Способы определения особенностей пластов, осуществления навигации траекторий бурения и размещения скважин применительно к подземным буровым скважинам

Изобретение относится к области бурения подземных буровых скважин и измерения в них. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей и повышение информативности исследований. Предложен способ направления бурения буровой скважины в целевом подземном пласте, включающий этапы подготовки бурового оборудования, имеющего компоновку низа бурильной колонны, которая включает в себя управляемую подсистему наклонно-направленного бурения и направленный измерительный прибор каротажа во время бурения с возможностью кругового просмотра и упреждающего просмотра; определения наличия заданного типа особенности пласта в целевом пласте; и навигации траектории бурения в целевом пласте буровым оборудованием, включающей в себя прием сигналов измерений с направленного измерительного прибора, получение на основании принимаемых сигналов измерений показателей параметров пласта относительно особенности пласта в целевом пласте и управление подсистемой наклонно-направленного бурения для бурения в направлении, определяемом в зависимости от получаемых показателей параметров пласта. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 56 ил.

 

ПРИТЯЗАНИЕ НА ПРИОРИТЕТ

Испрашивается приоритет предварительной заявки №61/253248 на патент США, поданной 20 октября 2009 года, которая включена в эту заявку путем ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Это изобретение относится к области бурения подземных буровых скважин и измерения в них и, более конкретно, к способам определения особенностей целевых подземных пластов и точного размещения скважин, например, во время наклонно-направленного бурения буровых скважин.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Появление наклонно-направленного бурения и способов каротажа во время бурения и измерений во время бурения в корне улучшило процесс выбора мест заложения и размещения скважин для добычи углеводородных ресурсов. Наклонно-направленное бурение включает в себя бурение ствола скважины по изменяющемуся курсу для решения различных задач, включая достижение проектной глубины в конкретной намеченной области. Наклонно-направленное бурение используют, например, для получения надлежащей траектории ствола скважины в нефтеносный слой пласта (или продуктивную зону) и затем бурения по существу в пределах продуктивной зоны. Горизонтально пробуренные скважины могут значительно увеличивать объем ствола скважины в продуктивной зоне при сопутствующем повышении добычи нефти.

Каротажем во время бурения обычно называют измерение свойств пласта приборами, которые расположены в утяжеленных бурильных трубах над буровым долотом. Измерения выполняют сразу после бурения скважины до того, как на ней отрицательно сказывается продолжающееся бурение или операции взятия пробы. Вторжение флюидов сквозь стенку буровой скважины также является относительно низким при каротаже спускаемым на кабеле прибором вследствие небольшого промежутка времени между бурением и измерением. Иногда проводят различие между каротажем во время бурения и измерениями во время бурения, заключающееся в том, что если данные каротажа во время бурения регистрируются в запоминающем устройстве и выгружаются после достижения прибором поверхности, то данные измерений во время бурения передаются на поверхность (например, по гидроимпульсному каналу связи или проводной бурильной трубе) и обрабатываются в реальном времени. Однако термин «каротаж во время бурения» также используют в более общем смысле для охвата каротажа во время бурения и измерений во время бурения, и он будет использоваться в этой заявке подобным образом, если не будет указываться иное.

До начала наклонно-направленного бурения разрабатывают план строительства скважины, при этом группа бурения часто обладает важными априорными сведениями относительно геологических атрибутов локальных пластов. Исходные сведения можно получать, например, из разведочных и/или продуктивных скважин на локальном участке. Сейсмические исследования обычно используют при определении положения траектории скважины в пласте благодаря возможности глубокого зондирования в пласт. Однако сейсмические исследования обычно не могут обеспечивать желаемого разрешения и точности, достаточных для определения особенностей целевого пласта и прогнозирования места, необходимого для успешного размещения скважины.

Другие измерения, такие как измерения удельного сопротивления, часто выполняют электромагнитными приборами. В некоторых приборах электромагнитного каротажа используют связанные с распространением волн способы для измерения удельного сопротивления пласта. Волновым прибором измеряют амплитуды, фазовые сдвиги и затухание электромагнитных сигналов в пласте, чтобы определять удельное сопротивление пласта, которое может быть важным аспектом определения его особенностей.

Прибор каротажа удельного сопротивления, который обеспечивает относительно большую глубину исследования, раскрыт в патенте США №6188222, переуступленном правопреемнику настоящего изобретения. Этот прибор, который может быть составной частью группы приборов каротажа во время бурения, имеет относительно большое расстояние между излучателем и приемником и может использоваться для определения удельного сопротивления пласта и для получения указаний относительно границ пласта, что позволяет определять местоположение скважины во время наклонно-направленного бурения. Последующие разработки приборов каротажа во время бурения, некоторые из которых кратко описаны в этой заявке ниже, обеспечивают проведение управляемого наклонно-направленного бурения с повышенной точностью и облегчают размещение скважины. Однако все еще имеется много возможностей для улучшения этих функций и определения особенностей целевых подземных пластов и их коллекторов, и одной из ряда задач является достижение такого улучшения.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В соответствии с формой изобретения предложен способ направления бурения буровой скважины в целевом подземном пласте, включающий в себя следующие этапы: подготовка бурового оборудования, имеющего компоновку низа бурильной колонны, которая включает в себя управляемую подсистему наклонно-направленного бурения и направленный измерительный прибор каротажа во время бурения с возможностью кругового просмотра и упреждающего просмотра; определение наличия заданного типа особенности пласта в целевом пласте; и осуществление навигации траектории бурения в целевом пласте указанным буровым оборудованием, включающей в себя прием сигналов измерений с указанного направленного измерительного прибора, получение на основании принимаемых сигналов измерений показателей параметров пласта относительно указанной особенности пласта в целевом пласте и управление указанной подсистемой наклонно-направленного бурения для бурения в направлении, определяемом в зависимости от указанного получаемого показателя параметров пласта. В осуществлении этой формы изобретения этап подготовки направленного измерительного прибора каротажа во время бурения содержит подготовку направленного измерительного прибора каротажа удельного сопротивления во время бурения с возможностью кругового просмотра и упреждающего просмотра. В этом осуществлении возможность кругового просмотра продолжается до около 100 футов (30,48 м) и возможность упреждающего просмотра продолжается до около 60 футов (18,288 м).

В осуществлении этой описанной формы изобретения этап определения наличия заданного типа особенности пласта в целевом пласте содержит: сохранение в запоминающем устройстве базы знаний, содержащей несколько представлений примеров моделей особенностей подземного пласта; получение первоначальных данных о параметрах для указанного целевого пласта; и сравнение указанных первоначальных данных о параметрах с моделями в указанной базе знаний для выбора модели особенности пласта, при этом указанный заданный тип особенности пласта в целевом пласте получают на основании выбираемой модели особенности пласта. В этом осуществлении этап сохранения в запоминающем устройстве базы знаний, содержащей несколько представлений примеров моделей особенностей подземного пласта, содержит сохранение моделей, которые содержат наборы геометрий пласта и физических параметров пласта. Кроме того, в этом осуществлении параметры пласта включают в себя пространственное расположение бурового долота относительно указанной особенности пласта в целевом пласте или включают в себя пространственное расположение бурового долота относительно выбираемой границы указанной особенности пласта в целевом пласте. Заданные типы особенностей пласта включают в себя некоторое количество характерных признаков, выбираемых из группы, включающей в себя, но без ограничения ими, сброс пласта, пластовый коллектор в сочетании с границей глинистого сланца, хребет, соляное тело, соляной купол и пластовый водонефтяной контакт.

В соответствии с другой формой изобретения предложен способ динамического определения особенностей целевого подземного пласта, включающий в себя следующие этапы: подготовка бурового оборудования, имеющего компоновку низа бурильной колонны, которая включает в себя управляемую подсистему наклонно-направленного бурения и направленный измерительный прибор каротажа удельного сопротивления во время бурения с возможностью кругового просмотра и упреждающего просмотра; определение наличия заданного типа особенности пласта в целевом пласте; и осуществление бурения в целевом пласте указанным буровым оборудованием, прием сигналов измерений с указанного направленного измерительного прибора и дополнительная характеризация заданного типа особенности пласта в целевом пласте на основании принимаемых сигналов измерений. В осуществлении этой формы изобретения указанная дополнительная характеризация заданного типа особенности пласта в целевом пласте содержит дополнительно характеризацию геометрии пласта и физических параметров пласта в целевом пласте.

