USD 74.0448

-0.39

EUR 89.4461

-0.93

BRENT 62.62

-0.69

AИ-92 44.38

0

AИ-95 48.28

+0.01

AИ-98 53.72

0

ДТ 48.81

+0.03

23 мин
2030
0

Телеметрические системы каротажа: программно-методическое обеспечение в процессе бурения наклонно-горизонтальных скважин

При разработке месторождений нефти повсеместно используется наклонно-направленное бурение скважин с горизонтальным завершением. Строительство скважин с горизонтальным завершением в сложных геологических условиях требует применения высокотехнологичных геофизических комплексов для проведения каротажа в процессе бурения. Такие комплексы используются ведущими зарубежными сервисными компаниями Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger, Weatherford. Сдерживающим фактором широкого применения зарубежной аппаратуры является её отсутствие на российском рынке. Как решают этот вопрос современные российские компании?

Телеметрические системы каротажа: программно-методическое обеспечение в процессе бурения наклонно-горизонтальных скважин

В рамках реализации программ по снижению зависимости российского топливно-энергетического комплекса от импорта оборудования, комплектующих и запасных частей, услуг иностранных компаний и использования иностранного программного обеспечения Научно-производственным предприятием геофизический аппаратуры «Луч» (НПП ГА «Луч») и Институтом нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН (ИНГГ СО РАН, г. Новосибирск) разработана первая российская телеметрическая система каротажа в процессе бурения. Аппаратурный комплекс каротажа в процессе бурения с гидравлическим каналом передачи данных включает в себя следующие геофизические методы исследования в скважине: инклинометрия для измерения в процессе бурения зенитного угла и азимутального направления ствола скважины, положения установки угла отклонителя, гамма-каротаж (ГК) для определения естественной радиоактивности горных пород, многозондовый (шесть разноглубинных электромагнитных зондов) высокочастотный индукционный каротаж (ВИК-ПБ) и боковой каротаж (БК) для определения удельного электрического сопротивления (УЭС), компенсированный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-Т) с изотопным источником нейтронов для определения пористости по водородосодержанию, гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П) для определения объёмной плотности горных пород, температура на текущем забое скважины, ударные нагрузки.

Телеметрическая система LWD ЛУЧ выполнена по классической компоновке с верхним расположением пульсатора. Аксиально расположенные в стандартной УБТН модуль инклинометра, модуль ГК, модуль ННК-Т и батареи имеют резиновые центраторы. Геофизические модули ВИК-ПБ, ГГК-П, БК выполнены по радиальной компоновке, имеют аксиально расположенные одноконтактные электроразъёмы, позволяющие производить сборку телесистемы на устье. Все корпуса модулей комплекса выполнены из немагнитного металла и обладают необходимой прочностью для работы в составе буровой колонны. Необходимый ресурс корпусов, электродов и изоляторов обеспечивается применением соответствующих материалов и защитных бандажей с покрытием из твёрдого сплава. Объём памяти, ёмкость батарей питания, частота опроса измерительных модулей обеспечивают непрерывную работу комплекса в течение более 250 часов в режиме бурения.

К текущему времени на ряде месторождений месторождении АО «НК «Роснефть» и АО «Сургутнефтегаз» проведены успешные опытно-промышленные испытания при бурении наклонно-направленных скважин с применением первой российской телеметрической системы каротажа в процессе бурения LWD ЛУЧ. По результатам испытаний телеметрической системы LWD ЛУЧ сделаны выводы, что телеметрическая система соответствует техническим и эксплуатационным требованиям для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин и не уступает импортным аналогам, качество каротажного материала, полученного в процессе бурения скважины, удовлетворяет предъявляемым требованиям. В настоящее время проводится широкое внедрение аппаратуры.

Телеметрические системы каротажа в процессе бурения включают зонды электромагнитного каротажа, предназначенные для определения УЭС горных пород. За последние полтора десятилетия опубликовано большое число зарубежных работ, посвященных теории, разработке аппаратуры и методам интерпретации данных электромагнитного каротажа в процессе бурения [Larsen et al, 2016; Li et al, 2005; Nardi et al, 2010; Omeragic et al, 2006; Rabinovich et al, 2012; Rosthal et al, 2003; Sviridov et al, 2014; Беляева и др., 2016]. Детальный обзор современного состояния в области геонавигации горизонтальных скважин приведён в [Аксельрод, 2012].

