Каротаж через долото

Каротаж через долото
Джеймс Эйвэлис
Тони Мезарос
Роберт Портер
Рик Райшман
Робин Ридли
Питер Уэллс
ThruBit LLC
Хьюстон, штат Техас, США
В связи с растущими объемами горизонтального бурения
Бенджамин У. Крауч
Osage Resources, LLC
Хатчинсон, штат Канзас, США
уникального метода спуска/подъема каротажных приборов малого
Тэйлор Л. Рейд
Oasis Petroleum, Inc.
Хьюстон, штат Техас, США
искривленных стволах или скважинах с большим отходом от вертикали.
Гэри А. Симпсон
Forest Oil Corporation
Хьюстон, штат Техас, США
Нефтегазовое обозрение, том 24, № 2 (весна
2012 г.).
Copyright © 2013 Schlumberger.
Данная статья является русским переводом статьи
“Logging Trough the Bit,” Oilfield Review, Summer
2012: 24, no. 2.
Copyright © 2012 Schlumberger.
Благодарим за помощь в подготовке данной статьи
Мартина Айзекса и Рика фон Флатерна (Хьюстон,
штат Техас, США) и Тони Смитсона (Нортпорт, штат
Алабама, США).
Geo-Frac, Mangrove, Portal, SureLog и ThruBit —
товарные знаки компании Schlumberger.
1. Скважинный трактор (downhole tractor) — внутрискважинное транспортировочное устройство (гусеничного, колесного или иного типа), способное
самостоятельно перемещаться в стволе скважины и
продвигать вместе с собой гирлянду инструментов
и оборудования (прим. ред. русск. изд.).
Подробнее о скважинных тракторах и других приспособлениях для спускоподъемных операций см.:
Billingham M, El-Toukhy AM, Hashem MK, Hassaan M,
Lorente M, Sheiretov T and Loth M: “Conveyance—
Down and Out in the Oil Field,“ Oilfield Review 23, no.
2 (Summer 2011): 18–31.
2. Pitcher J and Buller D: “Shale Assets: Applying the
Right Technology for Improving Results,” Search
and Discovery Article 40883, adapted from an oral
presentation at AAPG International Conference and
Exhibition, Milan, Italy, October 23–26, 2011.
56
геологоразведочные и эксплуатационные компании начали искать пути
снижения затрат и повышения эффективности каротажных исследований
своих скважин. С этой целью были разработаны инновационные методы
каротажа. В настоящее время операторы пользуются преимуществами
диаметра для получения данных оценки пластовых пород в сильно
Технологический прогресс в области
бурения и заканчивания скважин открывает геологоразведочным и эксплуатационным компаниям доступ к
новым продуктивным пластам, освоение которых раньше считалось экономически нецелесообразным. При
вскрытии таких пластов операторы
применяют горизонтальное бурение
и гидравлические методы интенсификации добычи для увеличения области дренирования продуктивных
пластов. Однако горизонтальные
или наклонно-направленные скважины могут представлять трудности
для исследования. В таких скважинах каротаж приборами, спускаемыми на кабеле, часто невозможно
выполнить без специального спускоподъемного оборудования, что
часто приводит к дополнительным
затратам и эксплуатационным задержкам. Печальным последствием
этого обстоятельства является полный отказ некоторых операторов от
сбора петрофизических данных.
В наклонно-направленных скважинах траектория ствола в сочетании с геологическими факторами
ограничивает возможность получения оператором необходимых данных для оценки коллектора и создания программы обработки скважины
для интенсификации добычи. Решая
эту проблему наклонно-направленных скважин, инженеры постоянно
совершенствовали технологию каротажа в открытом стволе. Каротаж
в процессе бурения, скважинные
трактора и различные методы каротажа на трубах — лишь несколько
из предлагаемых в настоящее время
вариантов. 1 Однако эти альтернативные методы требуют затрат — на
аренду оборудования или на время
эксплуатации буровой установки.
В случае нетрадиционных пластов Северной Америки такие затраты могут отрицательно влиять на
стратегию разработки. Главной составляющей экономики проекта разработки месторождения является
стоимость бурения и заканчивания
каждой горизонтальной скважины.
Поэтому для некоторых нетрадиционных пластов операторы часто принимают решение ограничить проведение комплексных каротажных
исследований. 2
Во многих случаях при контроле
направления ствола для определения его стратиграфического положения используются диаграммы гамма-каротажа, полученные в процессе
бурения. Для некоторых скважин
такие гамма-каротажные диаграммы могут составлять единственные
входные данные петрофизических
Нефтегазовое обозрение
Лето 2012
57
Прибор телеметрии,
блок памяти,
прибор гамма-каротажа
Прибор индукционного каротажа
Зонд нейтронного
каротажа
Зонд плотностного
каротажа
Зонд акустического
каротажа
Измерения
Гамма-каротаж,
температура в стволе,
ускорение прибора
Индукционное сопротивление,
собственный потенциал,
сопротивление глинистого раствора
Нейтронная пористость
Объемная плотность,
индекс фотоэлектрического
поглощения, диаметр ствола
Скорость продольной
и поперечной
волны
Диаметр
21/8 дюйма
21/8 дюйма
21/8 дюйма
21/8 дюйма
21/8 дюйма
Длина
74 дюйма (188 см)
185 дюймов (470 см)
74 дюйма (188 см)
128 дюймов (325 см)
144 дюйма (366 см)
Температура
300°F (150°C)
300°F (150°C)
300°F (150°C)
300°F [150°C]
300°F [150°C]
Давление
15 000 фунт/дюйм2 (103 MПа) 15 000 фунт/дюйм2 (103 MПа)
15 000 фунт/дюйм2 (103 MПа)
15 000 фунт/дюйм2 (103 MПа) 15 000 фунт/дюйм2 (103 MПа)
Скорость каротажа
1800 фут/ч (550 м/ч)
3600 фут/ч (1100 м/ч)
1800 фут/ч (550 м/ч)
1800 фут/ч (550 м/ч)
3600 фут/ч (1100 м/ч)
Вертикальная
разрешающая
способность
от 12 до 24 дюймов
(от 30 до 61 см)
1, 2 и 4 дюйма
(3, 5 и 10 см)
от 12 до 15 дюймов
(от 30 до 38 см)
от 9 до 12 дюймов
(от 23 до 30 см)
от 6 до 24 дюймов
(от 15 до 61 см)
10, 20, 30, 60 и 90 дюймов
(25, 51, 76, 152 и 228 см)
10 дюймов (25 см)
4 дюйма (10 см)
3 дюйма (7 см)
от 4 до 14 дюймов
от 4 до 16 дюймов
от 4 до 16 дюймов
от 4 до 14 дюймов
Радиус исследования 12 дюймов (30 см)
Диаметр ствола
от 4 до 14 дюймов
Рис. 1. Технические характеристики прибора SureLog. — Эти
приборы могут применяться в любом сочетании, позволяющем
оператору выполнять каротаж трех- или четырехприборной
параметров для проектирования
перфорации и гидроразрыва пластов. Диаграммы гамма-каротажа
могут помочь геологам определить
целевые объекты по корреляциям с
диаграммами соседних скважин, но
гамма-измерений самих по себе недостаточно для оценки свойств коллектора, важных для добычи. Для
измерения горизонтальных и вертикальных изменений значений параметров литологии, минералогии,
размера зерен, пористости, проницаемости и содержания флюидов в
сложных нетрадиционных пластах
требуется целый комплекс каротажных исследований.