В соответствии с дальнейшей формой изобретения предложен способ выработки плана бурения буровой скважины в целевом подземном пласте, включающий в себя следующие этапы: подготовка запоминающего устройства; сохранение в указанном запоминающем устройстве базы знаний, содержащей несколько представлений примеров моделей особенностей подземного пласта; получение первоначальных данных о параметрах для указанного подземного целевого пласта; сравнение указанных первоначальных данных о параметрах с моделями в указанной базе знаний и выбор модели на основании указанного сравнения; и получение плана бурения буровой скважины в зависимости от выбираемой модели. В осуществлении этой формы изобретения этап получения плана бурения буровой скважины содержит получение графика в зависимости от выбираемой модели и указанных первоначальных данных о параметрах. В этом осуществлении этап сравнения указанных первоначальных данных о параметрах с указанными моделями содержит инвертирование первоначальных данных о параметрах и сравнение результатов указанной инверсии с указанными моделями. В другом осуществлении указанный этап сравнения указанных первоначальных данных о параметрах с указанными моделями содержит прямое моделирование указанных наборов параметров пласта и сравнение результатов указанных прямых моделирований с указанными первоначальными данными о параметрах.

Дополнительные признаки и преимущества изобретения легко станут более понятными из нижеследующего подробного описания в сочетании с сопровождающими чертежами.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На чертежах:

фигура 1 - вид приводимой в качестве примера буровой системы, в сочетании с которой настоящее изобретение может быть применено на практике; частично показана структурная схема;

фигура 2 - упрощенный вид прибора каротажа удельного сопротивления для измерений во время бурения;

фигура 3 - упрощенный вид еще одного прибора каротажа удельного сопротивления для измерений во время бурения, обладающего возможностью кругового просмотра;

фигура 4 - упрощенный вид еще одного прибора каротажа удельного сопротивления для измерений во время бурения, обладающего возможностью кругового просмотра и упреждающего просмотра;

фигура 5 - блок-схема последовательности действий процедуры управления процессором при практическом применении осуществления изобретения;

фигура 6 - блок-схема последовательности действий процедуры, представленной блоком 510 из фигуры 5, для компиляции представлений в базе знаний, в которой представлены примеры моделей особенностей подземного пласта;

фигура 7 - блок-схема последовательности действий при выполнении процедуры, представленной блоком 530 из фигуры 5, для выбора и подтверждения достоверности модели особенности пласта;

фигура 8А - модель или обстановка, включающая в себя площадку в коллекторе с большим углом наклона;

фигура 8В - модель или обстановка, включающая в себя навигацию в пласте с выклиниванием коллектора;

фигура 8С - модель или обстановка, включающая в себя пребывание в коллекторе при большом угле наклона пласта;

фигура 8D - модель или обстановка, включающая в себя навигацию для пересечения с остаточными нефтяными карманами;

фигура 8Е - модель или обстановка, включающая в себя навигацию в коллекторе с уклонением от глинистого сланца;

фигура 8F - модель или обстановка, включающая в себя навигацию в песчаном, образованном внедрением крыле;

фигура 8G - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение аномалии коллектора и языков и осуществление навигации относительно них;

фигура 8Н - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение и оконтуривание подошвенных глинистых нерегулярностей;

фигура 8I - модель или обстановка, включающая в себя навигацию относительно несогласия;

фигура 8J - модель или обстановка, включающая в себя осуществление навигации на вершине хребта;

фигура 8K - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение глинистого прожилка в горизонтальной скважине и осуществление навигации для уклонения от глинистого сланца;

фигура 8L - модель или обстановка, включающая в себя мониторинг водяного конуса в горизонтальном продуктивном коллекторе;

фигура 8М - модель или обстановка, включающая в себя геоуправление, обнаружение зоны разрыва и геоуправление в нее, и оптимизацию бурения разрывов с учетом ориентации разрывов;

фигура 8N - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение и оконтуривание неоднородностей вокруг буровой скважины;

фигура 9А - модель или обстановка, включающая в себя прекращение бурения на основании геологических данных в вертикальной скважине до входа в коллектор;

фигура 9В - модель или обстановка, включающая в себя прекращение бурения на основании геологических данных в вертикальной скважине для оптимального отбора керна;

фигура 9С - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение слоя-предшественника над коллектором перед долотом в вертикальной скважине;

фигура 9D - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение мощности коллектора перед долотом в вертикальной скважине;

фигура 9Е - модель или обстановка, включающая в себя прекращение бурения на основании геологических данных перед водонефтяным контактом (ВНК) в вертикальной скважине;

фигура 9F - модель или обстановка, включающая в себя дистанционное обнаружение контактов флюидов в вертикальной скважине;

фигура 9G - модель или обстановка, включающая в себя дистанционное обнаружение контакта флюидов в песчаном столбе в вертикальной скважине;

фигура 9Н - модель или обстановка, включающая в себя определение характеристик песчаной интрузии в вертикальной скважине;

фигура 10А - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение кровли соляного пласта;

фигура 10В - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение подошвы соляного пласта;

фигура 10С - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение включения соли;

фигура 10D - модель или обстановка, включающая в себя оконтуривание соляного купола возле глинистого сланца и продуктивной зоны;

фигура 10Е - модель или обстановка, включающая в себя навигацию за пределами соляного купола;

фигура 10F - модель или обстановка, включающая в себя навигацию внутри соляного купола;

фигура 10G - модель или обстановка, включающая в себя площадку на подошве области соли над коллектором;

фигура 10Н - модель или обстановка, включающая в себя геоуправление для входа и остановки в пределах карбонатного слоя в соли;

фигура 11А - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение на долоте вертикального перемещения сброса;

фигура 11В - модель или обстановка, включающая в себя определение характеристики сброса;

фигура 11С - модель или обстановка, включающая в себя оконтуривание многочисленных водонефтяных контактов (ВНК) в пласте со сбросом;

фигура 11D - модель или обстановка, включающая в себя поворот от сброса для исключения притока воды;

фигура 11Е - модель или обстановка, включающая в себя идентификацию и оконтуривание разделителей между сбросами;

фигура 11F - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение наклона слоя перед долотом;

фигура 12А - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение слоя сланцевой нефти перед долотом;

фигура 12В - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение слоя сланцевой нефти под соляным пластом;

фигура 12С - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение сброса, заполненного сланцевой нефтью;

фигура 13А - модель или обстановка, включающая в себя скачкообразный переход между областями руслового песка;

фигура 13В - модель или обстановка, включающая в себя оконтуривание песчаного русла и наведение;

фигура 13С - модель или обстановка, включающая в себя управление направлением в песчаном русле перед долотом;

фигура 14А - модель или обстановка, включающая в себя измерение глубинного объемного удельного сопротивления при бурении сквозь верхний разрез глинистого сланца;

фигура 14В - модель или обстановка, включающая в себя оконтуривание глубокого внедрения в коллектор с низкой проницаемостью;

фигура 14С - модель или обстановка, включающая в себя определение характеристик трещин;

фигура 14D - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение и мониторинг потери бурового раствора перед долотом или вокруг компоновки низа бурильной колонны;

фигура 14Е - модель или обстановка, включающая в себя прогнозирование порового давления и обнаружение зоны давления перед долотом;

фигура 14F - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение литологии перед долотом; и

фигура 14G - модель или обстановка, включающая в себя обнаружение обсадной колонны и пересечения с ней.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

На фигуре 1 показана буровая площадка, на которой настоящее изобретение может быть применено на практике. Буровая площадка может быть на суше или в море. В этом примере осуществления площадки буровую скважину 11 образуют в подземных пластах 30 вращательным наклонно-направленным бурением.