Телеметрическая система LWD ЛУЧ включает прибор ВИК-ПБ, основанный на методе высокочастотного индукционного каротажа ВИКИЗ [Технология …, 2000; Глинских, 2003, 2004; Глинских, Эпов, 2006; Глинских и др., 2013а, 2013б]. Детальное описание прибора ВИК-ПБ и способа передачи данных каротажа в процессе бурения с забоя на поверхность приведены в работе [Еремин и др, 2013]. Внешний вид прибора ВИК-ПБ показан на рис. 1.


Рисунок 1. Внешний вид прибора высокочастотного индукционного каротажа в процессе бурения.

В приборе ВИК-ПБ выполняется измерение относительных амплитудно-фазовых характеристик переменного магнитного поля. Измерения осуществляются двумя основными и четырьмя дополнительными трёхкатушечными зондами с длинами 0.7 и 1.4 м на двух частотах 0.88 и 3.5 МГц. Зонды одинаковой длины различаются базой, то есть расстоянием между дальней и ближней приёмными катушками. В парах приёмных катушек регистрируются разность фаз Δϕ и отношение амплитуд ΔA, а также выполняется их трансформация в кажущееся УЭС . Параметры и обозначение основных зондов ВИК-ПБ показаны в табл. 1.

Шифр зонда

Частота, МГц

Длина зонда, м

База зонда, м

L

0.88

1.40

0.35

LD

1.05

0.18

LE

1.40

0.53

H

3.5

0.70

0.18

HD

1.05

0.35

HE

1.05

0.53

Таблица 1. Параметры и шифры зондов ВИК-ПБ.

Работа посвящена развитию метода высокочастотного индукционного каротажа в процессе бурения и включает результаты математического моделирования сигналов ВИК-ПБ и их функций чувствительности к параметрам среды в типичных геоэлектрических моделях терригенных флюидонасыщенных пластов-коллекторов при различных траекториях скважины, а также результаты численной инверсии синтетических и практических сигналов прибора ВИК-ПБ.

Программно-методическое обеспечение математического моделирования и численной инверсии электромагнитных сигналов

Интерпретационной моделью для электромагнитного каротажа в процессе бурения является горизонтально-слоистая изотропная модель среды, учитывающая наклон зонда относительно горизонтальных границ пластов (рис. 2). Геоэлектрическая модель описывается вертикальным распределением УЭС или удельной электропроводности (УЭП). Модель включает n слоёв, разделенных плоскопараллельными горизонтальными границами z = zj, каждый из которых характеризуется своим значением УЭП. σj – значение УЭП j-го слоя, заключенного между двумя горизонтальными границами z = zj-1 и z = zj, j = 2,...,n. Верхний слой (верхнее полупространство) заключён между границами z = –∞ и z = z1. Нижний слой (нижнее полупространство) – z = zn–1 и z = ∞ . Далее будем считать, что породы являются немагнитными 


Рисунок 2. Геоэлектрическая горизонтально-слоистая модель и схема «возбуждения–наблюдения».

Решение задачи об электромагнитном поле основано на представлении поля произвольного гармонического источника в виде суммы нормальной и аномальной составляющих и на преобразовании Фурье электромагнитного поля по вертикальной координате z [Кауфман, 1965; Табаровский, 1975].

Общее решение задачи представляется следующим образом. Предположим, что в l-ом слое расположен гармонический источник электромагнитного поля, плотность сторонних магнитных токов в котором изменяется по закону   – круговая частота (1/с), t – время (с).

На рис. 2 показаны положения источника и точки наблюдения электромагнитного поля, α – ось прибора, θ – угол между осями z и α.

Представим поля в l-ом слое в виде суммы двух слагаемых:


Здесь  – электрическое и магнитное поля стороннего источника в однородной среде с параметрами l-го слоя (первичные поля),  – аномальные поля.

Первичные и аномальные поля  а также полные поля в j-ом слое  подчиняются уравнениям Максвелла:


В уравнениях (2) 

Выражение для плотности стороннего магнитного тока (магнитного диполя) имеет вид:


Здесь  – единичный вектор в направлении оси прибора α, Mα – магнитный момент источника,  – координаты источника, в точке {x, y, z} измеряется магнитное поле Hα.

Не ограничивая общности задачи, предположим, что ось прибора α лежит в плоскости y = 0. Тогда в системе координат модели измеряемая компонента магнитного поля MαHα выражается следующим образом:


Будем считать, что x0 = 0, y0 = 0. Тогда при решении задачи следует задать


Для определения измеряемой компоненты MαHα необходимо найти компоненты MzHz, MzHx, MxHz, MzHx с учётом выражения (3).

