Результат интеллектуальной деятельности: СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ КАРОТАЖА АЗИМУТАЛЬНОЙ ХРУПКОСТИ

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Полезно знать определенные характеристики буровой скважины для проведения операций бурения. Для того чтобы собрать информацию о буровой скважине, бурильщики часто используют прибор на кабеле или прибор каротажа во время бурения (LWD), который может извлечь данные и произвести каротажные диаграммы или даже изображения, представляющие характеристики пластов, пересеченных буровой скважиной. Примером одного такого прибора является акустический каротажный прибор, которым оперируют посредством генерирования акустических импульсов и измерения времени, которое требуется для таких импульсов, чтобы распространиться вдоль буровой скважины. С помощью таких измерений бурильщики имеют возможность измерять многообразие геологических характеристик, включающих в себя плотность и пористость пласта.

Одним из свойств, которое бурильщики могут найти важным, является мера хрупкости пласта. Можно ожидать, что умеренно хрупкие пласты легко разрываются и, следовательно, более проницаемы для потоков жидкости. В идеале бурильщик желает расположить буровую скважину в области, где такая проницаемость предоставляет доступ к пласт-коллектору углеводородов. С другой стороны, можно ожидать, что сильно хрупкие пласты нестабильны и склонны к обрушению и смятию буровой скважины, ситуация, которая может вызвать экономический и экологический ущерб, и даже повлечь за собой ликвидацию скважины. По-видимому, нет каких-либо доступных систем и способов каротажа для обеспечения бурильщиков подходящими измерениями азимутальной хрупкости пласта во время процесса бурения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Лучшее понимание различных раскрытых вариантов осуществления может быть получено, когда следующее подробное описание рассматривается совместно со следующими чертежами, на которых:

фиг. 1 показывает иллюстративную среду бурения, где используется геологическое сопровождение бурения скважины,

фиг. 2 показывает иллюстративную среду бурения с применением кабеля,

фиг. 3 показывает иллюстративный акустический каротажный прибор,

фиг. 4 показывает иллюстративный график зависимости модуля Юнга и коэффициента Пуассона,

фиг. 5 является иллюстративным изображением для индекса азимутальной хрупкости; и

фиг. 6 является иллюстративной схемой последовательности операций для вычисления и отображения азимутальной хрупкости.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Проблемы, идентифицированные в уровне техники, по меньшей мере частично решаются посредством раскрытых способов и систем для сбора, получения и отображения индекса азимутальной хрупкости буровой скважины. По меньшей мере некоторые варианты осуществления включают в себя различные способы для вычисления и отображения измерений буровой скважины в реальном времени для геологического сопровождения бурения скважины и операций бурения. По меньшей мере один вариант осуществления раскрытого способа для вычисления и отображения азимутальной хрупкости включает в себя этап, на котором производят измерения скоростей продольной и поперечной волн как функции положения и ориентации изнутри буровой скважины. Эти измерения скоростей произведены посредством акустического прибора. Азимутальную хрупкость затем получают по меньшей мере частично на основе скоростей продольной и поперечной волн и отображают бурильщику, который затем может отрегулировать направление бурения на основе информации азимутальной хрупкости. Система каротажа для реализации вышеуказанных способов включает в себя азимутальный акустический прибор и процессор, который извлекает измерения из акустического прибора, чтобы сгенерировать графическую каротажную диаграмму хрупкости и в приложении геологического сопровождения бурения скважины опционально направлять бурильную колонну на основе по меньшей мере частично графической каротажной диаграммы хрупкости.

