Результаты применения сервиса «Управление замерами» при геонавигации горизонтальных скважин

Results of using the «Survey Management» service for geosteering of horizontal wells

V.P. FILIMONOV1,
D.R. MENDYBAYEVA2,
I.A. NOSAN2,
T.R. RAKHIMOV2,
V.A. ATABEKYAN2,
D.D. KLYCHEV2
1 «NK «Rosneft» PJSC
Moscow, 115054,
Russian Federation
2 «IGiRGI» JSC
Moscow, 117312,
Russian Federation

Развитие горизонтального бурения приводит к необходимости достижения максимальной эффективности вскрытия коллекторов горизонтальным стволом.

Для решения данной задачи необходимо геонавигационное сопровождение бурения с целью уточнения положения ствола скважины в геологическом разрезе. При этом существенное влияние на эффективность геонавигации оказывает точность положения ствола в пространстве. Для точного позиционирования в пространстве в процессе бурения горизонтальной скважины необходимо привлечение дополнительных инженерных изысканий, которые являются частью сервиса «Управление замерами». В статье описываются результаты применения сервиса в процессе бурения горизонтальных скважин компании ПАО «НК «Роснефть».

The development of horizontal drilling leads to the need to achieve maximum efficiency of reservoir penetration with a horizontal wellbore. To solve this issue, geosteering drilling support is needed to clarify the position of the wellbore in the soil section. The accuracy of positioning of the wellbore has a significant effect on efficiency of geosteering. Precise spatial positioning during drilling of a horizontal well requires additional engineering surveys which are part of the Survey Management service. The article describes the results of using the service for horizontal drilling of wells of Rosneft.

Увеличение объемов бурения горизонтальных скважин в сложных геологических условиях приводит к созданию новых высокоэффективных технологий. К таким технологиям относится геонавигация в процессе бурения. С помощью геонавигации возможно достигнуть наибольшей эффективности проводки горизонтального участка в продуктивном интервале и, как следствие, повысить степень извлечения углеводородов, повысить дебит скважины, минимизировать технологические риски, экономически оптимизировать разработку месторождения.
Геонавигация является комплексным методом при управлении процессом бурения скважины. Она включает в себя применение знаний в области геологии, геофизики, бурения. Одной из главных проблем, которую необходимо решать в процессе геологического сопровождения бурения, является определение положения ствола скважины в пространстве. Решить данную задачу становится сложнее при бурении протяженных скважин, потому что погрешности, возникающие в процессе бурения, носят накопительный характер. К систематическому накоплению ошибок от замера к замеру инклинометрии приводят такие явления, как неточность калибровки прибора, неоднородность геомагнитного поля, нарушение соосности между измерительным прибором и осью скважины, растяжение бурового инструмента под действием собственного веса. Отражением накопления с глубиной такого рода погрешностей при измерениях в процессе бурения (MWD) является область в форме конуса вокруг траектории скважины, которая включает все возможные варианты положения ствола скважины в пространстве. Внутренний объем описанного конуса принято называть эллипсом неопределенности. Для уменьшения размеров эллипса в процессе бурения в целях снижения неопределенности и, соответственно, более точного позиционирования скважины в пространстве используют различные технологические решения, такие как привлечение более точных данных о параметрах геомагнитного поля (точная геомагнитная привязка), уточнение зенитных углов по результатам применения поправки на прогиб КНБК (BHASag), рассчитанной на основе детальной модели КНБК, коррекция азимутальных углов по результатам многоточечного анализа данных. Перечисленные инженерные решения являются составляющими сервиса по управлению замерами.