Для решения задачи уравнения (1), (2) необходимо дополнить граничными условиями непрерывности тангенциальных компонент электромагнитного поля:


В условиях (5) квадратные скобки означают скачок.

Система уравнений (1), (2), (4), (5) полностью определяет электромагнитное поле в среде. Соответствующие решения приведены в работах [Табаровский, 1975, 1979; Табаровский, Эпов, 1977, 1979]. Первичные поля описываются аналитическими выражениями, аномальные и полные поля представляются в виде однократных интегралов по пространственной переменной (интегралы Фурье–Бесселя).

Для достоверной оценки и прогноза электрофизических характеристик флюидонасыщенных пластов-коллекторов, вскрытых субгоризонтальными скважинами сложной траектории, разработан комплекс программ и алгоритмов моделирования, обработки и интерпретации данных ВИК-ПБ [Nikitenko et al, 2014; Еремин и др., 2013; Каюров и др., 2014; Никитенко и др., 2015; Эпов и др, 2014, 2015, 2016]. Вычислительные процедуры предназначены для расчета полной магнитной матрицы и ее производных. С их использованием рассчитываются значения разностей фаз и отношений амплитуд, измеряемых зондами прибора ВИК-ПБ. Производные магнитных полей трансформируются в чувствительности сигналов к геоэлектрическим параметрам среды. Чувствительность сигнала к параметру определяется как нормированная производная сигнала по модельному параметру:


где ε – измеряемый сигнал, p – модельный параметр, p0 – значение параметра, ε0 – значение сигнала при p = p0. Величина чувствительности показывает, во сколько раз относительная погрешность определения параметра меньше относительной погрешности измерения сигнала. Так, если сигнал измерен с относительной погрешностью 5 %, а чувствительность к параметру равна 0.5, то относительная погрешность определения параметра будет равна 10 %.

Численная инверсия данных представляет собой минимизацию среднеквадратического отклонения измеренных данных от синтетических путем изменения модельных параметров по заданному алгоритму. Алгоритм численной инверсии основан на методе деформируемых многогранников. Он позволяет быстро выбрать правильное направление поиска и значительно уменьшить минимизируемую функцию уже на первых итерациях. Метод особенно эффективен, когда число определяемых параметров не превышает шести. Это условие практически всегда соблюдается при численной инверсии реальных данных в наклонно-горизонтальных скважинах.

Идея метода безусловной оптимизации функции от нескольких переменных состоит в сравнении значений функции в вершинах симплекса и перемещении симплекса в направлении оптимальной точки с помощью итерационной процедуры. Традиционно минимизируемая функция определяется как


Здесь m – число измерений,  – значения синтетической разности фаз и относительных амплитуд,  – измеренные сигналы,  – случайная и систематическая абсолютные погрешности измерений,  – вектор модельных параметров (УЭС пластов, положение границ пластов и угла их наклона, т.е. ,  n – число пластов). Решение считается найденным в случае, если F<1. Это означает, что в среднем отличие синтетических данных, соответствующих результирующей модели, от измеренных меньше средней абсолютной погрешности измерения.

Алгоритм инверсии позволяет использовать произвольные комбинации сигналов из полного набора измерений. В инверсионной модели параметры можно фиксировать или задавать для них ограничения. При интерпретации данных, полученных в сильнонаклонной или горизонтальной скважине, это даёт возможность учитывать информацию об уже пройденном участке.

Наряду с этим отметим, что для численного анализа и интерпретации электромагнитных полей в геоэлектрических моделях сложнопостроенных геологических сред широко используются алгоритмы и программы, основанные на векторном методе конечных элементов и методе конечных разностей, разработанные в ИНГГ СО РАН. Однако их использование для задач геонавигации и оперативной интерпретации данных в масштабе реального времени оказывается слабоэффективным в силу их низкой производительности и высокой ресурсоёмкости. Для ускорения вычислений используется способ, связанный с вовлечением графических процессоров NVIDIA и сопроцессоров Intel Xeon Phi для ускорения вычислений в области каротажа [Глинских и др., 2008; Глинских, Буланцева, 2014; Глинских, Горбатенко, 2015].

Далее рассмотрены основные особенности поведения сигналов ВИК-ПБ и их функций чувствительности к параметрам среды в типичных геоэлектрических моделях терригенных флюидонасыщенных пластов-коллекторов при различных траекториях скважины.