Возможность обнаружения изменений в породах пласта-коллектора,
обеспечиваемая
петрофизическим
каротажем, может оказать значительное влияние на разработку программы заканчивания скважины и ее
экономические характеристики. Это
особенно верно в отношении нетрадиционных продуктивных пластов
или других низкопроницаемых пород, в которых операции гидравлического разрыва необходимо производить в нескольких интервалах
для интенсификации притока из
продуктивных пластов протяженностью тысячи футов вдоль горизонтального участка ствола. Исключая
58
гирляндой. Все приборы имеют достаточно малый диаметр для
спуска в четырехдюймовые стволы.
некоторые пласты при выборочном
перфорировании наиболее перспективных интервалов и интенсификации притока из скважины, операторы могут уменьшить количество
интервалов, требующих обработки
для оптимального гидроразрыва
пласта. Уменьшение количества и
длины таких интервалов экономит
воду, песок и другие ресурсы, снижая тем самым затраты и общий
объем работ по обработке скважины.
Разработана уникальная и экономичная система каротажа, предоставляющая оператору ценные
пластовые данные из наклонно-направленных стволов. С помощью
системы, разработанной компанией
ThruBit LLC, под действием давления, создаваемого буровым насосом,
каротажные приборы малого диаметра спускают в скажину сквозь
бурильную колонну до проектной
глубины забоя и выводят через отверстие в долоте специальной конструкции в открытый ствол для его
каротажа. Пока бурильную трубу
поднимают из скважины, приборы измеряют характеристики пласта. В 2011 году компания ThruBit
LLC была приобретена компанией
Schlumberger.
В настоящей статье приводится
обзор системы спуска/подъема оборудования, позволяющей использовать метод каротажа, разработанный
компанией ThruBit. Базы данных,
полученные с помощью этой системы, демонстрируют ее полезность и
высокое качество.
Основы каротажа
В основе концепции каротажа через
долото лежат два требования: каротажные приборы должны быть достаточно малого размера для спуска
через бурильную трубу и конструкция долота должна быть такой, чтобы пропустить их в открытый ствол.
В системе каротажа ThruBit используются каротажные приборы специальной конструкции, сочетающей
малые диаметры с устойчивостью к
высокому давлению и высоким температурам. При диаметре 2ǩ дюйма
все приборы комплекса SureLog достаточно малы, чтобы пройти сквозь
большинство бурильных труб, ясов,
утяжеленных бурильных труб и долот (рис. 1). Каждый прибор выдерживает температуры до 300°F (150°C)
и давление до 15 000 фунт/дюйм 2
(103 МПа). Чтобы выполнить полный
комплекс измерений за одну спускоподъемную операцию, можно спускать
гирлянду из нескольких приборов.
Нефтегазовое обозрение
Каверномер
Прижимной
башмак
Рис. 2. Прибор плотностного каротажа
SureLog. — Сцинтилляционные детекторы, установленные в прижимном башмаке снаружи корпуса зонда, измеряют
объемную плотность пласта и индекс
фотопоглощения. Для увеличения общей
площади контакта со стволом в процессе
измерения размера ствола зонд снабжен
однорычажным каверномером.
Лето 2012
Прибор телеметрии, блок памяти
и прибор гамма-каротажа SureLog
являются важнейшими модулями
связи и памяти во всей каротажной
гирлянде. Прибор гамма-каротажа
измеряет естественное гамма-излучение в пласте, что позволяет
качественно оценить содержание
глины. Многоосный акселерометр в
этом приборе отслеживает ориентацию прибора в стволе, его передвижение и вибрацию. Он также измеряет наклон и температуру ствола.
Прибор многозондового индукционного каротажа работает при пяти
медианных радиусах исследования
и трех вертикальных разрешениях.
В некоторых конфигурациях совместимый прибор измерения собственного потенциала спускают
непосредственно перед прибором
индукционного каротажа. Прибор
измерения собственного потенциала дает качественную оценку параметров глинистости и проницаемости пласта и может исполь зоваться
для оценки эквивалентного удельного
сопротивления
пластовой
воды. Датчик сопротивления глинистого раствора включен в гирлянду для выполнения комплекса
поправок индукционного каротажа
и анализа скважинных жидкостей.