Бурильная колонна 12 подвешена в буровой скважине 11 и имеет компоновку 100 низа бурильной колонны, которая на нижнем конце включает в себя буровое долото 105. Наземная система включает в себя платформу и узел 10 буровой вышки, расположенный над буровой скважиной 11, при этом узел 10 включает в себя роторный стол 16, ведущую бурильную трубу 17, крюк 18 и вертлюг 19. Бурильная колонна 12 приводится во вращение роторным столом 16, снабжаемым энергией не показанным средством, который находится в зацеплении с ведущей бурильной трубой 17 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешена на крюке 18, прикрепленном к подвижному блоку (также непоказанному), через посредство ведущей бурильной трубы 17 и вертлюга 19, который дает возможность бурильной колонне вращаться относительно крюка. Как хорошо известно, в качестве варианта можно использовать систему верхнего привода.

В примере этого осуществления наземная система также включает в себя буровой раствор или промывочную жидкость 26, сохраняемую в емкости 27, образованной на месте расположения скважины. Насос 29 подводит буровой раствор 26 во внутреннюю часть бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, заставляя буровой раствор протекать, как показано направленной стрелкой 8, вниз по бурильной колонне 12. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровом долоте 105 и затем прокачивается по замкнутой системе, как показано направленными стрелками 9, вверх через область кольцевого пространства между наружной стороной бурильной колонны и стенкой буровой скважины. Таким хорошо известным способом буровой раствор смазывает буровое долото 15 и переносит буровой шлам на поверхность, где он возвращается в емкость 27 для рециркуляции в замкнутой системе.

Как известно в данной области техники, датчики могут быть предусмотрены вокруг места расположения скважины для сбора данных, предпочтительно в реальном времени, имеющих отношение к работе буровой системы, а также к условиям на месте расположения скважины. Например, такие наземные датчики могут быть предусмотрены для измерения параметров, таких как давление в стояке, нагрузка на крюк, глубина, крутящий момент на поверхности, число оборотов в минуту, наряду с другими.

Компоновка 100 низа бурильной колонны показанного осуществления включает в себя интерфейсный переводник 110, модуль 120 каротажа во время бурения, модуль 130 измерений во время бурения, модуль 150 роторной управляемой системы и двигателя для наклонно-направленного бурения и буровое долото 105.

Модуль 120 каротажа во время бурения размещен в утяжеленной бурильной трубе особого вида, известной в данной области техники, и может содержать один или множество каротажных приборов известных видов. Также должно быть понятно, что можно использовать не один модуль каротажа во время бурения и/или измерений во время бурения, а большее количество. На представлении из фигуры 1 показаны дополнительные модули 102А и 120В по противоположным сторонам модуля 150 (роторной управляющей системы и двигателя). Как так же будет описано ниже, эти модули могут содержать антенны, которые являются частью разработанного недавно направленного измерительного прибора каротажа удельного сопротивления во время бурения с возможностью кругового просмотра и упреждающего просмотра. Модуль каротажа во время бурения обладает возможностью выполнения измерений, обработки и сохранения информации, а также связи с наземным оборудованием. В частности, в настоящем осуществлении модуль каротажа во время бурения включает в себя только что указанный направленный прибор для измерения удельного сопротивления с обозначенной возможностью кругового просмотра и упреждающего просмотра, дополнительно описываемый ниже и описанный подробно в Международной заявке WO 2009/029517, переуступленной правопреемнику настоящей заявки. Кроме того, модули каротажа во время бурения могут включать в себя одно или несколько каротажных устройств, которые измеряют характеристики пласта: устройство акустического каротажа, устройство ядерного каротажа, устройство ядерно-магнитного каротажа, устройство измерения давления, устройство сейсмического каротажа, устройство формирования изображений и устройства отбора образцов пород, наряду с другими.

Модуль 130 измерений во время бурения также размещен в утяжеленной бурильной трубе особого вида, известной в данной области техники, и может содержать одно или несколько устройств для измерения характеристик бурильной колонны и бурового долота. Кроме того, в типичном случае прибор измерений во время бурения может включать в себя установку для выработки электрической энергии для скважинной системы. Обычно она включает в себя забойный турбогенератор, приводимый в движение потоком бурового раствора, при этом понятно, что могут использоваться другие энергетические и/или батарейные системы. Модуль измерений во время бурения может включать в себя одно или несколько измерительных устройств: устройство измерения нагрузки на долото, устройство измерения крутящего момента, устройство измерения вибраций, устройство измерения ударной нагрузки, устройство измерения прихвата-проскальзывания, устройство измерения направления и устройство измерения уклона, наряду с другими.

В сочетании с настоящим изобретением используется телеметрическая система с каналом связи по бурильной колонне, которая в показанном осуществлении содержит систему индуктивно связанных проводных бурильных труб 180, которые продолжаются от поверхностного переводника 185 до интерфейсного переводника 110 в компоновке низа бурильной колонны. Вследствие относительно широкой полосы пропускания и сопутствующей относительно высокой скорости передачи данных система проводных бурильных труб является предпочтительной для использования в осуществлениях изобретения, но должно быть понятно, что осуществления изобретения также могут функционировать в сочетании с любой подходящей технологией связи, например, с известными способами связи по гидроимпульсному каналу связи. В зависимости от факторов, включающих в себя длину бурильной колонны, ретрансляционные переводники или повторители могут быть расположены регулярно в колонне проводных бурильных труб, пример которых представлен позицией 182. Ретрансляционные переводники, которые также могут быть снабжены датчиками, дополнительно описаны в совместно рассматриваемой заявке №2009-0173493 на патент США, переуступленной правопреемнику настоящей заявки.

Интерфейсный переводник 110 обеспечивает сопряжение между схемами связи модулей каротажа во время бурения и измерений во время бурения и телеметрической системой с каналом связи по бурильной колонне, которая в примере осуществления содержит проводные бурильные трубы с индуктивными элементами связи. Интерфейсный переводник 110, который так же может быть снабжен датчиками, дополнительно описан в указанной совместно рассматриваемой заявке №2009-0173493 на патент США.

В верхней части проводной бурильной колонны находится наземный переводник или наземный интерфейс 185. При использовании системы проводных бурильных труб линию связи создают между самой верхней проводной бурильной трубой и наземным процессором 200. Для связи сигналов с процессором можно использовать технологию поворотного вертлюга, описанную, например, в патенте США №7040415. В настоящее время беспроводный способ является более предпочтительным, например, типа дополнительно описанного в заявке №2007-0030167 на патент США, переуступленной правопреемнику настоящей заявки. Как описано в ней, находящийся возле устья скважины интерфейс в виде наземного переводника 185 связан с электроникой 35, которая вращается вместе с ведущей бурильной трубой 17 и включает в себя приемопередатчик и антенну, которые находятся в двусторонней связи с антенной и приемопередатчиком блока управления, который в настоящем осуществлении может быть интерфейсом для находящейся возле устья скважины процессорной системы 200. Линия 175 связи схематично показана между электроникой 35 и антенной находящегося возле устья скважины интерфейса процессорной системы 200. Соответственно, в конфигурации этого осуществления образована линия связи от находящегося возле устья скважины процессора 200 по линии 175 связи к наземному переводнику 185, далее с помощью телеметрической связи по проводным бурильным трубам к скважинному интерфейсу 110 и компонентам компоновки низа бурильной колонны и также в обратном направлении для двунаправленной работы и управления.

В примере настоящего осуществления предусмотрена роторная управляемая подсистема 150 (фигура 1), и она выполнена с возможностью осуществления управления через телеметрическую систему с каналом связи по бурильной колонне. Наклонно-направленное бурение включает в себя намеренное отклонение ствола скважины от траектории, которую она имела с самого начала. Иначе говоря, наклонно-направленное бурение заключается в направлении бурильной колонны таким образом, чтобы она перемещалась в заданном направлении. Кроме того, наклонно-направленное бурение позволяет осуществлять горизонтальное бурение на протяжении коллектора и позволяет иметь более значительную длину ствола скважины при пересечении коллектора, что приводит к увеличению объема продукции из скважины. Наклонно-направленное бурение, используемое в осуществлениях настоящего изобретения, позволяет осуществлять относительно точную навигацию и геологическое сопровождение бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин с учетом встречающихся особенностей подземного пласта нескольких или многочисленных различных типов, определяемых с использованием моделирования на основе базы знаний и уточняемых с использованием вводимых данных каротажа во время бурения.

Известный способ наклонно-направленного бурения включает в себя использование роторной управляемой системы (РУС). В случае роторной управляемой системы вращение бурильной колонны осуществляют с поверхности, а забойные устройства заставляют буровое долото бурить в заданном направлении. При вращающейся бурильной колонне значительно уменьшается количество случаев застревания или прихвата во время бурения. Роторные управляемые системы бурения, предназначенные для бурения наклонных скважин в геологической среде, в общем случае можно отнести к категории систем с отклонением долота или систем с прижимом долота. В системе с отклонением долота ось вращения бурового долота отклоняют от локальной оси компоновки низа бурильной колонны в общем направлении нового ствола скважины. Ствол скважины проходят в соответствии с обычной трехточечной геометрией, задаваемой точками касания верхнего и нижнего стабилизаторов и буровым долотом. Угол отклонения оси бурового долота, связанный с конечным расстоянием между буровым долотом и нижним стабилизатором, обуславливает условие неколлинеарности, необходимое для образования кривой. Имеются много способов, которыми можно достигать этого, включая фиксированный изгиб в точке компоновки низа бурильной колонны вблизи нижнего стабилизатора или искривление приводного вала бурового долота между верхним и нижним стабилизаторами. В идеальном случае не требуется, чтобы буровое долото осуществляло резание в боковом направлении, поскольку ось долота непрерывно вращается в направлении криволинейного ствола скважины. Примеры роторных управляемых систем с отклонением долота и принцип их работы описаны в заявках №№2002/0011359 и 2001/0052428 на патенты США и в патентах США №№6394193, 6364034, 6244361, 6158529, 6092610 и 5113953. В роторных управляемых системах с прижимом долота обычно нет точно идентифицируемого механизма для отклонения оси долота от локальной оси компоновки низа бурильной колонны; вместо этого необходимое условие неколлинеарности достигается приложением эксцентричной силы верхним или нижним стабилизатором или обоими или смещением в направлении, которое преимущественно ориентировано относительно направления прохождения ствола скважины. И в этом случае имеются много способов, которыми можно достигать этого, включая использование не вращающихся (относительно ствола скважины) эксцентричных стабилизаторов (в способах, основанных на смещении) и эксцентричных приводов, которые прикладывают силу к буровому долоту в заданном направлении поворота. И в этом случае поворот достигается благодаря созданию неколлинеарности между буровым долотом и по меньшей мере двумя другими точками соприкосновения. В идеальном случае требуется, чтобы буровое долото осуществляло резание в боковом направлении для образования криволинейного ствола скважины. Примеры роторных управляемых систем с прижимом долота и принцип работы их описаны в патентах США №№5265682, 5553678, 5803185, 6089332, 5695015, 5685379, 5706905, 5553679, 5673763, 5520255, 5603385, 5582259, 5778992 и 5971086.

В некоторых осуществлениях настоящего изобретения предпочтительно использовать направленный измерительный прибор каротажа удельного сопротивления во время бурения, обладающий расширенной возможностью кругового просмотра и упреждающего просмотра относительно бурового долота.

Примером ранней модели прибора каротажа удельного сопротивления, который использовался в качестве прибора каротажа во время бурения, является прибор каротажа удельного сопротивления на двух глубинах исследования во время бурения, раскрытый в патенте США №4899112 под названием “Well logging apparatus and method for determining formation resistivity at a shallow and a deep depth”, переуступленный правопреемнику настоящей заявки. Прибор показан на фигуре 2, и видны верхняя и нижняя передающие антенны Т₁ и Т₂, между которыми имеются верхняя и нижняя приемные антенны R₁ и R₂. Антенны образованы в выемках модифицированной утяжеленной бурильной трубы и расположены на изолирующем материале. Преимущество этого каротажного прибора обусловлено тем, что глубина исследования при измерении затухания больше, чем при измерениях фазы, выполняемых при одном и том же разнесении антенн. Фазовым сдвигом электромагнитной энергии между приемниками R₁ и R₂ обеспечивается отсчет удельного сопротивления пласта при относительно небольшой глубине исследования, а затуханием электромагнитной энергии между приемниками R₁ и R₂ обеспечивается отсчет удельного сопротивления пласта при относительно большой глубине исследования. К указанному выше патенту США №4899112 можно обратиться для получения дополнительных подробностей.

Для получения направленной чувствительности при измерениях прибор каротажа удельного сопротивления во время бурения из фигуры 3 снабжен наклонными и поперечными рамками (См. L. Chou et al., Oilfield Review, 2005, источник включен в настоящую заявку путем ссылки). Группа датчиков включает в себя шесть передающих антенн и четыре приемные антенны. Пять передающих антенн (с Т₁ по Т₅) расположены в осевом направлении вдоль длины прибора. Шестая передающая антенна (Т₆) ориентирована поперек оси прибора. На каждом конце прибора расположена одна приемная антенна. Эта пара приемных антенн (R₃ и R₄) ограничивает излучатели, и каждый из этих приемников наклонен под углом 45° к оси прибора. Дополнительная пара приемных антенн (R₁ и R₂), находящаяся в центре группы излучателей, расположена в осевом направлении и может обеспечивать получение измерений удельного сопротивления в процессе обычного каротажа. В описанном устройстве создается преимущественная чувствительность к удельной проводимости на одной стороне прибора. Когда прибор вращается, его датчики могут обнаруживать близлежащие проводящие зоны и регистрировать направление, с которого может быть измерена максимальная удельная проводимость (возможность кругового просмотра). Магнитометрами и акселерометрами могут обеспечиваться опорные данные об ориентации прибора. В дополнение к возможности определения направления прибор обеспечивает получение измерений на большей глубине исследования, чем имевшиеся до него приборы каротажа удельного сопротивления во время бурения.

В Международной заявке WO 2009/029517, переуступленной правопреемнику настоящей заявки, включенной в эту заявку путем ссылки, под названием “Look ahead logging system”, раскрыт прибор каротажа во время бурения (КВБ) с группой датчиков удельного сопротивления, ориентированной для обеспечения чувствительности в заданных направлениях, в том числе перед каротажной системой и перед долотом. Одно из осуществлений прибора показано на фигуре 4. Как видно, система 440 представляет собой систему 444 каротажа во время бурения, объединенную с инструментом, таким как компоновка 446 низа бурильной колонны. Компоновка 446 низа бурильной колонны включает в себя буровое долото (466 на этом чертеже). Система 444 каротажа во время бурения включает в себя передающий модуль 458, имеющий передающую антенну 460, и приемный модуль 462, имеющий приемную антенну 464. В показанном конкретном примере система 444 каротажа во время бурения содержит множество, например два, приемных модулей 462. Передающий модуль 458 и приемный модуль или модули 462 расположены на отдельных местах вдоль 446 компоновки низа бурильной колонны, а разнесение их выбрано из условия обеспечения заданной глубины исследования. Передающий модуль 458 расположен вблизи бурового долота 466 компоновки 446 низа бурильной колонны. В этом примере передающий модуль 458 установлен на переводнике позади бурового долота 466 и перед роторной управляемой системой 480. В такой системе точка измерения (в качестве которой принята срединная точка между передающим модулем 458 и приемным модулем 462) сдвинута к буровому долоту 466 в такой степени, что обеспечивается не только радиальная чувствительность (круговой просмотр), но также и чувствительность перед передающей антенной 460 (упреждающий просмотр). Как описано в опубликованной Международной заявке '517, можно использовать антенны различных конфигураций. Например, передающий модуль 458 может иметь наклонную антенну 460. Использование наклонной антенны означает, что магнитный дипольный момент не находится на одной линии с осью прибора, например осью компоновки низа бурильной колонны, и магнитный дипольный момент не является ортогональным к оси прибора. В приемном модуле 462 также может использоваться наклонная антенна 464 или его антенна 464 может представлять собой осевую антенну, магнитный дипольный момент который расположен вдоль оси прибора или ортогонален к оси прибора. В одном описываемом осуществлении суммарное количество антенн в передающих и приемных модулях равно четырем, и можно использовать многочисленные конфигурации этих четырех антенн. Антенны 460, 464 также могут представлять собой электрические дипольные антенны. Например, магнитные дипольные антенны, такие как рамки, могут использоваться при индуктивных измерениях и/или измерениях распространения. В электрических дипольных антеннах можно использовать электроды и/или тороиды. В зависимости от конкретного применения функции передающих антенн и приемных антенн могут взаимно заменяться. Передающий модуль 458 и антенна 460 могут быть добавлены в переводник 470 долота забойного двигателя (не показанного отдельно), используемого для приведения в движение бурового долота 466. Каждый передающий модуль 458 также может содержать один или несколько датчиков 474 и связанную с ними электронику 476, которая снабжается электроэнергией по внешнему или внутреннему проводу или от встроенной батареи. Кроме того, система 444 каротажа во время бурения может включать в себя ряд других модулей 478, которые могут содержать ряд приборов или датчиков. Как также описано в опубликованной Международной заявке '517, датчики 474, такие как электромагнитные датчики, расположены непосредственно позади бурового долота 466 или могут быть объединены с буровым долотом 466. Как вариант датчик или датчики 474 вместе с соответствующей электроникой 476 могут быть установлены непосредственно на роторной управляемой системе 480 или на забойном двигателе. Как также описано, можно использовать ряд антенн. Например, передающая антенна 460 может быть образована как трехосная антенна ТХ, а приемные антенны 464 могут быть образованы как трехосные антенны RCV. Соответствующие датчики могут быть индивидуальными датчиками или сочетаниями индуктивных датчиков, датчиков распространения и/или датчиков бокового каротажа. В других осуществлениях, как описано в опубликованной Международной заявке '517, антенны могут быть тороидальными электрическими дипольными антеннами, которые могут быть особенно полезными в случае скважин, пробуриваемых при использовании бурового раствора на нефтяной основе. Для получения дальнейших подробностей можно также обратиться к опубликованной Международной заявке '517. Кроме того, можно обратиться к патентам США №№7612565 и 7656160 и к заявкам №№2006/0011385 и 2008/0136419 на патенты США, которые все переуступлены правопреемнику настоящей заявки и включены в эту заявку путем ссылки.