Скважина Приобского месторождения, пласт АС10
Приобское месторождение относится к чрезвычайно сложным объектам для освоения с точки зрения как системы поверхностного обустройства, так и разработки недр (проницаемость коллектора варьируется от 1 до 15 мД [1]. Пласт АС10 относится к неокомским отложениям, которые представлены переслаивающимися песчано-алевролитовыми линзами. Они характеризуются хорошими коррелируемыми прослоями, благодаря которым, при хорошем понимании пространственного расположения скважины, возможно произвести точную геонавигацию.
Скважина была запланирована с большой протяженностью горизонтального участка – 3 000 м (рис.1) с отходом по направлению на финальную точку замера– 3860,9м, что увеличило сложность в определении точного расположения ствола скважины в пространстве.
В процессе бурения скважины для контроля качества и коррекции замеров специалисты подрядной организации по ННБ использовали опорные значения параметров геомагнитного поля, рассчитанные на основе данных глобальной геомагнитной модели IGRF, которая обновляется каждые 5 лет, что не позволяет в должной мере учесть изменчивость параметров, связанную с непостоянством геомагнитного поля. Коррекция азимутальных углов осуществлялась методом короткой НУБТ (одноточечная коррекция), которая несмотря на довольно существенную распространенность, не в состоянии обеспечить полноценную коррекцию по результатам анализа замеров всех магнитометров. Зенитные углы были приняты в работу без коррекции.
По результатам расчетов, согласно стандартной модели ошибок ISCWSA для описанных условий величина большой полуоси эллипса неопределенности составляет 142,75 м, малой полуоси – 17,35 м.
В результате применения сервиса по управлению замерами были рассчитаны и приняты в работу по итогам сравнительного анализа опорные значения параметров геомагнитного поля из глобальной геомагнитной модели высокого разрешения BGGM с ежегодным обновлением. Таким образом, была осуществлена более точная геомагнитная привязка, которая позволила применить многоточечный анализ данных – более эффективный метод расчета азимутальных углов по результатам коррекции замеров магнитометров. Кроме того, были уточнены значения зенитных углов применением поправки на прогиб КНБК (BHASag), рассчитанной на основании детальной модели КНБК, которая создается в специализированном программном продукте на основе точной информации о длине и диаметре каждого элемента.
Использование описанных коррекций согласно стандартной модели ошибок ISCWSA позволило уменьшить размеры эллипса неопределенности по большей полуоси на 69,75 м, а по меньшей полуоси – на 2,78 м (рис. 2).
В рамках сервиса по управлению замерами инженер работает с исходными замерами датчиков акселерометров и магнитометров, на основании которых рассчитываются зенитные и азимутальные углы по результатам контроля качества замеров и применения рассчитанных поправок (Sag, SCC, MSA), уменьшающих неопределенность в позиционировании ствола скважины.
Для уточнения зенитного угла применяется Sag коррекция, учитывающая каждый элемент в составе КНБК, и его влияние на положение измерительного прибора в скважине.
Для коррекции азимутальных углов существует два основных подхода: метод короткой НУБТ (SCC), который рассчитывает показания осевого магнитометра на основании замеров двух ортогональных датчиков и значений опорных параметров геомагнитного поля, и многоточечный анализ данных (MSA), который учитывает весь массив данных и рассчитывает поправки на замеры каждого магнитометра. С помощью использования сервиса по управлению замерами удалось уточнить положение скважины в пространстве, что, в свою очередь, дало возможность на основании геонавигационной модели подтвердить геологическую модель и достигнуть поставленных на скважину задач, как геологических, так и технологических.

Скважина Северо-Комсомольского месторождения, пласт ПК1
Пласт представлен рыхлыми песками и слабосцементированными песчаниками с многочисленными тонкослоистыми и часто прерывистыми прослоями глинистых пород. Среди слоев песчаных пород основную роль в продуктивном разрезе пласта ПК1 играют проницаемые пропластки толщиной до 4,0 м как в газонасыщенной, так и в нефтенасыщенной зонах [2]. Бурение в данном районе осложняется наличием массивной газовой шапки и подстилающего водоносного горизонта. Разработка месторождения ведется плотной сеткой протяженных горизонтальных скважин, что без уточнения положения ствола скважины в пространстве увеличивает риск столкновения. Помимо этого, Северо-Комсомольское месторождение имеет сложное тектоническое строение, что также усложняет процесс геонавигации.
С учетом большой протяженности скважины порядка 2000 м совместно с геонавигационным сопровождением был привлечен сервис по управлению замерами для осуществления независимого контроля качества замеров забойной телесистемы и выполнения альтернативных расчетов (альтернативная траектория).
По причине расхождений в расчетах поправки на прогиб КНБК, по результатам сопровождения бурения транспортной секции альтернативная траектория была на 1,65м ниже траектории подрядной организации по ННБ. В интервале бурения горизонтальной секции рассчитанные поправки на прогиб КНБК отличались не столь существенно.
На абсолютной отметке (а.о.) – 1036,2 м, согласно альтернативной траектории по данным ГИС был вскрыт низкоомный коллектор, что существенно отличается от прогнозной глубины водонефтяного контакта (а.о.–1043м) и не вписывается в геологическую модель района бурения (рис. 3). Кроме того, согласно траектории подрядной организации по ННБ данной точке замера соответствовала а.о. – 1034,5 м. Было принято решение продолжить бурение с плавным набором зенитного угла относительно первоначального плана.
По результатам расчета размеров эллипса неопределенности, согласно стандартной модели ошибок ISCWSA для данных условий бурения величина малой полуоси в точке замера составила 8,8 м. Принимая во внимание этот параметр, можно сделать вывод о том, что альтернативная траектория может располагаться ниже на величину, равную значению ошибки по вертикали, что может послужить объяснением геологической проблемы, связанной с непрогнозируемым вскрытием флюидального контакта.
С целью уточнения траектории в интервалах между статическими замерами были привлечены замеры наддолотного инклинометра. По итогам анализа данных была получена траектория по результатам совмещения расчетов на основании статических замеров с применением поправки на прогиб КНБК (BHASag) со значениями динамических зенитных углов в интервалах между точками замеров в статике. Согласно полученной траектории глубине вскрытого водонасыщенного коллектора соответствовала а.о. – 1037,09 м.