Прибор нейтронного каротажа
SureLog применяется как в открытом, так и в обсаженном стволе. В
нем используется калифорниевый
источник нейтронов для измерений
пористости по тепловым нейтронам. Кроме поправок за температуру и давление в стволе, в измерения
пористости методом нейтронного
каротажа могут вноситься поправки за внешние факторы, такие как
диаметр ствола, тип бурового раствора, плотность бурового раствора, плотность глинистой корки
бурового раствора, соленость и отклонение прибора от стенки ствола.
Зонд плотностного каротажа измеряет объемную плотность пласта
ȡb, индекс фотоэлектрического поглощения Pe и размер ствола. Обработка результатов измерений
включает корректирующий алгоритм, который сохраняет точность
общего значения плотности в широких диапазонах диаметров ство-
лов, типов буровых растворов и их
плотностей.
Сцинтилляционные
детекторы этого прибора помещаются на шарнирном башмаке с целью улучшения контакта с пластом
и общего качества измерений в наклонных и нецилиндрических стволах (рис. 2). Зонд плотностного
каротажа оборудован однорычажным каверномером для измерения
размера ствола и прижатия зонда к
стенке пласта.
Зонд
акустического
каротажа
SureLog оборудован монопольным
излучателем и набором из шести
приемников. Данные о форме волновых сигналов, зарегистрированные каждым из этих шести приемников, затем обрабатываются
методом когерентности интервального времени для расчета скоростей продольных (V p ) и поперечных
(V s ) волн. Скорость поперечной
волны из монопольного излучателя
можно определить по акустическим
измерениям в пластах, где скорости продольных и поперечных волн
выше, чем скорость акустической
волны в буровом растворе (V mud ).
Конструкция долота Portal PDC
позволяет
проход
каротажного
прибора через низ бурильной колонны без необходимости отделения долота от колонны. Это долото
имеет полое пространство и отверстие диаметром 2½ дюйма (63,5 мм)
в центре торцевой части (рис. 3).
Конструкция долота адаптируема
практически ко всем моделям долот типа PDC от 5Ǭ-дюймовых до
12¼-дюймовых моделей. Эти долота производятся с различными конфигурациями лопастей и режущих
частей для нужд бурения в разных
литологических и технических условиях.
Инструмент подвески, помещенный над долотом Portal, позволяет
каротажным зондам спуститься непосредственно под долото для проведения каротажа в режиме записи
данных в память. В этом режиме
кабель отсоединяют от гирлянды
приборов и поднимают на поверхность. Приборы питаются от аккумуляторов, а каротажные данные
накапливаются в памяти прибора.
Инструмент подвески точно пози-
59
Рис. 3. Долото Portal. — Это долото специальной конструкции предназначено для
эксплуатации в разных типах пород. Главной особенностью этого долота типа PDC
(вид сбоку , слева на рис.) является центральное отверстие (вид сверху , справа на
рис.) для прохода каротажных приборов малого диаметра. (Рисунок любезно предоставлен компанией Smith Bits, принадлежащей компании Schlumberger.)
ционирует каротажные приборы по
мере их спуска через отверстие в долоте. Этот инструмент ограничивает
движение стопорного кольца, установленного в начале связки каротажных приборов. Он не позволяет
этому кольцу сдвинуться ниже по
стволу и обеспечивает возможность
выдвижения каротажных зондов в
открытый ствол на небольшое расстояние от торца долота.
Поверхностное
обо ру дование
ThruBit, рабо тающее под давлением, обеспечивает контроль скважины в случае неожиданного перепада
давления. Это оборудование позволяет буровому инженеру вращать
и расхаживать бурильную колонну и прокачивать буровой раствор
при размещении каротажных приборов. 3 В компоновке низа бурильной колонны (КНБК) может также
устанавливаться обратный клапан,
обеспечивающий дополнительный
уровень контроля скважины. Этот
обратный клапан с откидным щитком пропускает каротажные приборы и вспомогательное оборудование
в обоих направлениях. 4
60
Размещение в стволе
Система спуска ThruBit включает долото Portal для расширения и
подготовки скважины к каротажу.
После того как КНБК достигнет
глубины каротажа, буровая бригада
поднимает ее на поверхность и устанавливает долото Portal на подвеске.
При обратном спуске подвески и долота в скважину до проектной глубины буровой оператор пользуется
им для проработки уступов и узких
мест. Когда скважина подготовлена
к каротажу, буровой оператор устанавливает долото в положение чуть
выше нижней отметки самого нижнего интервала, в котором предполагается выполнить каротаж, оставляя
место в открытом стволе, достаточное лишь для выдвижения каротажных зондов из отверстия долота.
Когда долото Portal достигает целевой глубины, бригада специалистов помещает гирлянду каротажных зондов SureLog в бурильную
колонну, устанавливает оборудование для контроля давления и спускает гирлянду зондов SureLog на
кабеле. Кабельное соединение по-
зволяет инженеру строить диаграмму и следить за исправностью работы приборов с момента, когда они
покидают поверхность, до момента
их перехода в режим записи данных
в память. Бурильная колонна защищает каротажные приборы и кабель
при их спуске в ствол скважины.
В точке, где наклон скважины начинает препятствовать спуску приборов под действием собственного
веса, включают буровые насосы, и
каротажные приборы проталкивают
вниз по бурильной колонне давлением бурового раствора. Бурильная
труба обеспечивает гладкий ствол,
так что приборы малого диаметра
могут попасть на торец долота. Давление насоса и бурового раствора
выталкивают каротажные датчики
наружу через отверстие в долоте
Portal. Их движение блокируется,
когда стопорное устройство, расположенное у верхнего конца гирлянды приборов, доходит до подвески.