Обратимся к фигуре 5, на которой показана блок-схема последовательности действий процедуры управления процессором, таким как компьютерный процессор 200 из фигуры 1, при практическом применении осуществления изобретения. В блоке 510 представлена компиляция базы знаний с примерами моделей особенностей подземного пласта. [На фигуре 6 представлена более подробная блок-схема последовательности действий при выполнении операции, представленной блоком 510]. В примере настоящего осуществления модели особенностей пласта группируют в несколько категорий применения, представленных ниже:

1. Навигация с отслеживанием коллектора (фигуры 8А-8N);

2. Применения прекращения бурения в вертикальных скважинах на основании данных геологического исследования (фигуры 9А-9Н);

3. Навигация с отслеживанием соляного пласта (фигуры 10А-10Н);

4. Обнаружение и определение характеристик сброса (фигуры 11А-11F);

5. Обнаружение сланцевой нефти (фигуры 12А-12С);

6. Навигация руслового песка (фигуры 13А-13С);

7. Оценивание пласта (фигуры 14A-14G).

Должно быть понятно, что при реализации изобретения в других вариантах эти категории и модели в каждой категории могут быть видоизменены и/или дополнены.

Для первого пояснения моделирования особенностей пласта можно обратиться к категории (4), обнаружение и определение характеристик сброса, которая является одним из примеров категорий. На фигуре 11А показан пример напластования, имеющего сброс по падению. Самой темной областью представлен продуктивный коллектор, и кривой сплошной линией представлена траектория буровой скважины на определенный момент времени. Самой левой двунаправленной стрелкой представлена возможность кругового просмотра прибором каротажа удельного сопротивления во время бурения, и двумя самыми правыми двунаправленными стрелками представлена возможность упреждающего просмотра прибором каротажа удельного сопротивления во время бурения. В этом случае обнаружение сброса перед долотом и оценивание соответствующего вертикального перемещения можно использовать для изменения последующей траектории (показанной пунктирной линией) наклонно-направленного бурения для максимизации интервала в продуктивной зоне после сброса.

В следующей обстановке моделирования, показанной на фигуре 11В, пласт является таким же, а траектория бурения продолжена относительно фигуры 11А. В этом случае двунаправленными стрелками представлено использование возможности кругового просмотра прибора каротажа удельного сопротивления во время бурения для определения характеристик сброса и коллектора и продолжения навигации, соответственно.

Снова обратимся к фигуре 5, где блоком 520 представлено получение первоначальных данных о параметрах для целевого пласта. Данные могут включать в себя, например, сейсмические измерения или любые другие измерения, включающие в себя, но без ограничения ими, данные плотностного, нейтронного каротажа, каротажа удельного сопротивления, акустического каротажа, из которых могут быть извлечены сведения, способствующие определению особенностей пласта. Затем, как представлено блоком 530, первоначальные данные о параметрах сравнивают с моделями в базе знаний, а модель выбирают и подтверждают достоверность ее на основе благоприятного согласования. На основании выбранной и подтвержденной модели могут быть приняты решения (блок 540) о навигационном управлении наклонно-направленным бурением и/или могут быть определены (блок 550) особенности целевого пласта и коллектора, такие как получаемые вычислением геометрия и параметры пласта. После этого можно снова вернуться к блоку 520 для дальнейшего рассмотрения текущего целевого пласта или следующего целевого пласта.

Обратимся к фигуре 6, на которой показана блок-схема последовательности действий при выполнении процедуры компиляции базы знаний моделей особенностей пласта в соответствии с функцией, представленной блоком 510 из фигуры 5. Образуют (блок 610) индекс модели и вводят (блок 620) основную геометрию для текущей модели. Моделями могут быть, например, модели, описанные в сочетании с фигурами 8-14, но должно быть понятно, что можно включать модели многих других видов и обстановки целевого пласта, основанные на текущем опыте, а также на опыте, который будет получен в будущем. Для случая ввода текущей модели блоком 630 представлено задание ограничений на геометрию модели. Оно может включать в себя, например, установление пределов мощностей и ориентаций напластований, особенностей пласта и т.д., а также любых других геометрических особенностей и/или ограничивающих условий, которые полагают полезными для модели. Кроме того, как представлено блоком 640, задают пределы параметров (для удельного сопротивления и других выбранных переменных пласта). Как показано на схеме, их можно получать на основании существующих сведений и моделированием, а также динамически путем текущего наблюдения и/или наблюдения в будущем, и их можно использовать для добавления моделей в базу знаний или редактирования существующих сохраняемых моделей. После этого выполненное задание границ для текущей модели сохраняют (блок 650), определяют (блок 660 принятия решения), показывает ли индекс модели, что последняя модель компилирована. Если не компилирована, индексу модели придают (блок 670) приращение, повторно возвращаются к блоку 620 и действия по контуру 680 продолжают до тех пор, пока все желаемые модели особенностей пласта не будут введены в базу знаний. Должно быть понятно, что базу знаний можно непрерывно уточнять и улучшать в случае использования дополнительных сведений об особенностях пласта, определяемых, например, с использованием усовершенствованных приборов кругового просмотра и упреждающего просмотра, описанных выше.

Обратимся к фигуре 7, на которой показана блок-схема последовательности действий при выполнении процедуры реализации осуществления функции, представленной блоком 530 из фигуры 5, для выбора и проверки достоверности сохраняемой модели особенностей пласта. Блоком 715 этого осуществления представлена идентификация модели-кандидата из числа сохраняемых моделей, например, на основании данных, получаемых из блока 520 (фигура 5). В осуществлении из фигуры 7 выполняют (блок 775) инверсию, используя входные данные, чтобы получать параметры для модели-кандидата (моделей-кандидатов) (например, для двумерной параметризованной модели слоистой фильтрационной корки на стенках ствола скважины). Что касается подходящих способов инверсии, то можно обратиться, например, к патенту США №7366616. Затем по желанию можно использовать (блок 735) процедуру подтверждения достоверности для определения, соответствует ли выбранная модель заданной вероятности достоверности, например, путем использования анализа на основе функции стоимости. Если несколько сохраняемых моделей рассматривать с подтверждением достоверности, результат с наивысшей вероятностью можно использовать для выбора (блок 745) оптимальной модели-кандидата. Как представлено стрелкой 750, на основании дополнительных получаемых данных можно реализовать мониторинг и определение обновленной модели.