Анализ результатов математического моделирования электромагнитных сигналов и функций чувствительности

Рассмотрим двухслойную геоэлектрическую модель (рис. 3). Граница расположена на глубине 3 м. Значения УЭС верхнего полупространства: ρ1 = 4 Ом·м (глинистая покрышка), нижнего полупространства ρ2 = 15 Ом·м (тонкослоистый нефтенасыщенный песчаник). Зенитный угол скважины θ = 60° и 85°.


Рисунок 3. Двухслойная геоэлектрическая модель и траектория скважины.

Результаты моделирования сигналов представлены на рисунке 4. Показаны разности фаз, отношения амплитуд и кажущиеся сопротивления, вычисленные по значениям разностей фаз, для основных зондов L и H.

При приближении прибора к границе сигналы разностей фаз, отношений амплитуд и, соответственно, кажущихся УЭС меняются, причем в зависимости от угла наклона скважины.


Рисунок 4. Разности фаз (а), отношения амплитуд (б) и кажущиеся УЭС (в) зондов L и H в зависимости от глубины по вертикали в двухслойной модели.

Разности фаз и отношения амплитуд длинного зонда L выходят на асимптоту на расстояниях от 2 м до границы, короткого зонда H – от 1-1.5 м. При пересечении прибором границы пластов характерным поведением сигналов является резкое изменение (скачок) их величины. Причем для разностей фаз эта особенность проявляется сильнее, чем для отношений амплитуд.

Произведено математическое моделирование чувствительностей сигналов разностей фаз и отношений амплитуд прибора ВИКПБ к удельным электрическим сопротивлениям пластов (рис. 5).

При анализе будем считать, что высокая или значительная (существенная) чувствительность характеризуется значениями 1 и выше. Удовлетворительная чувствительность соответствует значениям от 0.1 до 0.5, при этом выше 0.5 – хорошая. Низкая или слабая чувствительность описывается значениями ниже 0.1. Чувствительность отсутствует, если значение ниже 0.01.

Видно, что чувствительности разностей фаз к УЭС пластов в пределах этих же пластов составляют 0.6-0.7, что является хорошей чувствительностью, но при приближении к границе могут падать до низких показателей или отсутствовать вообще. Что касается чувствительности к УЭС соседних пластов, то хорошая, удовлетворительная либо слабая чувствительность может проявляться на расстояниях до 1 м до границы.

Значения чувствительностей отношений амплитуд к УЭС пластов в пределах этих же пластов заметно ниже, чем значения аналогичных функций для разностей фаз, и составляют 0.03-0.13, что соответствует слабой либо удовлетворительной чувствительностям. При приближении к границе они могут как быть слабыми, так и отсутствовать вообще. Что касается чувствительности к УЭС соседних пластов, то слабая чувствительность может проявляться на расстояниях до 0.5-1 м до границы.

В целом, как и следовало ожидать, значения чувствительностей разностей фаз ВИКПБ к УЭС пластов и вертикальной глубине границы заметно выше, чем аналогичные функции для отношений амплитуд. Несмотря на это, сигналы отношений амплитуд тоже используются при применении прибора ВИКПБ, в том числе и для уменьшения неоднозначности определения параметров среды.


Рисунок 5. Чувствительности разности фаз (а, б) и отношения амплитуд (в, г) зондов L и H к УЭС верхнего и нижнего полупространства в зависимости от глубины по вертикали.

О возможности изучения электрической анизотропии по данным ВИК-ПБ

Известна проблема выявления интервалов тонкой слоистости по данным геофизических исследований, проводимых в открытом стволе в процессе бурения. Возможность ее решения обусловлена различием УЭС прослоев разного состава, высокой разрешающей способностью современных зондов скважинной электрометрии, а также высокой точностью современных средств численного моделирования электромагнитных полей. Модели анизотропных сред широко используются при интерпретации данных, полученных в процессе бурения. Это позволяет повысить достоверность оценки УЭС продуктивного пласта [Sun et al, 2010; Sviridov et al, 2012]. Известны другие подходы, позволяющие свести рассматриваемую задачу к определению средних параметров прослоев без введения макроанизотропной модели [Глинских, Эпов, 2009а, 2009б; Глинских и др., 2014].

Восстановление параметров макроанизотропии горных пород по данным каротажа в процессе бурения является важной задачей не только для обеспечения более точной проводки скважины и оценки продуктивности пластов-коллекторов, но и для выявления интервалов тонкой слоистости осадочных пород как потенциально опасных при проведении многостадийного гидроразрыва в необсаженных сильнонаклонных и горизонтальных нефтегазовых скважинах.

Исследованы возможности выявления тонкослоистых интервалов пластов-коллекторов и изучения их электрически макроанизотропных свойств на основе численного моделирования и инверсии данных ВИК-ПБ при бурении сильнонаклонных и горизонтальных нефтегазовых скважин. В этом случае рассматривается геоэлектрическая анизотропная модель, которая описывается горизонтальным и вертикальным распределением УЭС. Модель также включает произвольное число слоев, разделенных плоскопараллельными горизонтальными границами, каждый из которых характеризуется двумя значениями УЭС: в горизонтальной плоскости – ρhi и в вертикальном направлении – ρvi. Для изотропного слоя  ρhi = ρvi. Квадрат коэффициента электрической анизотропии i-го слоя определяется соотношением:


Результаты детальных исследований о возможности изучения электрической анизотропии по данным ВИК-ПБ изложены в [Эпов и др., 2016а, 2016б]. В данной работе приведен анализ зависимости чувствительности сигналов к параметру макроанизотропии от его значения и расстояния до границы. На рис. 6 представлены результаты моделирования чувствительности разности фаз длинного зонда L при одновременно меняющихся значениях самого параметра макроанизотропии и глубины.


Рисунок 6. Чувствительность разности фаз зонда L к коэффициенту анизотропии пласта в зависимости от его значения и глубины по вертикали.

Рассмотрена двухслойная электрически анизотропная модель. УЭС верхнего полупространства: ρ1 = 4 Ом·м; нижнего полупространства: = 10 и 20 Ом·м. Коэффициент электрической макроанизотропии λ2 меняется от 1 до 4, расстояние до границы – от -2 м, когда зонд находится в верхнем полупространстве, до 2 м (зонд – в нижнем анизотропном слое). При этом расположение зонда горизонтальное (зенитный угол скважины θ = 90°).

Примерно на расстоянии -0.5 – -0.4 м от границы чувствительность превышает значение 0.2 независимо от горизонтального сопротивления нижнего анизотропного пласта. Эта закономерность сохраняется и при дальнейшем увеличении его сопротивления. Когда зонд находится в самом пласте, чувствительность к параметру макроанизотропии растет от 0.5 при = 1.1 до 3 при = 4. При приближении к анизотропному пласту на расстояние до 0.4-0.6 м, а также в самом пласте зонды ВИК-ПБ обладают достаточной чувствительностью к параметру макроанизотропии для его определения.

Таким образом, определяемый по данным ВИК-ПБ коэффициент электрической анизотропии может быть прогностическим индикатором для выявления интервалов тонкой слоистости осадочных отложений. Он может использоваться для снижения аварийности добычи углеводородного сырья при бурении сильнонаклонных и горизонтальных нефтегазовых скважин.

Численная инверсия синтетических данных ВИК-ПБ

Исследована возможность определения геоэлектрических параметров во время бурения наклонно-направленной скважины на зашумленных синтетических данных. Рассмотрим следующую трёхслойную геоэлектрическую модель флюидонасыщенного песчано-глинистого коллектора, перекрытого глинистой покрышкой. Вертикальная координата верхней границы – 5 м, нижней – 10 м (мощность пласта 5 м). Значения УЭС верхнего полупространства (глинистая покрышка):  ρ1 = 3 Ом·м,; среднего слоя (нефтенасыщенный песчаник):  ρ2 = 15 Ом·м; нижнего полупространства (водонасыщенный песчаник): ρ3 = 5 Ом·м. Траектория скважины представляет собой сложную кривую, состоящую из нескольких частей: набор зенитного угла до 90°, при этом скважина сначала пересекает границу «покрышка-коллектор», а затем достигает нижней точки, которая находится в нефтенасыщенном пласте и имеет вертикальную глубину 9.54 м, затем продолжение набора угла и постепенное выполаживание, пока расстояние до кровли нефтенасыщенного пласта не достигнет 0.81 м, далее следует горизонтальный участок.


Рисунок 7. Диаграммы зашумлённых синтетических сигналов разности фаз прибора ВИК-ПБ в скважине со сложной траекторией. На легенде справа от диаграммы обозначено соответствие цветов кривых и шифров зондов.

Экспериментальные данные представляли собой зашумленные (дисперсия относительной ошибки – 0.02) разности фаз высоко- и низкочастотных зондов, вычисленные в результате решения прямой задачи для заданных модели и траектории скважины (рис. 7).

Инверсия проводилась на интервалах 0-50, 51-100, 101-150, 151-200, 201-250, 251-300, 301-350 и 351-400 метров вдоль скважины. Инверсионная модель выбиралась с наименьшим возможным количеством слоев, но в то же время дающая приемлемое отклонение синтетических от псевдоэкспериментальных данных. Каждый слой считался электрически изотропным, подбирались значения УЭС слоев, также определялись положения границ и их наклон. Начальные значения УЭС были заданы с погрешностями 10 %, границ – 0.5 м, начальное расположение границ - горизонтальное. Определенные в процессе инверсии значения параметров среды становились стартовыми для инверсии на следующем интервале.

На рисунке 8 показан результат численной инверсии: приведены значения УЭС слоев, расставлены границы между пластами для каждого интервала.


Рисунок 8. Результат численной инверсии зашумленных синтетических сигналов разностей фаз ВИКПБ в скважине с криволинейной траекторией, вскрывающей коллектор: распределение УЭС и положения границ между пластами; траектория скважины обозначена синим цветом.

В первом окне (0-50 м) получена двухслойная модель среды со значением УЭС глинистой покрышки 2.9 Ом∙м (рисунок 8). Значение УЭС для нефтенасыщенного песчаника составляет 15.2 Ом∙м. Положение границы определяется с погрешностью не больше 0.2 м, значения УЭС глинистого и нефтенасыщенного пластов – с ошибкой не более 0.2 Ом∙м. Подстилающая водонасыщенная часть оказывает слабое влияние на сигналы, и они зависят только от УЭС покрышки и верхней части коллектора. В окнах под номерами 2, 3, 4 и 5 (интервалы 51–100, 101–150, 151-200 и 201–250 метров) скважина заглубляется настолько, что покрышка уже не влияет на сигналы, поэтому значение её УЭС и положение границы достоверно определить затруднительно. УЭС нефтенасыщенной и водонасыщенной частей коллектора рассчитаны с погрешностью до 0.2 Ом∙м. При этом положение границы восстанавливается с ошибкой не более 0.1 м.

На интервалах 251-300, 301-350, 351–400 м инверсионная модель также двухслойная, но нижний слой уже не используется при решении обратной задачи. Погрешность определения УЭС глинистой покрышки и нефтенасыщенной части коллектора составляет до 0.1 Ом∙м. Наклон границ лежит в пределах 0.1°.

Таким образом, при инверсии синтетических данных восстановлены положения границ, оценены УЭС глинистой покрышки и различных частей коллектора.

Численная инверсия практических данных ВИК-ПБ

Для численной инверсии практических сигналов использовались данные прибора ВИК-ПБ, полученные при исследовании интервала наклонно-горизонтальной скважины одного из месторождений Широтного Приобья, а именно разности фаз основных зондов – L и H.

Проведена имитация проводки наклонно-горизонтального ствола скважины с помощью геонавигации с использованием высокочастотного индукционного каротажа в процессе бурения, но уже с практическими данными.

После анализа сигналов были выделены три предполагаемых пересечения прибором границы, экспериментальные данные были разбиты на 9 интервалов так, чтобы участки сигналов, соответствующие предполагаемому пересечению прибором границы, находились в центре интервала. Остальные границы интервалов ввиду предполагаемой однородности среды в их пределах расставлены с приблизительно равным шагом.

В качестве постинверсионной модели, аналогично примеру с инверсией зашумленных синтетических данных, выбиралась модель с наименьшим возможным количеством слоев, но в то же время дающая приемлемое отклонение синтетических от практических данных. На четвертом, шестом и седьмом интервалах в качестве стартовых взяты двухслойные модели, на остальных шести интервалах стартовые модели заданы однородными.

После получения сигналов ВИК-ПБ решалась обратная задача в соответствующем выделенном интервале. В процессе инверсии в пределах каждого интервала модель подбиралась горизонтально-слоистой (либо однородной). Рассчитанные параметры использовались в стартовых моделях при инверсии в последующих интервалах. Каждый из слоев считался электрически изотропным, подбирались их УЭС, а также определялись вертикальные глубины границ. Полученная в результате инверсии геоэлектрическая модель требует дополнительной геологической интерпретации (рисунок 9).