Инженер по каротажу выполняет
последнюю проверку исправности
гирлянды каротажных приборов
до открытия каверномера на зонде
плотностного каротажа. Акселерометры внутри этого прибора обеспечивают ориентацию его башмака
по отношению к нижней части скважины. Затем по команде инженера
по каротажу кабель выпускают из
гирлянды приборов, затем кабель и
верхнюю часть спускоподъемного
устройства поднимают на поверхность и удаляют из бурильной колонны. При этом на верхнем конце
каротажных приборов остается ловильная шейка, позволяющая легко
вернуть их и источники плотностного и нейтронного каротажа обратно
через бурильную трубу в любой момент времени без необходимости ее
спуска/подъема.
3. В некоторых скважинах возможность циркуляции
в процессе каротажа оказывается полезной для
снижения температуры в стволе, когда температура
забоя приближается к пределу рабочих температур
прибора.
4. Reischman RL and Porter RC: “An Innovative New
System for Obtaining Open Hole Logs in Difficult
Wells,” paper AADE-11-NTCE-67, presented at the
AADE National Technical Conference and Exhibition,
Houston, April 12–14, 2011.
Нефтегазовое обозрение
1
2
3
4
5
6
7
Рис. 4. Последовательность каротажных операций комплекса ThruBit. — Долото Portal применяют для проработки
ствола до проектной глубины с целью подготовки скважины к
каротажным исследованиям (1). Оператор поднимает долото
из забоя, оставляя достаточно места для размещения набора
каротажных приборов SureLog. Гирлянда каротажных приборов насосом прокачивается через бурильную трубу (2). Когда
приборы будут опущены ниже долота, инженер каротажной
системы ThruBit проверяет их исправность, отсоединяет от
кабеля и вытягивает кабель обратно на поверхность (3). В
Функционируя в режиме записи
данных в память, каротажные приборы ведут исследование пласта и
регистрируют данные, пока бурильную трубу поднимают из ствола. По
окончании каротажа целевой зоны,
каротажная бригада может спустить
Лето 2012
процессе подъема трубы из скважины каротажные приборы
собирают и регистрируют пластовые данные (4). Когда приборы втягиваются наверх в обсадную колонну , каротаж закончен
(5). Когда долото и приборы находятся в обсадной колонне,
буровая бригада спускает подъемное устройство на кабеле, защелкивает приборы и возвращает их на поверхность (6). После
извлечения приборов из бурильной колонны буровой оператор
может прорабатывать скважину до забоя или возобновить другие работы по подготовке к следующему этапу бурения (7).
подъемное устройство на кабеле
для втягивания каротажных приборов обратно через долото Portal
и бурильную трубу. После того как
гирлянда приборов возвращена на
поверхность, буровой оператор может возобновить обычную работу
по подготовке к следующей стадии
управления скважиной (рис. 4). В
качестве альтернативного варианта
прибор можно просто поднять наверх с трубой. Однако раннее получение приборов позволяет снять,
проверить и передать их данные,
61
пока труба еще находится в скважине, что дает оператору дополнительное время для планирования операций заканчивания скважины.
Использование этой системы спуска-подъема приборов может сделать выполнение каротажных исследований более эффективным.
Эксплуатационное время буровой
установки, расходуемое на проведение каротажных работ, сокращается,
поскольку сбор каротажных данных
может осуществляться в ходе подготовительной спускоподъемной опе-
рации. Так как приборы не развертывают до тех пор, пока долото не
займет положение на уровне проектной глубины, они менее подвержены
воздействию ударов, вибрации и высоких температур. Риск сводится к
минимуму тем, что приборы можно
вернуть на поверхность, и оператор
полностью контролирует скважину. Таким образом, если состояние
скважины ухудшается, и бурильная
труба прихватывается, каротажные
приборы и источники плотностного
и нейтронного каротажа можно вер-
нуть на поверхность до начала работы ясом или других действий по
высвобождению трубы. Когда гирлянда каротажных приборов уложена на технических мостках, буровой
оператор может начать ударные операции по высвобождению буровой
колонны, не опасаясь повредить
приборы.
Гибкость этой системы открывает
возможности ее применения в других трудных условиях каротажных
исследований скважины.
Промежуточная обсадная колонна
Бурильная
труба
Подвеска
Долото
Portal
Прибор телеметрии,
блок памяти,
прибор гамма-каротажа
Зонд плотностного Общая длина 63,7 фута (19,4 м)
каротажа
Каверномер
Бурильная
колонна
Спускоподъемное Стопор
устройство на кабеле
Аккумуляторы
Прибор многозондового
индукционного каротажа
Зонд нейтронного каротажа
Радиус бурения
29,5°/100 футов
КНБК
Рис. 5. Каротаж в скважине с большим отходом забоя от
вертикали. — Компания Oasis Petroleum использовала комплекс ThruBit для каротажа скважины в пласте Баккен. Глубина
скважины — 20 766 футов, горизонтальная часть — 10 000 футов, угол наклона — почти 91°. Инструмент подвески, аккуму-
62
Гирлянда каротажных приборов SureLog
лятор и подъемное устройство (вставка) позволяют выполнять
каротаж в режиме записи данных в память во время подъема
трубы из скважины. Приборы могут быть в любое время подняты на поверхность на выпущенном кабеле. (Reischman and
Porter , сноска 4.)
Нефтегазовое обозрение
Промысловые применения
Геометрия скважин с большим отходом забоя от вертикали затрудняет их каротажные исследования.
Нетрадиционные залежи, обычно
разрабатываемые горизонтальными скважинами, создали спрос на
специальные технологии спуска/
подъема каротажных приборов. Такие залежи, во все возрастающих
количествах разрабатываемые по
всей территории США, стали испытательным полигоном для каротажного комплекса ThruBit. С тех
пор эта технология стала использоваться для других нетрадиционных
залежей — таких, где наклонно-направленные скважины затрудняют
получение каротажных данных.