В итоге было принято решение продолжить бурение с набором зенитного угла с максимально допустимой интенсивностью для скорейшего возвращения в явно нефтенасыщенный интервал.
После завершения бурения с целью уточнения положения ствола скважины в пространстве было принято решение о привлечении подрядной организации по гироскопическим измерениям. По результатам исследований вскрытие водонасыщенного коллектора соответствовало а.о. – 1037,06 м, что соответствует положению альтернативной траектории.
По итогам бурения скважины было принято решение ограничивать коридор бурения не только литологическими критериями, но и значениями абсолютных отметок, которые критичны с точки зрения рисков вскрытия флюидальных контактов – как газонефтяных, так и водонефтяных.
Применение сервиса возможно по уже пробуренной скважине с целью уточнения траектории, предоставленной представителями подрядной организации по наклонно-направленному бурению. Но использование сервиса в режиме реального времени более эффективно как с точки зрения уточнения положения ствола скважины в пространстве и соответствующих корректировок в процессе бурения, так и с точки зрения прогноза возможных ошибок согласно рассчитанным размерам эллипса неопределенности еще на этапе подготовки плановых траекторий.
На основании вышеизложенного можно сделать вывод о том, что в условиях современных темпов освоения месторождений необходимо не только в режиме реального времени уточнять положение ствола скважины в пространстве, но еще на этапе планирования закладывать траектории с применением более точных геомагнитных привязок и методов коррекции как зенитных, так и азимутальных углов для уменьшения размеров эллипсов неопределенности с целью снижения рисков пересечений скважин и более эффективной разработки месторождения.

Литература

1. Борщук О.С., Волков В.Г., Колонских А.В., Пустовских А.А. Особенности разработки низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения с учетом нелинейной фильтрации / сб. докладов XI Научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемы ми запасами». М.: ЗАО «Издательство «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2011. С. 10.
2. Подсчет балансовых запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа, составление ТЭО КИН Комсомольского месторождения на основе геолого-технологической модели по состоянию на 01.01.2002 г.: геологический отчет / Денисов С.Б., Алёшина А.Б., Дьяконова Т.Ф. и др. Москва, 2003. Текст: электронный // Центральное фондохранилище Росгеолфонда. URL: http://geol.irk.ru/ (дата обращения: 15.10.2021).
3. IPTC-21858-MS. 16.03.2021г. Tongkum Tossapol; Khamawat Siritheerasas; Feras Abu Jafar; Trinh Dinh Phu; Pham Nam Hieu.
4. SPE-140192-MS. 01.03.2011г. Roger Ekseth; John Weston; Adrian Ledroz; Barry Smart; Astrid Ekseth.

References

1.Borshchuk O.S., Volkov V.G., Kolonskikh A.V., Pustovskikh A.A. («RN-UfaNIPIneft'» LLC). Osobennosti razrabotki nizkopronitsayemykh
kollektorov Priobskogo mestorozhdeniya s uchetom nelineynoy fil'tratsii [Features of the development of low-permeability reservoirs of the Priobskoye field, taking into account nonlinear filtration]. Sb. dokladov XI nauchno-prakticheskoy konferentsii «Geologiya i razrabotka mestorozhdeniy s trudnoizvlekayemymi zapasami» [Collection of works. Reports of the XI scientific-practical conference “Geology and development of deposits with hardto recover reserves»]. Moscow, «Izdatel'stvo «NEFTYANOYE KHOZYAYSTVO» JSC Publ., 2011, p. 10. (In Russian).
2. Denisov S.B., Aloshina A.B., D'yakonova T.F Podschet balansovykh zapasov nefti, kondensata, svobodnogo i rastvorennogo gaza, sostavleniye TEO KIN Komsomol'skogo mestorozhdeniya na osnove geologo-tekhnologicheskoy modeli po sostoyaniyu na 01.01.2002 g. Geologicheskiy otchet [Calculation of balance reserves of oil, condensate, free and dissolved gas, preparation of a feasibility study for the oil recovery factor of the Komsomolskoye field based on the geological and technological model dd. 01.01.2002. Geological report]. Moscow, 2003. (In Russian). Available at: Tsentral'noye fondokhranilishche «Rosgeolfonda». http://geol.irk.ru/ (accessed: 15.10.2021).
3. IPTC-21858-MS. 16.03.2021g. Tongkum Tossapol; Khamawat Siritheerasas; Feras Abu Jafar; Trinh Dinh Phu; Pham Nam Hieu.(In English).
4. SPE-140192-MS. 01.03.2011g. Roger Ekseth; John Weston; Adrian Ledroz; Barry Smart; Astrid Ekseth. (In English).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Филимонов В.П.

    заместитель начальника УГСБС ДРМ

    ПАО «НК «Роснефть»

    Мендыбаева Д.Р.

    ведущий специалист

    АО «ИГиРГИ»

    Носань И.А.

    главный специалист

    АО «ИГиРГИ»

    Рахимов Т.Р.

    начальник управления

    АО «ИГиРГИ»

    Атабекян В.А.

    главный технолог

    АО «ИГиРГИ»

    Клычев Д.Д.

    начальник отдела

    АО «ИГиРГИ»

    Просмотров статьи: 630

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru