Измерения в процессе бурения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Измерения в процессе бурения

Измерения в процессе бурения для оценки искривления пород играют важную роль в управлении бурением скважин с большим зенитным углом и горизонтальных скважин.

Датчики направления используются для направления компоновки в интересующую зону.

Датчики оценки пород служат геологу мощным инструментом для управления траекторией и принятия решений по скважине в реальном времени. К доступным датчикам для оценки пород относятся датчики гамма-излучения, удельного сопротивления, пористости и объемной плотности.

Измерения траектории и оценка пород в процессе бурения горизонтальных скважин имеют следующие преимущества:

- Обеспечивают измерения в реальном масштабе времени для траекторий в процессе бурения.

- Делает возможным точное бурение скважин при эффективном попадании в заданную зону малого размера.

- Используются для определения типа флюида (газ, нефть, вода).

- Определяют реперные горизонты для обеспечения корреляции с соседними скважинами.

- Позволяют предвидеть изменения флюида и типа пород.

- Модульные исполнение приборов для измерений в процессе бурения дает оператору выбор схемы сборки приборов для спуска на различных участках скважин.

- Гарантирует получение для скважины каротажных данных, не уступающих или превосходящих по качеству данные каротажа на кабеле.

- Измерения могут быть проведены до или после вхождения в распознаваемые зоны с подвижным флюидом.

Оценка траектории/пород посредством измерений в процессе бурения имеет следующие ограничения:

- Наименьшим диаметром скважины для многодатчиковых систем является 216 мм (8-1/2"). Датчики гаммакаротажа/ инкленометры применимы при диаметрах скважин не менее 98мм (3-7/8").

- При наличии забойного двигателя с регулируемым углом перекоса в буровой колонне датчики для измерений в процессе бурения часто будут расположены на 14м (45 фут) выше долота.

- В зависимости от скорости бурения и расстояния датчика от долота данные для оценки пласта могут не быть доступны в течении нескольких часов после вхождения долота в пласт.

- Для получения высококачественных данных ядерного каротажа скорости бурения должны быть менее 55 м / час (180 фут/час).

Каротаж в реальном времени обеспечивает в управление траекторией в процессе бурения. Датчики реагируют на изменение литологии и флюида, когда они приближаются к интересующей зоне. С учетом этих изменений затем могут быть приняты решения. На рис. Показана типовая компоновка низа бурильной колонны на горизонтальном участке.

Иногда необходимо и/или желательно провести повторный каротаж участка после бурения в ходе спуска скребков. Участки, по которым отсутствуют данные каротажа, могут быть исследованы в процессе спуска скребков. Информация, касающаяся поступления флюидов в скважину, может быть получена через некоторое время после бурения пласта. Поскольку каротажные приборы данной системы предназначены для проведения измерений в процессе бурения, данные каротажа, записанные в ходе спуска скребков, окажутся гораздо ближе к данным, полученным в процессе углубления скважины, если соблюдаются следующие условия:

- При использовании ядерных датчиков бурильная колонна должна вращаться.

- Для получения необходимой плотности данных скорость каротажа должна быть достаточно низкой.

Датчики удельного сопротивления могут действовать без вращения и при быстром спуске. То есть может оказаться полезным записывать данные в процессе спуска в скважину. Полученные из этих данных каротажные диаграммы могут предоставить информацию о процессах поступления флюидов, которые обнаружатся спустя некоторое время.

Большинство приборов для оценки пород и изменений в процессе бурения для сохранения данных используют забойный накопитель информации. Когда приборы извлекаются на поверхность, эти измерения воспроизводятся. Приборы для измерений в процессе бурения также посылают данные измерений на поверхность в реальном времени по гидравлическому каналу. Плотность данных от таких измерений зависит от типа используемого импульсного устройства. Системы с отрицательными импульсами обычно обладают большими скоростями передачи данных по сравнению с системами с положительными импульсами.

Условия бурения горизонтальных скважин должны соответствовать требованиям каротажа с помощью системы измерений в процессе бурения, чтобы гарантировать по возможности передачу датчиком данных самого высокого качества. Такие каротажные данные обычно являются первичными данными в процессе принятия решений. Каротаж на кабеле на горизонтальных участках затруднителен и дорог. Во многих случаях приборы на кабеле не обеспечат каротаж до забоя из-за ухудшающихся условий в скважине. Поэтому каротажные диаграммы, полученные в процессе бурения, могут оказаться единственной записью каротажных данных.

Оценка параметров пород измерениями в процессе бурения

Гамма излучение. Датчик гамма-излучения измеряет количество естественного гамма-излучения пород. Он используется для установления литологии, для корреляции разреза с соседними скважинами и для определения глинистости. Глинистые породы обычно обладают высоким уровнем гамма-излучения, а для песков характерны его низкие уровни. Некоторые датчики гамма-излучения могут быть направленно сфокусированы, позволяя сравнить радиоактивность пород верхней и нижней стенок горизонтального ствола. Применяются они прежде всего в стволах, расположенных под большими зенитными углами и полезны лишь при подачи бурильной колонны с ориентированным отклонителем. Например, если скважина расположена прямо под сланцевыми линзой или горизонтом, уровни гамма-излучения в верхней стенке ствола должны быть выше его уровней в нижней стенке.

Пример 1

Если инструмент находится под углом 89Йградусов, а граница песка с глинистым сланцем горизонтальна, относительный угол между ними составляет 1 градус. В стволе скважины 216 мм (8-1/2") датчик гамма-излучения (Рис. 4-30) с глубиной исследования 229 мм (9 дюймов) должен обнаружить границу контакта песок? глинистый сланец за 13 м (42 фут) до пересечения им границы пласта.

В большинстве случаев измерения с помощью гамма-излучения могут не быть численно равноценны измерениям с помощью проводной линии связи. Это происходит из-за специального эффекта подмагничивания, вызванного утяжеленными бурильными трубами. Для практических целей такие данные каротажа вполне надежны и хорошо согласуются с данными, полученными с помощью проводной линии связи.

Сравнение кривых измерений гамма-излучений в процессе бурения с кривыми гаммакаратажа на кабеле в различных литологических условиях.

Удельное сопротивление. Датчик удельного сопротивления используется для определения типа пластовых жидкостей (то есть, углеводород? вода). Продуктивный интервал в залежи всегда определяют по возрастанию удельного сопротивления. Датчик гамма-излучения может указать постоянную литологию (например, пребывание в породе пласта- коллектора),но он не может определить жидкую фазу (газ? нефть? вода). Это указывает на важность использование как датчика гамма-излучения, так и датчика удельного сопротивления при оценке продуктивного пласта.

Измерения удельного сопротивления каротажным прибором с разными глубинами исследования при попытках предсказания наличия жидкостных контактов предпочтительнее измерения прибором с одной глубиной исследования.

Пример 2

Инструмент находится при 89?, а поверхность водонефтяного контакта горизонтальна. Относительный угол между ними составляет один градус, и инструмент находится в 216 мм (8-1? 2Ѕ) скважине. Если значение сопротивления в нефтяной зоне составляет 20 омметров, датчик удельного сопротивления должен предсказать переход от нефти к воде по следующим признакам:

- При большом зонде диаметр исследования составляет 1,9 мм (75 дюйм). Это позволяет по удельному сопротивлению в глубине предвидеть смену за 44 м (145 фут) до того, как датчик достигнет точки перехода (Рис. 4-32). измерение бурение каротажный порода

- При среднем зонде диаметр исследования равен 1,4 мм (55 дюйм). Это позволит по удельному сопротивлению на среднем уровне предвидеть смену жидкости за 34 м (110 фут) до того, как датчик достигнет точки перехода (Рис. 4-33).

- При малом зонде диаметр исследования равен 965 мм (38Ѕ). Это позволит по удельному сопротивлению на малой глубине предсказать смену жидкости за 21 м (69 фут) до того, как датчик достигнет точки перехода (Рис. 4-34).

Результаты измерения удельного сопротивления прибором с одной глубиной исследования, должны быть такими же, как и при среднем положении. (Рис. 4-33).

Примечание: Диаметр исследования прибора электромагнитного каротажа с диаметром исследований при индукционном каротаже.

Приборы для измерения удельного сопротивления, как и любые приборы с малым диапазоном действия, могут давать пересекающиеся данные. Из-за ограничений, налагаемых датчиком, следует внимательно подходить к интерпретации подобных данных.

Нейтронная пористость. Нейтронную пористость определяют измерением содержания водорода в пласте. Единственными источниками водорода в чистой породе продуктивного пласта являются вода, нефть, и / или газ, ограниченные поровым пространством. Поскольку газ имеет гораздо меньшую плотность содержания водорода, чем вода или нефть, датчики регистрируют кажущиеся значения низкой плотности в газоносных зонах. Влияние внешних условий на нейтронные датчики для измерений в процессе бурения такое же, как и в случае датчиков тепловых нейтронов на кабеле. Таблицы поправок предоставляются для учета литологических изменений. Датчики скважины, плотность бурового раствора, содержание солей в буравом растворе и в пластовой воде учитываются в ходе обработки данных на поверхности.

Когда применяются горизонтальное бурение, нейтронный датчик используется для того, чтобы различать газ/нефть или газ/вода. Глубина исследования сравнительно мала (102-152 мм или 4-6 дюймовый радиус). Следовательно, такой контакт не удается заранее обнаружить, пока датчик не приблизится к этой границе. Скорости счета близко расположенным и далеко расположенным детекторами изображаются графически, чтобы установить тип жидкости. В случае продуктивного пласта, заполненного жидкостью, эти ближняя/дальняя кривые должны перекрываться, а если присутствует газ и поступление флюидов в скважину умеренное, они должны разделяться, поскольку для данных дальней кривой характерна более высокая интенсивность излучения.

Пример 3

Инструмент расположен под углом 89', а граница контакта газ/жидкость горизонтальна. Относительный угол между ними составляет один градус в 216 мм (8-1/2 дюйм) скважине с нейтронным датчиком при исследуемой глубине 152 мм (6 дюйм), который может заранее обнаружить границу контакта газ/нефть за 9 мм (28 фут) до ее пересечения (Рис. 4-35).

Плотность породы. Датчики плотности измеряет электронную плотность пласта, прямо пропорциональную его объемной плотности. Объемная плотность может быть связана с пористостью, если известны плотность материнской породы и пластовой жидкости. Поправки на размеры скважины и плотность бурового раствора принимаются при обработке данных на поверхности. Такие приборы особенно чувствительны к диаметру скважины, движению бурильной колонны, каверзности бурового ствола несоосности в скважине. Поскольку плотностная пористость рассчитана исходя из того, что пространство в порах заполнено водой (1 г/см 3), то при столкновении с газом значение плотностной пористости будет завышено. Глубина исследования сравнительно мала (51-102 мм или 2-4 дюймовый радиус), смена характера жидкости заранее не обнаруживается, пока датчик не окажется очень близко от границы их раздела.

Пример 4

Инструмент расположен под углом 89', а гозонефтяной контакт горизонтален. Относительный угол между ними составляет один градус. В скважине диаметром в 216 мм (8-1/2 дюйм / датчик плотности с глубиной исследования 102 мм (4 дюйма) способен обнаружить газонефтяной контакт за 6м (19 фут) до того, как он пересечет границу их раздела (Рис. 4-35).

Заключение

- Гамма-излучение используется для определения литологии и границ горизонта.

- Удельное сопротивление используется для того, чтобы обнаруживать и различать заполняющие пласт жидкости.

- Нейтронная пористость и плотность породы используются в сочетании для определения газа и нефти и пористости пласта.

Ниже приводится пример типовых кривых датчиков системы измерений в процессе бурения в зоне газ/нефть/вода (Рис. 4-36).

Конфигурация колонны инструментов системы измерений в процессе бурения должна соответствовать своему назначению. В случае газонефтяного контакта целесообразно поместить нейтронный датчик как можно ближе к долоту, а затем датчики удельного сопротивления, плотности и гамма-излучения. Для водонефтяного контакта следует поместить как можно ближе к долоту датчик удельного сопротивления, а затем нейтронный датчик, датчик плотности и датчик гамма-излучения.

Размещено на Allbest.ru