В Северной Дакоте, США, компания Oasis Petroleum, Inc. использовала каротажную систему ThruBit
для оценки скважины БаккенШейл (Bakken Shale), пробуренной
на глубину 20 766 футов (6330 м)
по стволу с горизонтальным участком протяженностью 10 000 футов
(3050 м). Радиус кривизны скважины — 29,5°/100 футов (29,5°/30 м),
угол наклона — до 91° от вертикальной оси (рис. 5). Компания использовала долото Portal при проработке скважины для подготовки
ее к каротажу до спуска эксплуатационного хвостовика. Система
ThruBit позволила буровому оператору поддерживать циркуляцию
в процессе развертывания каротажных приборов по кривой и через протяженный горизонтальный
участок. Сборка каротажных приборов SureLog благополучно прошла через бурильную трубу, вышла
из отверстия в долоте и начала регистрацию пластовых данных, пока
трубу поднимали из скважины. За
один рейс каротажного оборудования геофизики компании Oasis получили петрофизические данные,
необходимые им для оценки участка Баккен.
В округе Барбер (Barber), штат
Канзас, США, компания Osage
Resources, LLC поставила задачу оптимизации программы перфорирования и длин интервалов гидроразрыва
пласта в горизонтальной скважине,
пробуренной в продуктивном пласте
Лето 2012
Миссисипи-Лайм (Mississippi Lime).
В этом продуктивном пласте, изначально вскрытом и разрабатывавшемся вертикальными скважинами,
проводятся мероприятия по повышению нефтеотдачи через горизонтальные скважины методом многоинтервального гидроразрыва пласта.
Характеристики пласта отличаются
высокой вариативностью — он сложен из известняков, доломитов и
кремнистых отложений: трепела,
спикулита и других. Для адекватной
оценки этого пласта компании Osage
недостаточно было получить только
диаграммы гамма-каротажа, выполненного в процессе бурения.
Специалисты по каротажной системе ThruBit смонтировали четырехприборную
каротажную
гир лянду, состоящую из прибора
гамма-каротажа, каверномера, прибора каротажа сопротивлений и
приборов нейтронного, плотностного и акустического каротажа. Эта
гирлянда была под давлением спущена через 4-дюймовую бурильную
колонну, в процессе поднятия которой обратно на поверхность каротажные данные записывались в
память. Когда каротажные приборы
достигли обсадной колонны, они
были подняты на кабеле. При этом
6ǩ-дюймовое долото Portal оставалось в скважине, и оператор мог
прорабатывать скважину до проектной глубины к устью для последнего
промывочного рейса перед спуском
обсадной колонны.
Данные каротажа показали значительные литологические изменения
вдоль горизонтальной части ствола (рис. 6). Эти данные заставили
инженеров компании Osage пересмотреть свою исходную стратегию обработки пласта и направить
основные усилия на призабойный
участок ствола, где были обнаружены лучшие пластовые условия.
Данные акустического каротажа
использовали для расчета кривой
хрупкости, из которой определяли
отдельные интервалы обработки по
типу пород. Это дало возможность
оператору оптимизировать длины
обрабатываемых интервалов, размеры подушки и перфорационные
кластеры. Данные акустического ка-
ротажа о форме волнового сигнала
указывали на естественные трещины в пласте вдоль ствола скважины,
что позволило инженерам компании
Osage при разработке программы
гидроразрыва свести к минимуму
риск досрочного выпадения расклинивающего агента из жидкости
разрыва в процессе обработки. Они
добавили еще один интервал гидроразрыва в свою программу и успешно выполнили уточненную программу интенсификации притока. Дебит
этой скважины оказался значительно выше дебитов других скважин в
продуктивном пласте МиссисипиЛайм.
В южном Техасе, США, объем бурения значительно возрос в связи
с тем, что нефтегазовые компании
занялись разработкой нетрадиционных коллекторов. В округе Гонзалес (Gonzales), компания Forest
Oil Corporation пробурила несколько скважин в меловом коллекторе
Игл-Форд (Eagle Ford). Для освоения достаточно узкого нефтяного
слоя эта компания пробурила наклонно-направленные скважины на
продуктивный участок мощностью
20 футов (6 м) в поясе коллектора
мощностью от 80 до 110 футов (от
24 до 34 м). Как правило, эти скважины бурили на глубину по стволу
около 12 000 футов (3660 м) с углом
наклона от 87° до 92° с горизонтальными участками протяженностью
примерно 5500 футов (1675 м).
Исходя из данных трехмерной
сейсморазведки
лицензионного
участка, геофизики компании определили несколько перспективных
точек в коллекторе Игл Форд для
его дальнейшей разработки. В этих
точках было выполнено бурение,
сопровождавшееся
каротажными
исследованиями методом гамма-каротажа для обеспечения контроля
направленного бурения. В первых
пробуренных скважинах была выполнена обработка для интенсификации притока геометрическим
методом: горизонтальная секция
ствола была разделена на интервалы длиной 30 футов (90 м), после
чего были выполнены перфорация
и гидроразрыв. На каждом интервале закачивали 240 000 фунтов мас-
63
Корреляция
Глубина
Сопротивление
Пористость
Индукция, 90 дюймов
0,2
Ом·м
Ом·м
–0,75
0,2
Ом·м
2000
30
gAPI
Каверномер
200
6
дюймы
16
Глубина,
футы
0,25
%
Амплитуда акустических
волновых сигналов
–10
Density Porosity
2000
30
Индукция, 20 дюймов
0
г/см3
Пористость по данным нейтронного каротажа
Индукция, 30 дюймов
Гамма-каротаж
Хрупкость
Поправка за плотность
2000
Индукция, 60 дюймов
0,2
Данные
акустического каротажа
%
–10
низкая
Индекс фотопоглощения
0,2
Ом·м
Индукция, 10 дюймов
2000
0,2
Ом·м
2000
0
20
Пересечение
высокая
Подобие поперечных волн
1
Хрупкость
–1 0
%
100
Возможные трещины
Повышенная хрупкость
X050
X100
X150
Рис. 6. Оценка горизонтального ствола в продуктивном пласте
Миссисипи-Лайм. — После спуска четырехприборной каротажной
гирлянды SureLog в горизонтальную скважину инженеры компании
Osage Resources обнаружили значительную вариативность свойств
пласта вдоль горизонтального ствола. Пористость (дорожка 3)
менялась в диапазоне от 4 до 16%. Формы акустических волновых
сигналов и кривые подобия поперечных волн указывают на на-
64
личие естественных трещин (дорожка 4, желтый цвет) в некоторых
интервалах. Расчет хрупкости (дорожка 5), используемый для
получения предварительной кривой, связанной с профилем напряжений, также показывает контрастные значения хрупкости. На
базе этих кривых, вместе с кривыми сопротивления (дорожка 2),
компания Osage Resources смогла определить оптимальные зоны
для гидравлической обработки пласта (дорожка 4, желтый цвет).
