Під час-оцінки пласта в режимі реального часу такі проблеми, як затримка отримання даних, погана характеристика колектора в складних літологіях і дорогий-прогон каротажу після буріння, залишаються серйозними операційними перешкодами в галузі. Багато операторів історично покладалися на кабельний каротаж після завершення буріння, ризикуючи повною втратою даних у нестабільних свердловинах, які руйнуються до того, як можна буде запустити каротажну колону, і додаючи не-продуктивний час роботи бурової установки, який може перевищувати 48 годин на оцінювальний запуск. Однак сучасні системи каротажу під час буріння (LWD) докорінно змінили цю парадигму, уможлививши одночасне буріння та комплексну оцінку пласта без додаткового часу на установку.
Розуміння принципів вимірювання LWD
Каротаж під час буріння інтегрує передові вимірювальні датчики безпосередньо в вибійну конструкцію, що дозволяє отримувати дані про пласт під час процесу буріння без переривання операцій. Основні вимірювання включають датчики гамма-випромінювання та питомого опору для-ідентифікації літології та індикації вуглеводнів у реальному часі, а сучасні інструменти забезпечують чутливість виявлення від 0 до 500 одиниць API та точність вимірювання в межах 5 відсотків у повному діапазоні робочих умов. Датчики щільності та нейтронної пористості забезпечують вимірювання об’ємної щільності з точністю 0,01 грама на кубічний сантиметр і нейтронної пористості в межах 1 одиниці пористості, що є важливим для кількісної оцінки якості пласта.
Гамма-промені: чутливість API від 0 до 500 з точністю 5 відсотків для ідентифікації літології.
Щільність: точність 0,01 г/см3 для оцінки пористості та якості пласта.
Sonic: 6-дюймова роздільна здатність для моделювання геомеханічних властивостей.
Основні характеристики продуктивності
Системи China Vigor LWD досягають надійної швидкості передачі даних до 12 біт на секунду за допомогою буро-імпульсної телеметрії, забезпечуючи безперервні дані про пласт на поверхні без використання дротових бурильних труб або електромагнітних повторювачів. Повний пакет датчиків розрахований на робочу температуру до 175 градусів за Цельсієм і тиск до 30 000 фунтів на кв. Модульна конструкція інструменту дозволяє швидко змінювати конфігурацію поля, що дозволяє замінювати датчики та проводити технічне обслуговування менш ніж за 30 хвилин без модифікації підлоги бурової установки.
Глибоководне польове застосування
У глибоководних роботах у Мексиканській затоці дані-LWD у реальному часі дозволили одному оператору підтримувати положення стовбура свердловини в межах цільового вікна 5-футів під час буріння бічної ділянки 4000-футів через складні соляні структури та тонкі пакети піску. Дані безперервної оцінки пласта дозволили приймати рішення щодо геонаведення кожні 10 футів на основі питомого опору та тенденцій гамма-випромінювання в реальному часі, зменшивши потребу в спеціальних пілотних свердловинах на 60 відсотків і заощадивши приблизно 3 дні бурової роботи на свердловину за глибоководних денних ставок понад 500 000 доларів США. Отримана в результаті точність розміщення свердловин підвищила продуктивність на 25 відсотків у порівнянні з осадними свердловинами, пробуреними без керування LWD у реальному часі.
Вибір датчика для різних водойм
Вибір відповідного набору датчиків LWD залежить від конкретних цілей оцінки пласта. Для звичайних кластичних резервуарів основний пакет гамма-випромінювання, питомого опору, густини та нейтронів надає достатньо даних для визначення пористості, літології та насиченості вуглеводнями. Для складних карбонатних колекторів, які потребують характеристики типу пор, рекомендуються додаткові звукові та ядерно-магнітні резонансні вимірювання. Оператори, які націлюються на тонкі стовпи нафти, отримують переваги від-датчиків азимутального питомого опору з глибоким зчитуванням, які завчасно попереджають про наближення до контактів рідини на відстані до 15 футів від стовбура свердловини.
Закриття циклу: інтегрована оцінка формування
Інтеграція-даних LWD у режимі реального часу з вимірюваннями поверхневого каротажу та кореляцією на кабелі дозволяє операторам приймати обґрунтовані рішення щодо буріння, які оптимізують розміщення свердловин і максимізують контакт із пластом. Цей інтегрований підхід продемонстрував постійне покращення співвідношення чистого-до-валового обсягу на 15–25 відсотків порівняно зі звичайними методами буріння. У поєднанні з -прогнозуванням порового тиску в режимі реального часу та геомеханічним моделюванням оператори можуть зменшити ризик нестабільності стовбура свердловини до 30 відсотків, одночасно оптимізуючи вибір посадки обсадної труби.
Щоб отримати додаткову інформацію, зв’яжіться з China Vigor за номером info@vigorpetroleum.com або зателефонуйте за номером +0086 29 81161513.