Рисунок 9. Результат численной инверсии практических сигналов разностей фаз ВИК-ПБ в скважине с криволинейной траекторией (распределение УЭС и положения границ пластов; траектория скважины).


Заключение

Выполнен анализ результатов применения разработанных вычислительных алгоритмов и программного обеспечения для обработки и интерпретации данных первой отечественной телеметрической системы каротажа в процессе бурения. Проведено численное моделирование сигналов и функций их чувствительности в моделях сред, описывающих типичные геоэлектрические условия нефтегазовых пластов-коллекторов, вскрытых пологими и горизонтальными скважинами. Анализ поведения относительных амплитудно-фазовых характеристик зондов ВИК-ПБ показал, что в горизонтальном интервале скважины, проходящем в продуктивном интервале, при приближении к границам пласта-коллектора отмечаются значительные изменения измеряемых сигналов. Сигналы обладают высокой чувствительностью к УЭС продуктивной части пласта, а также к положению его кровли и подошвы, что обеспечивает возможность решения задач геонавигации и оценки сопротивлений пластов в процессе бурения на основе применения метода и аппаратуры ВИК-ПБ. Проведено численное моделирование и инверсия данных электромагнитного каротажа применительно к решению задач геонавигации. Комплексы алгоритмов и программ апробированы на практических данных.

В настоящее время проводится разработка многофункциональной автоматизированной компьютерной системы обработки, визуализации и интерпретации данных созданного аппаратурного комплекса каротажа в процессе бурения. Разрабатываемое программное обеспечение позволяет решать задачи геонавигации по данным электромагнитного каротажа в процессе бурения.


Авторы благодарят компанию НПП ГА «Луч» за предоставленные экспериментальные данные телеметрической системы каротажа в процессе бурения для апробации разработанных программно-алгоритмических средств.


Литература

1. Larsen D., Antonov Yu., Luxey P., Skillings J., Skaug M., Wagner V. Navigating the horizontal section in a heterogeneous formation while using Extra Deep Azimuthal Resistivity for optimizing the wellbore placement within a narrow TVD window // SPWLA 57th Annual Logging Symposium, June 25- 29, 2016, paper IIII. 

2. Li Q., Omeragic D., Chou L. et al. New Directional Electromagnetic Tool for Proactive Geosteering and Accurate Formation Evaluation while Drilling // SPWLA 46th Annual Logging Symposium, June 26- 29, 2005, paper UU. 

3. Nardi G., Martakov S., Nikitenko M., Rabinovich M. Evaluation of Parameter Uncertainty Utilizing Resolution Analysis in Reservoir Navigation Increases the Degree of Accuracy and Confidence in WellBore Placement // SPWLA 51st Annual Logging Symposium, Perth, Australia, June 19-23, 2010, paper AAA. 

4. Nikitenko M.N., Glinskikh V.N., Eremin V.N., Epov M.I. High-frequency LWD Electromagnetic Measurements Applied to Studying Macroanisotropic Properties of Thin-bedded Sedimentary Deposits // SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Moscow, 2016, SPE-182088-MS. 

5. Nikitenko, M.N., Epov, M.I., Glinskikh, V.N., Suhorukova, K.V., Eremin, Development of LWD High-frequency Resistivity Tool // Saint Petersburg 2014. Geosciences – Investing in the Future: Extended abstract 6th Saint Petersburg International Conference & Exhibition. Saint Petersburg, 2014, ThD05. DOI: 10.3997/2214-4609.20140177. 

6. Omeragic D., Habashy T., Esmersoy C., Li Q. et al. Real-Time Interpretation of Formation Structure from Directional Measurements // SPWLA 47th Annual Logging Symposium, June 4-7, 2006, paper SSS. 

7. Rabinovich M., Le F., Lofts J., Martakov S. The Vagaries and Myths of Look-Around Deep-Resistivity Measurements while Drilling // Petrophysics, 2012, vol. 53, № 2, pp. 86-101.

8. Rosthal R., Barber T., Bonner S., Chen K.-C. et al. Field Test of an Experimental Fully Triaxial Induction Tool // SPWLA 44th Annual Logging Symposium, June 25-25, 2003, paper QQ. 

9. Sun K., Omeragic D., Minh Ch., Rasmus J., Yang J., Davydychev A., Habashy T., Griffiths R., Reaper G., Li Q. Evaluation of Resistivity Anisotropy and Formation Dip from Directional Electromagnetic Tools While Drilling [Электронный ресурс] // SPWLA 51st Annual Logging Symposium. Perth, Australia, June 19-23, 2010. Paper SPWLA I. 