Чтобы дополнительно помочь пониманию читателем раскрытых систем и способов, описывается среда, подходящая для их использования и работы. Иллюстративная среда геологического сопровождения бурения скважины показана на фиг. 1. Буровая платформа 2 поддерживает вышку 4, имеющую талевый блок 6 для подъема и опускания бурильной колонны 8. Верхний привод 10 поддерживает и вращает бурильную колонну 8 по мере ее опускания через устье 12 скважины. Буровая коронка 14 приводится в действие забойным двигателем и/или вращением бурильной колонны 8. По мере вращения коронки 14 она создает буровую скважину 16, которая проходит через различные пласты. Буровая коронка 14 является лишь одним элементом компоновки низа бурильной колонны, которая обычно включает в себя одну или более утяжеленных бурильных труб (стальная труба с толстой стенкой) для обеспечения веса и жесткости для содействия процессу бурения. Некоторые из этих утяжеленных бурильных труб могут включать в себя каротажные инструменты для сбора измерений различных параметров бурения, таких как ориентация, нагрузка на коронку, диаметр буровой скважины и т.д. Ориентация прибора может быть точно определена в том, что касается угла торца прибора (угловой ориентации), угла наклона (уклона) и азимутального угла, каждый из которых может быть получен из измерений посредством магнитометров, инклинометров или акселерометров, хотя в качестве альтернативы могут быть использованы другие типы датчиков, такие как гироскопы. Система дополнительно включает в себя прибор 26 для сбора измерений свойств пласта, исходя из которых границы пласта могут быть идентифицированы, как рассмотрено ниже. Используя эти измерения в комбинации с измерениями ориентации прибора, бурильщик может направлять буровую коронку вдоль желаемого пути 18 с использованием любой из подходящих систем наклонно-направленного бурения, включающих в себя направляющие лопасти, "кривой переводник" и роторно-управляемую систему. Насос 20 прокачивает буровой раствор через подающую трубу 22 к верхнему приводу 10, к забою скважины через внутреннюю часть бурильной колонны 8, через отверстия в буровой коронке 14, обратно на поверхность через кольцевое пространство вокруг бурильной колонны 8 и в резервуар 24 для хранения. Буровой раствор транспортирует выбуренную породу из буровой скважины в резервуар 24 и способствует сохранению целостности буровой скважины. Более того, переводник 28 телеметрии, соединенный со скважинными приборами 26, может передавать данные телеметрии на поверхность по каналу гидроимпульсной телеметрии. Передатчик в переводнике 28 телеметрии модулирует сопротивление потоку бурового раствора, чтобы сгенерировать импульсы давления, которые распространяются вдоль потока жидкости со скоростью звука к поверхности. Один или более измерительных преобразователей 30, 32 давления преобразуют сигнал давления в электрический сигнал(ы) для цифрового преобразователя 34 сигналов. Следует отметить, что другие виды телеметрии существуют и могут быть использованы для сообщения сигналов из забоя скважины цифровому преобразователю. Такая телеметрия может использовать акустическую телеметрию, электромагнитную телеметрию или телеметрию по сигналопроводящей бурильной трубе.

Цифровой преобразователь 34 подает сигналы давления в цифровом виде по линии 36 связи на компьютер 38 или устройство обработки данных некоторого другого вида. Компьютер 38 работает в соответствии с программным обеспечением (которое может храниться на носителях 40 хранения информации) и пользовательским вводом и декодирует принятые сигналы. Итоговые данные телеметрии могут быть дополнительно проанализированы и обработаны компьютером 38, чтобы сгенерировать отображение полезной информации на мониторе 44 компьютера или устройстве отображения некоторого другого вида. Например, бурильщик мог бы использовать эту систему для получения и осуществления мониторинга параметров бурения, свойств пласта, включающих в себя каротажную диаграмму азимутальной хрупкости, и пути буровой скважины относительно детектированных границ 46 и 48 пласта.

Фиг. 2 показывает иллюстративную среду каротажа на кабеле. В различные моменты во время процесса бурения бурильная колонна 8 удаляется из буровой скважины для обеспечения возможности использования каротажного прибора 134 на кабеле. Каротажный прибор на кабеле является зондом чувствительного инструмента, подвешенным посредством кабеля 142, имеющего проводники для транспортировки энергии к прибору и телеметрии от прибора на поверхность. Каротажный прибор 134 на кабеле может иметь распорки 136, которые центрируют прибор внутри буровой скважины или, если требуется, прижимают прибор к стенке буровой скважины. Буровая скважина пересекает различные пласты 121. Каротажный комплекс 144 собирает измерения от каротажного прибора 134 и включает в себя вычислительные комплексы для обработки и хранения измерений, собранных каротажным прибором.