В приводимых ниже диаграммах и описании двунаправленные стрелки будут опять применяться для обозначения использования возможности кругового просмотра и упреждающего просмотра в контексте изобретения.

На фигуре 8А показана модель или обстановка, включающая в себя площадку в коллекторе с большим углом наклона. Заблаговременное обнаружение кровли коллектора позволяет оптимизировать траекторию скважины.

На фигуре 8В показана модель или обстановка, включающая в себя навигацию в пласте с выклиниванием коллектора. При навигации в выклинивании коллектора оконтуриванием основных границ коллектора обеспечивается оптимизированное расположение траектории скважины.

На фигуре 8С показана модель или обстановка, включающая в себя пребывание в коллекторе при большом угле наклона подошвы пласта. Если коллектор имеет подъем с достаточным углом наклона, его можно обнаруживать достаточно рано для выполнения коррекции траектории.

На фигуре 8D показана модель или обстановка, включающая в себя навигацию для пересечения с остаточными нефтяными карманами. Сочетание кругового просмотра и упреждающего просмотра является полезным для обнаружения и поворота к сводчатым или секционированным нефтяным карманам.

На фигуре 8Е показана модель или обстановка, включающая в себя навигацию в коллекторе с уклонением от глинистого сланца. При навигации на протяжении коллектора ранним обнаружением области глинистого сланца с помощью кругового просмотра и упреждающего просмотра обеспечиваются максимизация интервала в коллекторе и снижение рисков бурения.

На фигуре 8F показана модель или обстановка, включающая в себя навигацию в песчаном, образованном внедрением крыле. При навигации в песчаном, образованном внедрением крыле обнаружение перед долотом и круговой просмотр позволяют останавливать бурение в пределах быстро изменяющейся геометрии песчаного тела и принимать на более ранней стадии решение об изменениях траектории.

На фигуре 8G показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение и аномалии коллектора и языков и осуществление навигации относительно них. При осуществлении навигации вблизи кровли коллектора возможностью кругового просмотра обеспечивается выявление пограничных нерегулярностей (аномалий) и протяженности их.

На фигуре 8Н показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение и оконтуривание подошвенных глинистых нерегулярностей. Этот случай аналогичен предшествующему.

На фигуре 8I показана модель или обстановка, включающая в себя навигацию относительно несогласия. Когда навигация осуществляется вблизи несогласия, двумерная задача заключается в выявлении границы несогласия и в то же самое время определения наклона пласта.

На фигуре 8J показана модель или обстановка, включающая в себя осуществление навигации на вершине хребта. При осуществлении навигации вблизи вершины хребта одновременным обнаружением границ обеспечивается оптимизация расположения ствола скважины.

На фигуре 8K показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение глинистого прожилка в горизонтальной скважине и осуществление навигации для уклонения от глинистого сланца. Обнаружение приближающихся тонких слоев глинистого сланца производится в однородном пласте (одномерном). Двумерные и трехмерные эффекты являются вероятными, если пласт является многослойным. Уменьшение осложнений в процессе бурения и максимизация продуктивного нефтяного пласта являются результатом уклонения от глинистого сланца. Упреждающим просмотром обеспечиваются ранее обнаружение и более эффективная коррекция траектории скважины.

На фигуре 8L показана модель или обстановка, включающая в себя мониторинг водяного конуса в горизонтальном продуктивном коллекторе. Мониторинг водяного конуса можно осуществлять в добывающей скважине или вблизи нее.

На фигуре 8М показана модель или обстановка, включающая в себя геоуправление, обнаружение зоны разрыва и геоуправление в нее, и оптимизацию бурения разрывов с учетом ориентации разрывов.

На фигуре 8N показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение и оконтуривание неоднородностей вокруг буровой скважины.

На фигуре 9А показана модель или обстановка, включающая в себя прекращение бурения на основании данных геологического исследования в вертикальной скважине до входа в коллектор. В общем случае желательно прекращать бурение впереди долота на расстоянии от 2 до 3 м от него.

На фигуре 9В показана модель или обстановка, включающая в себя прекращение бурения на основании данных геологического исследования в вертикальной скважине для оптимального отбора керна. В общем случае слой пласта, намеченный для отбора керна, пересекают перед выполнением идентификации. Задача заключается в обнаружении такого слоя и прекращении бурения до проникновения в него.

На фигуре 9С показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение слоя-предшественника над коллектором перед долотом в вертикальной скважине. Задача заключается в определении, что имеется реальный коллектор, а не слой-предшественник.

На фигуре 9D показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение мощности коллектора перед долотом в вертикальной скважине. При прекращении бурения на кровле коллектора на основании данных геологического исследования мощность коллектора может быть важной для калибровки сейсмических измерений и для планирования следующего профиля бурения.

На фигуре 9Е показана модель или обстановка, включающая в себя прекращение бурения на основании данных геологического исследования перед водонефтяным контактом (ВНК) в вертикальной скважине. После проникновения в коллектор прекращение бурения над водонефтяным контактом на расстоянии от 5 до 6 м от него также считается необходимым. Газонефтяной контакт также представляет интерес, но обычно не может быть обнаружен только электромагнитным измерением вследствие отсутствия контраста удельного сопротивления. В таком случае акустическое измерение будет предметом выбора для получения какой-либо возможности упреждающего просмотра.

На фигуре 9F показана модель или обстановка, включающая в себя дистанционное обнаружение контактов флюидов в вертикальной скважине. Круговой просмотр применяют для обнаружения водонефтяного контакта на расстоянии от ствола скважины.

На фигуре 9G показана модель или обстановка, включающая в себя дистанционное обнаружение контакта флюидов в песчаном столбе в вертикальной скважине. Круговой просмотр используют для обнаружения водонефтяного контакта на расстоянии от ствола скважины и в другом ближайшем песчаном слое.

На фигуре 9Н показана модель или обстановка, включающая в себя определение характеристик песчаной интрузии в вертикальной скважине.

На фигуре 10А показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение кровли соляного пласта. Обычно в пологой скважине обнаружение кровли соляного пласта (входа в соляной пласт) перед долотом позволяет задавать крайнюю точку обсадной колонны. Вследствие пластичности соли области вокруг границы соли могут быть нестабильными (неконсолидированными и с перепадами давления) и имеются более высокие риски бурения.

На фигуре 10В показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение подошвы соляного пласта. Обычно в пологой скважине обнаружение подошвы соляного пласта (выхода из соляного пласта) перед долотом позволяет задавать крайнюю точку обсадной колонны. И в этом случае вследствие пластичности соли области вокруг границы соли могут быть нестабильными (неконсолидированными и с перепадами давления) и имеются более высокие риски бурения. Нижний глинистый сланец может иметь многослойного предшественника (промежуточный глинистый сланец).

На фигуре 10С показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение включения соли. Во время бурения сквозь соль, обычно в пологой вертикальной скважине, обнаружение включения соли (в глинистый сланец) перед долотом и определение его мощности возможно, если достигается подошва соляного пласта. Эти включения обычно являются горизонтальными.

На фигуре 10D показана модель или обстановка, включающая в себя оконтуривание соляного купола возле глинистого сланца и продуктивной зоны. Для максимизации траектории в продуктивном нефтяном пласте во время бурения вокруг соляного купола можно определять близость и расстояние до соляного купола и экранирующего слоя глинистого сланца. Использование упреждающего просмотра позволяет заблаговременно изменять траекторию.