10. Sviridov M., Mosin A., Antonov Y., Nikitenko M.N., Martakov S., Baker Hughes, Rabinovich M. New Software for Processing of LWD Extra-Deep and Azimuthal Resistivity Data [Электронный ресурс] // SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition. Moscow, Russia, October 16-18, 2012. Paper SPE 160257. 

11. Аксельрод С.М. Методы опережающей навигации при бурении горизонтальных скважин (по материалам зарубежной литературы) // «Каротажник», 2012, № 9 (219), с. 87-122. 

12. Глинских В.Н., Нестерова Г.В., Эпов М.И. Моделирование и инверсия данных электромагнитного каротажа с использованием петрофизических моделей электропроводности // Геология и геофизика, 2014, т. 55, № 5–6, с. 1001–1010. 

13. Глинских В.Н., Никитенко М.Н., Эпов М.И. Линеаризованные решения двумерных прямой и обратной задач высокочастотного электромагнитного каротажа в проводящих средах с учетом токов смещения // Геология и геофизика, 2013, т. 54, № 12, с. 1942–1951. 

14. Глинских В.Н., Никитенко М.Н., Эпов М.И. Моделирование и инверсия данных электромагнитных зондирований в пластах конечной мощности, вскрытых на биополимерных и нефтяных буровых растворах // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 11. – С. 1803-1813. 

15. Глинских В.Н., Эпов М.И. Локальнонелинейные приближения высокочастотного электромагнитного поля для задач каротажа // Геология и геофизика, 2006, т. 47, № 8, с. 938-944. 

16. Глинских В.Н., Эпов М.И. Численное моделирование диаграмм электромагнитного каротажа при описании электропроводности тонкослоистых коллекторов // Геология и геофизика, 2009, т. 50, № 8, с. 941-949. 

17. Еремин В.Н., Волканин Ю.М., Тарасов А.В. Аппаратурно-методическое обеспечение электромагнитного каротажа в процессе бурения // Каротажник, 2013, вып. 8 (226), с. 62–69. 

18. Каюров К.Н., Еремин В.Н., Эпов М.И., Глинских В.Н., Сухорукова К.В., Никитенко М.Н. Аппаратура и интерпретационная база электромагнитного каротажа в процессе бурения // Нефтяное хозяйство, 2014, № 12, с. 112-115. 

19. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ: методическое руководство / Под ред. М.И. Эпова, Ю.Н. Антонова / сост.: И.Н. Ельцов и др. – Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, 2000, 121 с. 

20. Эпов М.И., Глинских В.Н. Быстрое двумерное моделирование высокочастотного электромагнитного поля для задач каротажа // Геология и геофизика. – 2003. – Т. 44. – № 9. – С. 942-952. 

21. Эпов М.И., Глинских В.Н. Линеаризация относительных характеристик высокочастотного магнитного поля в двумерных проводящих средах // Геология и геофизика, 2004, т. 45, № 2, с. 266-274. 

22. Эпов М.И., Глинских В.Н., Сухорукова К.В., Никитенко М.Н., Еремин В.Н. Численное моделирование и инверсия данных электромагнитного каротажа в процессе бурения и шаблонирования нефтегазовой скважины // Геология и геофизика, 2015, т. 56, № 8, с. 1520-1529. 

23. Эпов М.И., Никитенко М.Н., Глинских В.Н., Сухорукова К.В. Численное моделирование и анализ сигналов электромагнитного каротажа в процессе бурения // Каротажник, 2014, вып. 11 (245), с. 29-42. 

24. Эпов М.И., Никитенко М.Н., Глинских, В.Н., Еремин В.Н. Изучение электрической макроанизотропии интервалов наклонно-горизонтальных скважин по данным высокочастотного индукционного каротажа в процессе бурения // Каротажник, 2016, № 11 (269), с. 94-109. 

25. Эпов М.И., Никитенко М.Н., Сухорукова К.В., Глинских В.Н. Исследование возможностей электрического и электромагнитного каротажа в электрически макроанизотропных пластах, вскрытых наклонно-горизонтальными скважинами // Каротажник, 2016, вып. 2 (260), с. 64-79. Keywords: oil production, directional 



Статья «Телеметрические системы каротажа: программно-методическое обеспечение в процессе бурения наклонно-горизонтальных скважин» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№10, 2017)

Авторы:
Читайте также