Нефтегазовое обозрение
сы (109 000 кг) песка. Осуществляя
эту программу, инженеры компании
применили метод «пакер и перфорация» («plug and perf»): перфорационные кластеры изолировались
пакерной пробкой, установленной
между интервалами гидроразрыва.
Выполнив заканчивание нескольких из этих скважин, петрофизики
и инженеры компании Forest получили достаточно данных для оценки
продуктивности пласта Игл-Форд.
Инженеры заметили, что, хотя несколько скважин бурили и заканчивали аналогичным методом, при
введении в эксплуатацию они давали совершенно разные дебиты. Продукция некоторых скважин содержала значительные объемы воды с
высоким содержанием солей, что не
типично ни для пород Игл-Форд, ни
для пород соседнего вышележащего
пласта Остин-Чок (Austin Chalk).
Был сделан вывод, что эта вода поступает из известняковых отложений Буда (Buda) или Эдвардс
(Edwards) и является свидетельством того, что трещины гидроразрыва распространились ниже пласта
Игл-Форд, образовав пути для перетока воды в нижележащие пласты.
Инженеры и петрофизики компании Forest Oil провели исследование, чтобы найти причину отличия
в поведении некоторых скважин —
либо в сторону увеличения дебита,
либо в сторону его уменьшения, —
и соответственно скорректировать
программы бурения и заканчивания
в этом пласте. Перед исследователями стояли следующие цели:
• Оптимизация целевого интервала в будущих горизонтальных
скважинах
• Повышение эффективности кластера гидроразрыва и инициирования трещин
• Предотвращение
поступления
воды из нижележащих пластов
• Снижение затрат на интенсификацию притока и заканчивание
скважин.
Главным условием такого исследования являлась возможность
получения и анализа данных из горизонтальных стволов. Поэтому
инженеры тщательно проанализировали варианты развертывания каЛето 2012
ротажного оборудования в стволе. У
компании Forest имелись опасения
относительно возможности возврата
на скребковой проволоке (slickline)
приборов каротажа, производящих
замеры в процессе бурения для контроля параметров бурения, в случае,
если такие приборы использовались
для оценки пласта. Другие методы
размещения каротажных приборов
с помощью труб требовали дополнительного времени. Ставя перед собой задачу оценки продуктивности
пласта, компания Forest использовала каротажный комплекс ThruBit
для получения серии каротажных
диаграмм из горизонтальных скважин в порядке подготовки к предстоящему бурению.
Когда эти скважины были пробурены, оператор за несколько коротких рейсов очистил горизонтальные
участки ствола от выбуренной породы. По завершении подготовки ствола
оператор поднял КНБК из наклонного ствола и спустил его обратно с
долотом Portal на подвесном инструменте, прорабатывая все узкие места в
процессе этой операции до проектной
глубины. Затем четыпехприборная
каротажная гирлянда SureLog была
под давлением спущена на кабеле через бурильную колонну на целевую
глубину. Каротажные приборы были
продвинуты через отверстие в долоте
Portal. После проверки исправности
гирлянды приборов, они были отсоединены от кабеля, и кабель был смотан
обратно на поверхность. Каротажные
приборы регистрировали пластовые
данные в режиме записи данных в память по ходу подъема бурильной колонны из ствола. Когда она достигла
башмака обсадной колонны, гирлянда
приборов была извлечена на кабеле, и
данные были загружены. В случае необходимости оператор мог выполнить
еще один подготовительный рейс обратно до проектной глубины перед
укладкой труб для спуска обсадной
колонны. Объединив спуск каротажных приборов с подготовительными
операциями в один рейс, оператор сэкономил 24 часа эксплуатационного
времени буровой установки по сравнению со временем, необходимым при
традиционных методах спуска приборов на трубах.
Геофизики компании Forest Oil
использовали данные акустического
и плотностного каротажа для определения свойств пород, таких как
модуль Юнга и коэффициент Пуассона. Данные акустического зонда
SureLog по анизотропии поперечных волн позволили геофизикам
компании Forest Oil сравнить атрибуты естественных трещин в стволе
с данными, полученными по результатам трехмерной сейсморазведки.
Наличие этой информации сыграло
решающую роль в определении новых разведочных объектов и уточнении сейсмических свойств, необходимых для определения широкой
площади их нахождения для выбора
будущих участков бурения.
Компания Forest смогла воспользоваться преимуществом более избирательного подхода к планированию
гидроразрыва. Обработанные данные о механических свойствах, полученные с применением комплекса
SureLog, позволили выделить породы
со сходными свойствами, что оказалось решающим для группировки интервалов гидроразрыва (рис. 7). Эту
информацию использовали в трехмерном проектировании программы гидроразрыва для оптимизации
и предупреждения распространения
трещин за пределы пласта Игл-Форд
и вышезалегающего продуктивного
пласта Остин-Чок. Исходя из этих
каротажных данных, компания в настоящее время планирует проводить
гидроразрыв на интервалах длиной
220 футов (67 м) и уже сэкономила
затраты на обработку пласта, на треть
сократив объем закачки песка на каждом интервале. После такой обработки в скважинах был получен значительно более высокий дебит, чем при
гидроразрыве, выполненном по обычной геометрической схеме, и ни в одной из них не была получено воды с
высоким содержанием солей, связанной с более глубокими залежами. В
целом компания Forest Oil сократила
затраты примерно на 60% по каждому
интервалу, увеличив при этом количество интервалов на каждый горизонтальный участок ствола. Кроме того,
объем добычи нефти, усредненный по
30 суткам, удвоился по сравнению с
предыдущими скважинами.