Фиг. 3 показывает иллюстративный акустический каротажный прибор для использования в среде каротажа во время бурения. Аналогичные конфигурации прибора доступны для использования в среде каротажа на кабеле. Показанный каротажный прибор имеет 4 азимутальных передатчика 303, которыми можно оперировать как монопольным, дипольным, перекрещивающимся дипольным или квадрупольным излучателем. Каротажный прибор также имеет акустические каверномеры 304 и группы 306 азимутально-чувствительных приемников. Акустические каверномеры 304 совмещены с группами 306 приемников для точного измерения размера скважины, формы и положения прибора. По мере вращения каротажного прибора внутри буровой скважины он собирает информацию посредством измерения скоростей продольной и поперечной волн. Каждый из передатчиков 302 способен запускать положительную или отрицательную волну и работать совместно, чтобы создавать звуковые волны, которые распространяются в монопольной, дипольной, квадрупольной модах и моде перекрещивающихся диполей. Проиллюстрированный прибор имеет четыре азимутально-разнесенные группы приемников 306 с 6-ю приемниками в каждой группе. Каждая группа имеет свой ближайший приемник, расположенный в 5 футах от передатчика при 6-ти дюймах между каждым последующим приемником. Каждый приемник чувствителен в широком диапазоне частот и изолирован от утяжеленной бурильной трубы таким образом, чтобы устранять шум коронки и шум прокачки глинистого раствора. Процессор собирает измерения из каждого ответа приемника на запуски передатчика, чтобы измерить скорости распространения различных мод волн и чтобы извлечь азимутально-чувствительные измерения скоростей распространения продольной и поперечной волн.

При анализе акустических данных точное знание размера буровой скважины и формы, так же как и положения прибора в буровой скважине, может быть использовано для увеличения точности измерения и повышения разрешения азимутального изображения. В среде на кабеле механические каверномеры с множеством распорок обычно действуют совместно с акустическим прибором для получения этой информации, тогда как проиллюстрированный прибор использует четыре ультразвуковых каверномера (один совмещен с каждой группой приемников). Каждый раз, когда собираются акустические данные, четыре ультразвуковых каверномера делают почти одновременное измерение расстояний до стенки буровой скважины. Измерения четырех каверномеров могут быть использованы для определения размера скважины и положения прибора в буровой скважине. Прибор может быть запрограммирован для получения данных изображения в разрешении 1-, 2-, 4-, 8- или 16-секторов или даже более высоком, если требуется. На практике данные часто получают с азимутальным разрешением в 16 секторов.

Для каждого сектора вокруг буровой скважины, при заданной глубине, производят измерения скоростей продольной и поперечной волн. Из этих сырых измерений могут быть получены модуль Юнга и коэффициент Пуассона, дающие реальную оценку плотности, либо из другого каротажного прибора, либо из данных каротажа на соседней скважине. В качестве альтернативы оценка плотности может быть получена из измерений акустического каротажного прибора в соответствии со способами, раскрытыми в совместно рассматриваемой заявке США № 13/003609, "Systems and Methods for Acoustically Measuring Bulk Density", поданной 11 января 2011 г., M. Oraby. Коэффициент Пуассона может быть выражен в том, что касается скорости продольной волны (V_p) и скорости поперечной волны (V_s), как следует ниже

Модуль Юнга может быть затем вычислен на основе плотности (ρ), коэффициента Пуассона (ν) и скорости поперечной волны (V_s)