На фигуре 10Е показана модель или обстановка, включающая в себя навигацию за пределами соляного купола. Навигация вне границы соляного купола достигается поддержанием траектории на определенном расстоянии от границы соли и потенциальным обнаружением продуктивных слоев, захваченных соляным куполом, перед долотом. Граница соли может иметь внешний слой. Навигация внутри соляного купола является очень трудной вследствие однородности соли. Если обнаружение на большом расстоянии от границы соли находится за пределами диапазона электромагнитного кругового просмотра или упреждающего просмотра, могут лучше подходить акустические или радиолокационные измерения.

На фигуре 10F показана модель или обстановка, включающая в себя навигацию внутри соляного купола. Некоторые соображения являются такими же, как в предшествующем случае.

На фигуре 10G показана модель или обстановка, включающая в себя площадку на подошве области соли над коллектором. При приближении к подошве соляного пласта (площадке) под большим углом обнаружением приближающейся границы соли обеспечивается нахождение оптимального положения ствола скважины над коллектором (наклона ствола скважины) для подготовки следующей стадии бурения коллектора.

На фигуре 10Н показана модель или обстановка, включающая в себя геоуправление для входа и остановки в пределах карбонатного слоя в соли. Упреждающий просмотр является полезным для нахождения карбонатного слоя и остановки в пределах слоя.

На фигуре 11А показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение на долоте вертикального перемещения сброса. Она была рассмотрена в описании изобретения ранее.

На фигуре 11В показана модель или обстановка, включающая в себя определение характеристики сброса. Она была рассмотрена в описании изобретения ранее.

На фигуре 11С показана модель или обстановка, включающая в себя оконтуривание многочисленных водонефтяных контактов (ВНК) в пласте со сбросом. При использовании упреждающего просмотра можно осуществлять управление относительно водонефтяного контакта, находящегося на другом суммарном вертикальном расстоянии, когда он отделен сбросом (непроницаемым).

На фигуре 11D показана модель или обстановка, включающая в себя поворот от сброса для исключения притока воды. При использовании кругового просмотра и упреждающего просмотра может быть сделан поворот относительно сброса для исключения притока воды через расколотый сброс.

На фигуре 11Е показана модель или обстановка, включающая в себя идентификацию и оконтуривание разделителей между сбросами.

На фигуре 11F показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение наклона слоя перед долотом. Круговой просмотр и упреждающий просмотр можно использовать для оценивания наклона слоя перед долотом.

На фигуре 12А показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение слоя сланцевой нефти перед долотом. Нефтеносный песок (неконсолидированный) при достаточной вязкости будет просачиваться в ствол скважины, в результате чего компоновка низа бурильной колонны будет вязнуть или разрушаться вследствие скручивания. Если сланцевая нефть является достаточно твердой, то проблема, связанная с бурением, отсутствует. Обнаружение слоя сланцевой нефти перед долотом позволяет прекращать бурение и выполнять уменьшающие отрицательные последствия действия, такие как закачивание химических реагентов для придания твердости сланцевой нефти. В таком случае снижается связанный с бурением риск. В случае сланцевой нефти или очень тяжелой нефти в углеводородном столбе, имеющей большую плотность, коллектор может проходить от подвижной нефти около кровли до высоковязкой нефти около подошвы. В этом случае контакт со сланцевой нефтью не обнаруживается по удельному сопротивлению. Ядерно-магнитный каротаж можно использовать для просмотра этого контакта.

На фигуре 12В показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение слоя сланцевой нефти под соляным пластом. Когда нефтеносный песок находится непосредственно под солью (обычно сланцевая нефть имеет высокое удельное сопротивление и соль имеет бесконечное удельное сопротивление), обнаружение слоя сланцевой нефти перед долотом позволяет прекращать бурение и выполнять уменьшающие отрицательные последствия действия, такие как закачивание химических реагентов для придания твердости сланцевой нефти. В таком случае снижаются связанный с бурением риск и затраты.

На фигуре 12С показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение сброса, заполненного сланцевой нефтью. Когда сланцевая нефть проникает в сброс, то сброс становится резистивным и также может содержать нефть или будет минерализоваться. Обнаружение перед долотом в вертикальной или горизонтальной скважине и в этом случае позволяет выполнять уменьшающие отрицательные последствия действия, такие как закачивание химических реагентов для придания твердости сланцевой нефти. В таком случае снижается связанный с бурением риск. С другой стороны, сброс также может содержать воду и быть очень проводящим.

На фигуре 13А показана модель или обстановка, включающая в себя скачкообразный переход между областями руслового песка. При пересечении руслового песка применение навигации заключается в оценивании поперечного размера руслового песка и в обнаружении перед долотом направления на следующий русловый песок.

На фигуре 13В показана модель или обстановка, включающая в себя оконтуривание песчаного русла и наведение. При нахождении внутри песчаного русла определением близости к границе песчаного русла обеспечиваются наведение и остановка бурения в пределах этого канала.

На фигуре 13С показана модель или обстановка, включающая в себя управление направлением в песчаном русле перед долотом. При нахождении внутри песчаного русла определением близости к границе песчаного русла перед долотом обеспечиваются управление направлением и остановка в пределах этого русла с выдачей предварительного предупреждения для изменений траектории.

На фигуре 14А показана модель или обстановка, включающая в себя измерение глубинного объемного удельного сопротивления при бурении сквозь верхний разрез глинистого сланца.

На фигуре 14В показана модель или обстановка, включающая в себя оконтуривание глубокого внедрения в коллектор с низкой проницаемостью. В данном случае наличие большого промежутка позволяет осуществлять оконтуривание очень глубокого внедрения (диаметром больше 20 футов (6,096 м)) в случае коллектора с низкой проницаемостью.

На фигуре 14С показана модель или обстановка, включающая в себя определение характеристик трещин. В случае трещин определенного типа с достаточной латеральной протяженностью оценивание плотности трещин можно выполнять при использовании возможности кругового просмотра.

На фигуре 14D показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение и мониторинг потери бурового раствора перед долотом или вокруг компоновки низа бурильной колонны (КНБК). При бурении и при возникновении потери бурового раствора мониторинг удельного сопротивления пласта перед долотом или вокруг компоновки низа бурильной колонны может давать представление относительно места, где происходит потеря бурового раствора.

На фигуре 14Е показана модель или обстановка, включающая в себя прогнозирование порового давления и обнаружение зоны давления перед долотом. Когда удельное сопротивление медленно повышается и на основании данных акустических приборов или полевых испытаний устанавливается, что причиной повышения является потенциальная зона аномально высокого пластового давления (прогноз высокого давления), возможность упреждающего просмотра можно использовать для обнаружения этой приближающейся зоны и выполнения уменьшающих отрицательных последствий действий для минимизации связанных с бурением рисков.

На фигуре 14F показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение литологии перед долотом.

На фигуре 14G показана модель или обстановка, включающая в себя обнаружение обсадной колонны и пересечения с ней. Это обнаружение обычно используют для уклонения.

Из предшествующего описания должно быть понятно, что в предпочтительных осуществлениях настоящего изобретения и их вариантах различные модификации и изменения могут быть сделаны без отступления от его истинной сущности. Это описание предназначено только для иллюстрации и не должно толковаться в ограничительном смысле. Объем этого изобретения должен определяться только изложением формулы изобретения, которая следует ниже. Термин «содержащий» в формуле изобретения предполагается означающим «включающий в себя по меньшей мере», так что излагаемый в формуле изобретения перечень элементов представляет собой открытую группу. Неопределенные артикли и другие формы единственного числа предполагаются включающими в себя формы множественного числа, если не оговаривается иное.

1. Способ направления бурения буровой скважины в целевом подземном пласте, содержащий этапы, на которых:
подготавливают буровое оборудование, имеющее компоновку низа бурильной колонны, которая включает в себя управляемую подсистему наклонно-направленного бурения и направленный измерительный прибор каротажа во время бурения с возможностью кругового просмотра и/или упреждающего просмотра;
определяют наличие заданного типа особенности пласта в целевом пласте; и
осуществляют навигацию траектории бурения в целевом пласте указанным буровым оборудованием, включающую в себя прием сигналов измерений с указанного направленного измерительного прибора, получение на основании принимаемых сигналов измерений показателей параметров пласта относительно указанной особенности пласта в целевом пласте и управление указанной подсистемой наклонно-направленного бурения для бурения в направлении, определяемом в зависимости от указанного получаемого показателя параметров пласта, причем
этап определения наличия заданного типа особенности пласта в целевом пласте содержит:
сохранение в запоминающем устройстве базы знаний, содержащей несколько представлений примеров моделей особенностей подземного пласта;
обеспечение первоначальных данных о параметрах для указанного целевого пласта; и
сравнение указанных первоначальных данных о параметрах с моделями в указанной базе знаний для выбора модели особенности пласта, при этом указанный заданный тип особенности пласта в целевом пласте получают из выбранной модели особенности пласта, причем способ дополнительно содержит:
компилирование базы знаний как функции нескольких представлений примеров моделей особенностей подземного пласта и полученным показателем параметров пласта.

2. Способ по п.1, в котором указанный этап подготовки направленного измерительного прибора каротажа во время бурения содержит подготовку направленного измерительного прибора каротажа удельного сопротивления во время бурения с возможностью кругового просмотра и/или упреждающего просмотра.

3. Способ по п.1, в котором указанный этап сохранения в запоминающем устройстве базы знаний, содержащей несколько представлений примеров моделей особенностей подземного пласта, содержит сохранение моделей, которые содержат наборы геометрий пласта и физических параметров пласта.

4. Способ по п.1, в котором указанный этап сравнения указанных данных о первоначальных параметрах с указанными моделями содержит прямое моделирование указанных моделей особенностей пласта и сравнение результатов указанных прямых моделирований с указанными первоначальными данными о параметрах.

5. Способ по п.2, в котором указанный этап получения на основании принимаемых сигналов измерений показателей параметров пласта относительно указанной особенности пласта в целевом пласте содержит инвертирование указанных принимаемых сигналов измерений для получения указанных показателей параметров пласта относительно указанной особенности пласта в целевом пласте.

6. Способ по п.5, в котором указанные параметры пласта включают в себя пространственное расположение бурового долота относительно выбираемой границы указанной особенности пласта в целевом пласте.

7. Способ по п.2, в котором указанные параметры пласта включают в себя тензор удельного сопротивления.

8. Способ по п.1, дополнительно содержащий модификацию выбираемой модели особенности пласта в соответствии с измерениями, принимаемыми с указанного направленного прибора измерения удельного сопротивления.

9. Способ динамического определения особенности целевого подземного пласта, содержащий этапы, на которых:
подготавливают буровое оборудование, имеющее компоновку низа бурильной колонны, которая включает в себя управляемую подсистему наклонно-направленного бурения и направленный измерительный прибор каротажа во время бурения, выполненный с возможностью кругового просмотра и/или упреждающего просмотра;
определяют наличие заданного типа особенности пласта в целевом пласте; и
осуществляют бурение в целевом пласте указанным буровым оборудованием, принимают сигналы измерений с указанного направленного измерительного прибора и дополнительно характеризуют заданный тип особенности пласта в целевом пласте на основании принимаемых сигналов измерений, причем указанный этап подготовки направленного измерительного прибора каротажа во время бурения содержит подготовку направленного измерительного прибора каротажа удельного сопротивления с возможностью кругового просмотра и/или упреждающего просмотра и
причем указанный этап определения наличия заданного типа особенности пласта в целевом пласте содержит:
сохранение в запоминающем устройстве базы знаний, содержащей несколько представлений примеров моделей особенностей подземного пласта;
обеспечение первоначальных данных о параметрах для указанного целевого пласта; и
сравнение указанных первоначальных данных о параметрах с моделями в указанной базе знаний для выбора модели особенности пласта, при этом указанный заданный тип особенности пласта в целевом пласте получают из выбранной модели особенности пласта,
причем способ дополнительно содержит:
компилирование базы знаний как функции нескольких представлений примеров моделей особенностей подземного пласта и полученным показателем параметров пласта.

10. Способ по п.9, в котором указанный этап подготовки направленного измерительного прибора каротажа во время бурения содержит подготовку направленного измерительного прибора каротажа удельного сопротивления во время бурения с возможностью кругового просмотра и/или упреждающего просмотра и в котором указанная дополнительная характеризация заданного типа особенности пласта в целевом пласте содержит дополнительно характеризацию геометрии пласта и физических параметров пласта в целевом пласте.

11. Способ по п.9, в котором указанный этап подготовки направленного измерительного прибора каротажа во время бурения содержит подготовку направленного измерительного прибора каротажа удельного сопротивления с возможностью кругового просмотра и/или упреждающего просмотра и в котором указанный этап подготовки направленного измерительного прибора каротажа удельного сопротивления с возможностью кругового просмотра и/или упреждающего просмотра содержит подготовку указанного прибора с возможностью кругового просмотра до около 100 футов (30,48 м) и возможностью упреждающего просмотра до около 60 футов (18,288 м).

12. Способ по п.9, в котором указанный этап сохранения в запоминающем устройстве базы знаний, содержащей несколько представлений примеров моделей особенностей подземного пласта, содержит сохранение моделей, которые содержат наборы геометрий пласта и физических параметров пласта.

13. Способ по п.9, в котором указанный этап сравнения указанных первоначальных данных о параметрах с указанными моделями содержит инвертирование первоначальных данных о параметрах и сравнение результатов указанной инверсии с указанными моделями.

14. Способ по п.9, в котором указанный этап сравнения указанных данных о первоначальных параметрах с указанными моделями содержит прямое моделирование указанных моделей особенностей пласта и сравнение результатов указанных прямых моделирований с указанными первоначальными данными о параметрах.

15. Способ по п.9, в котором указанный этап подготовки направленного измерительного прибора каротажа во время бурения содержит подготовку направленного измерительного прибора каротажа удельного сопротивления с возможностью кругового просмотра и/или упреждающего просмотра и в котором указанный этап получения на основании принимаемых сигналов измерений показателей параметров пласта относительно указанной особенности пласта в целевом пласте содержит инвертирование указанных принимаемых сигналов измерений для получения указанных показателей параметров пласта относительно указанной особенности пласта в целевом пласте.

16. Способ выработки плана бурения буровой скважины в целевом подземном пласте, содержащий этапы, на которых:
подготавливают запоминающее устройство;
сохраняют в запоминающем устройстве базу знаний, содержащую несколько представлений примеров моделей особенностей подземного пласта;
обеспечивают первоначальные данные о параметрах для указанного целевого пласта; и
сравнивают указанные первоначальные данные о параметрах с моделями в указанной базе знаний и выбирают модель на основании указанного сравнения; и
получают план бурения буровой скважины как функции от выбранной модели,
компилируют базу знаний как функцию нескольких представлений примеров моделей особенностей подземного пласта и полученными первоначальными данными о параметрах.

17. Способ по п.16, в котором указанный этап получения плана бурения буровой скважины содержит получение графика в зависимости от выбираемой модели и указанных первоначальных данных о параметрах.

18. Способ по п.17, дополнительно содержащий инициирование бурения буровой скважины в указанном целевом подземном пласте в соответствии с указанным полученным графиком бурения.

19. Способ по п.16, в котором указанные примеры моделей подземного пласта содержат наборы параметров пласта и в котором указанный этап сравнения указанных первоначальных данных о параметрах с указанными моделями содержит прямое моделирование указанных наборов параметров пласта и сравнение результатов указанных прямых моделирований с указанными первоначальными данными о параметрах.

20. Способ по п.18, дополнительно содержащий приспособление компоновки низа бурильной колонны к включению в нее подсистемы наклонно-направленного бурения и подсистемы каротажа во время бурения и бурение в указанном целевом пласте бурильной колонной, имеющей указанную приспособленную компоновку низа бурильной колонны.

21. Способ по п.20, дополнительно содержащий управление бурением в указанном целевом пласте в зависимости от указанного полученного плана бурения и также в зависимости от параметров, определяемых на основании измерений при каротаже в процессе бурения.

22. Способ по п.21, в котором указанная подсистема каротажа во время бурения включает в себя направленный прибор измерения удельного сопротивления с возможностью кругового просмотра и/или упреждающего просмотра.

23. Способ по п.16, в котором указанные этапы сохранения, сравнения и получения выполняют с использованием процессора компьютера.