65
Литология по шламу
Глубина
Истинная глубина по вертикали
V200
футы
U200
Общее содержание глин
Сопротивление
0,2
Индукция, 90 дюймов
Ом·м
2000
0,2
Индукция, 30 дюймов
Ом·м
2000
0,2
Индукция, 10 дюймов
Объемная плотность
Ом·м
2000 1,95
g/cm3
2,95
0
Карбонат
25 45
Общее содержание
органического углерода
Пирит
Пористость
S2
мг/г
0
%
10 140
%
Маркерные элементы
Формы волновых
сигналов
низкое
Амплитуды волн
акустических сигналов
–15
Интервальное время
продольных волн
μs/ft
Акустические данные
Механические свойства
Подобие
Истинная глубина по вертикали Пористость по нейтронному
каротажу
V,200
футы
U200
Кварц
Общее содержание
органического углерода
Плотностные, нейтронные, Трещина
акустические данные
низкие
высокие
Истинная глубина по вертикали
V200
футы
U200 0
40
Подобие поперечных волн
Общее содержание
Интервальное время
1
0,5 0
органического углерода
поперечных волн
Общее содержание газа
10 440
мкс/фут
40
%
Измеренная 0
по газовому каротажу
S2 по шламу
Истинная глубина по вертикали
глубина,
Интервалы
0
мг/г
25 V200
футы
футы
U200
0
500 0
высокое
Истинная глубина по вертикали
V200
футы
U200
Интервальное время
продольных волн
40
мкс/фут
240
Маркер иридий
Интервальное время
gAPI
2000
быстрых поперечных волн Истинная глубина по вертикали
Маркер скандий
футы
U200
мкс/фут
240 V200
gAPI
2000 40
Интервальное время
медленных поперечных волн
Маркер стронций
gAPI
2000 40
мкс/фут
240 0
Хрупкость
%
100
U000
V000
Интервал 19
Интервал 18
Интервал 17
W000
Интервал 16
Интервал 15
Интервал 14
Интервал 13
X000
Интервал 12
Интервал 11
Интервал 10
Интервал 9
Y000
Интервал 8
Интервал 7
Интервал 6
Интервал 5
Z000
Интервал 4
Интервал 3
Интервал 2
Интервал 1
66
Нефтегазовое обозрение
Рис. 7. Обзор каротажных операций компании Forest Oil. —
Эта интерпретация пласта Игл-Форд, базирующаяся на сочетании данных каротажа ThruBit, анализа выбуренной породы
и рассчитанных свойств пород, лежит в основе оптимального
проектирования интервалов гидроразрыва в скважине на юге
Техаса. Хотя газовые пики (дорожка 5, зеленый цвет) наблюдаются на всем протяжении исследуемой толщи, наиболее
перспективный участок в этой горизонтальной скважине расположен приблизительно между отметками W700 и Z400 футов
глубины по стволу. Проведенный на месте работ геохимический анализ выбуренной породы из этого участка показывает
явное увеличение общего содержания органического углерода
(дорожка 2, черные точки) и S2—углеводородов, образовавшихся при термическом разложении керогенов (дорожка 2,
сиреневая кривая), что является главным показателем качества
материнской породы. Акустические данные (дорожка 7) показывают явные изменения свойств упругости пластовой породы
на этом участке. Притом что продольная P-волна характеризуется постоянным интервальным временем (сплошная черная
линия) по всему интервалу , поперечная S-волна расщепляется
на два явно выраженных вступления. Различие интервальных
времен быстрых (штриховая черная линия) и медленных (пунктирная черная линия) S-волн является показателем анизотропии, возможно, связанной с трещинами. Исходя из всех этих
данных в совокупности, компания Forest Oil приняла решение
проводить программу интенсификации притока на 19 интервалах. По окончании этой программы диаграмма маркерных
элементов (дорожка 6) показала, что ее модификации привели
к образованию более сложных разрывов на каждой ступени и
расширили дренируемую площадь пласта. Эта оптимизированная программа заканчивания скважины обеспечила повышение
ее дебита по сравнению с соседними скважинами, где гидроразрыв выполнялся по простой геометрии.
Поправка за плотность
г/см3
–0,75
0,25
Пористость по нейтронному
каротажу
30
%
–10
Индукционное удельное
Пористость по плотностному
сопротивление, 90 дюймов
каротажу
0
5
Гамма-каротаж
gAPI
Каверномер
дюймы
150
15
Глубина,
футы
Подобие
продольных волн
Подобие поперечных
волн
0,2
Ом·м
200
30
%
–10 низкое
высокое 0
высокое низкое
Индукционное удельное
Индекс фотоэлектрического Интервальное время Интервальное время
сопротивление, 90 дюймов
поглощения
поперечных волн
продольных волн
мкс/фут 240 0
0,2
Ом·м
200
мкс/фут 240 0
0
20 0
Коэффициент Пуассона
Статический модуль
упругости Юнга
фунт/дюйм2 × 106
Градиент давления
гидроразрыва
Хрупкость
1 0
%
100 0 фунт/дюйм2/фут 1
Большая
Градиент давления
хрупкость
гидроразрыва
10
X250
Рис. 8. Оценка данных каротажа горизонтальной скважины
в пласте Баккен с помощью программы Geo-Frac. — Данные
акустического каротажа с промощьб прибора SureLog по продольным и поперечным волнам (дорожки 4 и 5 соответственно)
используются для расчета коэффициента Пуассона (дорожка
6, красная линия). Модуль Юнга (дорожка 6, зеленая линия)
рассчитывают по данным акустического каротажа и объемной
плотности. Кривая хрупкости (дорожка 7), рассчитанная по модулю Юнга и коэффициенту Пуассона, показывает , насколько
легко порода поддается разрыву под гидравлическим давле-
Лето 2012
нием. Градиент давления гидроразрыва (дорожка 8) может
использоваться как показатель напряжения, демонстрирующий резкие отклонения вдоль горизонтальной части ствола от
более низких напряжений (красные и белые области) и более
высоких напряжений (голубые области). При использовании
вместе с другими представленными данными кривые хрупкости и градиента давления гидроразрыва помогают операторам определить оптимальные интервалы для начала процесса
гидроразрыва (дорожка 7, красные области).
67
Способы оценки пластов
Для того чтобы увеличить площадь
контакта ствола скважины c нетрадиционным коллектором, операторам часто приходится бурить горизонтальные скважины. Такие пласты
обычно характеризуются высоким
естественным
гамма-излучением,
поэтому гамма-каротаж оказывается полезным методом изучения их
литологических свойств. Диаграммы гамма-каротажа — эффективный
инструмент изучения корреляций,
но их недостаточно для различения
продуктивных и непродуктивных
пластов, и тем более недостаточно
для планирования программ интенсификации притока. 5
Вместо того чтобы полагаться на
геометрический подход к освоению
таких скважин, операторы, выполняющие комплексный каротаж всего целевого пласта, могут проектировать программы заканчивания с
учетом свойств коллектора и геомеханических свойств. Располагая
такими данными, операторы могут
избирательно разрабатывать наиболее перспективные целевые объекты
с точки зрения эффективности стимулирования и исключать непродуктивные пласты из программ заканчивания. Скорости продольных
и поперечных волн по данным акустического зонда SureLog с монопольным источником и несколькими
приемниками служат входными данными для программы анализа каротажных данных Geo-Frac комплекса
ThruBit, используемой для расчета
свойств пластовых пород, коэффициента Пуассона, статического модуля упругости Юнга и минимального градиента горизонтального
напряжения. Данные о напряжении
и показатели качества коллектора,
например, содержание глины и пористость, применяются для определения оптимальных интервалов для
гидроразрыва. Анализ по программе
Geo-Frac позволяет оператору определить наиболее вероятные продуктивные пласты, вскрываемые горизонтальным стволом (рис. 8).
Данные, полученные с помощью
программы Geo-Frac, можно также
импортировать в программный пакет моделирования обработки пла-
68
ста Mangrove, разработанный компанией Schlumberger для решения
задач проектирования гидроразрыва в нетрадиционных пластах. На
основе анализа качества пласта и
качества заканчивания программный продукт Mangrove формирует
балльный показатель, ранжирующий интервалы породы со сходными
свойствами вдоль ствола скважины.
Интервалы с высоким балльным показателем по качеству породы и заканчивания выбираются для операций гидроразрыва в первую очередь.
Такая оценка упрощает выбор оптимальных интервалов заканчивания
и перфорационных кластеров.
Портал возможностей
Наклонно-направленные скважины
и скважины с большим отходом забоя от вертикали сыграли главную
роль в освоении новых залежей в
низкопроницаемых коллекторах и
материнских породах с высоким содержанием органических веществ.
Для увеличения площади контакта
ствола скважины с такими продуктивными пластами многие операторы прибегают к горизонтальному
бурению; но бурение — это только часть задачи. Другим ключом к
вскрытию запасов из пластов, ранее
считавшихся непродуктивными, является интенсификация скважинного притока. Для интенсификации
притока из таких низкопроницаемых коллекторов обычно необходим
гидроразрыв. В связи с этим был
разработан ряд современных программных пакетов для оптимизации
операций гидроразрыва в каждой
скважине. Все эти программные пакеты функционируют на базе петрофизических данных.
Диаграммы скважинного каротажа — важнейший источник определения наиболее перспективных интервалов для обработки. Операторы,
придерживающиеся этого подхода к
выбору интервалов для гидроразрыва на базе петрофизических данных,
могут сократить затраты песка, воды
и мощностей. При отсутствии каротажных данных у операторов может
не остаться иного выбора, кроме
проведения обработки по всей длине горизонтального ствола, без уче-
та качества пластов и заканчивания.
Устройство спуска/подъема каротажных приборов комплекса ThruBit
помогает компаниям, занимающимся разведкой и добычей углеводородов, получать важные пластовые
данные по всей длине ствола. Это
устройство позволяет сэкономить
время спускоподъемных рейсов и
представляет собой экономически и
технологически эффективную альтернативу стандартным кабельным
спускоподъемным устройствам или
стандартным устройствам, используемым для каротажных исследований в процессе бурения. Комплекс
ThruBit предусматривает подготовку ствола долотом Portal для спуска
каротажных приборов малого диаметра и может обеспечить получение петрофизических данных в стволах высокой сложности, с большим
углом наклона и отклонением забоя
от вертикали, обычных для разработки нетрадиционных залежей. Бурильная колонна служит защитным
каналом для каротажных приборов и
кабеля, что снижает риск их повреждения в условиях открытого ствола. Каротажный комплекс ThruBit
повышает вероятность получения
качественных каротажных данных
с первой попытки, особенно в тех
скважинах, где имеется риск неудачи традиционных методов спуска/
подъема. Если долото можно доставить к цели, то же самое можно сделать и с каротажными приборами.
—М.В.
5. Kok J, Moon B, Han SY, Tollefsen E, Baihly J and
Malpani R: “The Significance of Accurate Well
Placement in the Shale Gas Plays,” paper SPE
138438, presented at the SPE Tight Gas Completions
Conference, San Antonio, Texas, USA, November 2–3,
2010.
Нефтегазовое обозрение