрических. Ниже приводится обсуждение этих альтернативных способов.

Специалистам в данной области известен фундаментальный принцип, гласящий, что большинство земных (горных) пород обладает упругими свойствами, являющимися функциями напряжений. В отсутствие других воздействий эти породы являются менее упругими в направлении, в котором действует наибольшее сжимающее напряжение. Дипольные зонды акустического каротажа возбуждают в скважине изгибные колебания, которые естественным образом разделяются на две независимые волны в случае, когда скважина бурится таким образом, что напряжения, действующие на ее краях, отличаются друг от друга (например, вертикальная скважина в пласте с различными горизонтальными напряжениями, так что S_Hmax больше S_Hmin). Одна из этих волн изгибает скважину в направлении наибольшего напряжения, которое в случае вертикальной скважины представляет собой S _Hmax, а другая изгибает скважину в направлении наименьшего напряжения, которое в случае вертикальной скважины представляет собой S_Hmin. Волна, изгибающая скважину в направлении S_Hmax, движется быстрее волны, изгибающей скважину в направлении S_Hmin. С помощью регистрации ориентации прибора и скважины, проведения кросс-дипольного акустического каротажа и последующего анализа данных регистрации прохождения волн с использованием известных способов можно определить ориентацию максимального и минимального напряжений путем определения направлений, в которых две волны изгибают скважину. В ходе кросс-дипольного каротажа измеряется скорость поперечных волн в пласте, имеющих две различные поляризации. В наклонных или горизонтальных скважинах геометрия является более сложной, но данный способ все же применим во многих случаях. Такой способ обсуждается в патенте US 6098021, Танг (Tang) и др., правообладателем которого является то же лицо, что и у настоящего изобретения, а содержание которого включено в настоящее описание посредством ссылки.

Альтернативным способом использования акустических данных для определения ориентации напряжений является применение акустического каротажа с регистрацией азимута. В ходе этого каротажа скорость распространения акустических волн, проходящих вдоль поверхности ствола скважины, регистрируется как функция ориентации. Вследствие локальной концентрации напряжений скорость таких акустических волн является функцией ориентации по всей скважине. Поскольку напряжения влияют на скорость распространения волн в горной породе, существует возможность определения ориентации и относительной величины напряжений в месте залегания путем измерения азимутальной зависимости скорости распространения акустических волн.

В еще одном способе определения направления напряжений в толще горных пород используются измерения электрического удельного сопротивления в ходе многокомпонентного индукционного каротажа. Это описывается в патенте US 7359800, Рабинович (Rabinovich) и др., правообладателем которого является то же лицо, что и у настоящего изобретения, а содержание которого включено в настоящее описание посредством ссылки. В частности, значения измерений H_xx, H_yy и H_xy являются чувствительными к анизотропии электрического удельного сопротивления, которая может иметь несколько источников, включая тонкую слоистость пластов и свит, а также трещины - естественного происхождения и индуцированные бурением и ГРП. Было обнаружено, что даже в отсутствие трещин эти измерения указывают направления, в которых трещины образовались бы, будь напряжения более сильными. Следует также отметить, что направление разрывных трещин в толще горных пород, определяемое посредством измерений удельного сопротивления, перпендикулярно направлению вывала, так что проводка наклонно-направленных скважин, пробуриваемых с целью пересечения этих трещин, может осуществляться в предпочтительном направлении даже без управления азимутом ствола скважины.

Специалистам в данной области известно, что главные напряжения не всегда являются вертикальными и горизонтальными и что поле напряжений может вращаться вследствие присутствия скважины. Если эффект присутствия скважины значительно изменяет величину и ориентацию локального поля напряжений по сравнению с полем напряжений вдали от скважины, то можно провести анализ измерений, в ходе многокомпонентного каротажа, кажущегося электрического удельного сопротивления по индукционному зонду с большим радиусом исследования, проводимого как с помощью приборов на кабеле, так и в процессе бурения, с целью определения ориентации поля напряжений с поперечной и двухосной анизотропией. В толстом слое гомогенного анизотропного материала появление разрывных трещин обусловливает направление анизотропии, которое может быть определено на основе данных многокомпонентного индукционного каротажа, которые можно обработать с помощью, например, многочастотной фокусировки с целью исключения влияния околоскважинной среды для определения ориентации разрывных трещин и, следовательно, вывода заключения об ориентации главных напряжений в удаленном поле.

В слоистых средах разрывные трещины часто ориентированы нормально к залеганию пластов и являются источником двухосевой анизотропии. Главные направления двухосевой анизотропии определяются из данных измерений электрического удельного сопротивления при многокомпонентном каротаже, откуда делаются выводы об ориентации направлений главных напряжений. Это обсуждается в патенте US 7317991, Ванг (Wang) и др., правообладателем которого является то же лицо, что и у настоящего изобретения, а содержание которого включено в настоящее описание посредством ссылки.

Для определения формы ствола скважины можно также использовать измерения методом радиоактивного каротажа. Использование гамма-каротажа обсуждается в заявке US 11/770209, Мадиган (Madigan) и др., правообладателем которой является то же лицо, что и у настоящего изобретения, а содержание которой включено в настоящее описание посредством ссылки. Согласно обсуждению, проводимому в упомянутой заявке с использованием эвристической модели, при известных значениях плотности буровой жидкости и пластовых пород можно определить величину отклонения прибора плотностного гамма-гамма каротажа от стенки ствола скважины как функцию азимута. Это определенное отклонение можно затем использовать в сочетании со способом Хасана для составления картограммы стенки ствола скважины.

Анализ измерений, сделанных в скважине, может быть проведен скважинным и/или наземным процессорами. При использовании для анализа скважинного процессора становится возможным управлять направлением бурения по существу в реальном времени, то есть без задержки, присущей системам, передающим телеметрическую информацию из скважины и команды - в скважину. При управлении данными и их обработке подразумевается использование компьютерной программы, обеспечивающей выполнение этих операций и содержащейся на подходящем машиночитаемом носителе, например: постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), программируемое постоянное запоминающее устройство (ППЗУ), электрически-стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭППЗУ), флэш-память или оптический диск.