Из-за азимутальной зависимости измерений скоростей продольной и поперечной волн (и, возможно, измерений плотности скважины) значения модуля Юнга и коэффициента Пуассона могут быть получены как функция положения буровой скважины и азимута, чтобы предоставить графические каротажные диаграммы с этими значениями. Эти графические каротажные диаграммы могут затем быть объединены в соответствии с учением Рикмана и других. "A Practical Use of Shale Petrophysics for Stimulation Design Optimization: All Shale Plays Are Not Clones of the Barnett Shale" [SPE 115258] (2008) для получения индекса хрупкости для каждого сектора. Могут быть использованы различные меры хрупкости, в том числе индекс хрупкости, выражаемый как

где c₁ и c₂ являются коэффициентами, которые уравнивают значимость каждого множителя как указателя хрупкости.

Фиг. 4 показывает иллюстративный график зависимости модуля Юнга и коэффициента Пуассона, как определено из диаграмм акустического каротажа тестируемой стенки. На этой фигуре показаны как менее хрупкая зона 402, так и более хрупкая зона 404 буровой скважины. Составляющие модуля Юнга и коэффициента Пуассона объединены для отражения способности породы разрушаться при нагрузке и сохранять разрыв после разрыва породы. Пластичная глина (которая возникла бы в зоне 402) не является хорошим пластом для доступа к пласт-коллектору, так как пласт будет иметь тенденцию к залечиванию любых естественных и гидравлических разрывов. Однако пластичная глина создает хорошее уплотнение, удерживая углеводороды от перемещения из более хрупкой глины ниже. Хрупкая глина (которая возникла бы вблизи зоны 404) должна, по всей вероятности, быть разорвана естественным образом и будет также, по всей вероятности, хорошо реагировать на гидравлические разрывы пласта. Таким образом, желательно количественно определить множитель хрупкости таким образом, который объединяет оба механических свойства породы в глине. Фиг. 4 является графическим представлением этой концепции. В том, что касается коэффициента Пуассона, чем меньше значение, тем более хрупкая порода, и чем больше значения модуля Юнга, тем более хрупкой будет порода. Так как единицы коэффициента Пуассона и модуля Юнга очень разные, хрупкость, вызванную каждой составляющей, унифицируют и затем усредняют, чтобы дать коэффициент хрупкости в виде процента.

Фиг. 5 показывает иллюстративное представление графической каротажной диаграммы для индекса азимутальной хрупкости, который может быть вычислен и отображен во время операций бурения. Графическая каротажная диаграмма для индекса хрупкости может быть полезна во время геологического сопровождения бурения скважины. Эта технология использует преимущество того факта, что LWD-приборы вращаются во время получения данных для создания изображений скорости по акустическому каротажу вокруг буровой скважины. Вдоль горизонтальной оси каротажная диаграмма показывает зависимость индекса хрупкости от глубины или положения прибора в буровой скважине. Вдоль вертикальной оси каротажная диаграмма показывает зависимость индекса хрупкости от азимута или угла вращения прибора. Обычно верхний и левый края каротажной диаграммы представляют верхнюю часть буровой скважины, тогда как середина представляет нижнюю часть. Можно наблюдать, что каротажная диаграмма показывает изменения индекса хрупкости пластов, пересекаемых буровой скважиной, обеспечивая возможность бурильщику идентифицировать желаемые пласты и направлять буровую скважину для максимизации воздействия на такие пласты.

Например, предположим, что бурильщик рассматривает пласт, представленный зоной 502, как имеющий желаемый индекс хрупкости. Как только буровая компоновка сталкивается со смежным пластом, имеющим менее желаемый индекс хрупкости (как представлено зоной 504), бурильщик производит корректирующее действие и направляет буровую скважину обратно к желаемому пласту (представленному снова зоной 506). Возможно, из-за чрезмерной коррекции буровая скважина проходит полностью через желаемый пласт, и требуются дополнительные направляющие коррекции. Информация, показанная посредством графической каротажной диаграммы хрупкости, может содействовать бурильщику при геологическом сопровождении бурения скважины для буровой скважины в экономически желаемом пласте. Эти изображения могут быть также использованы, как используются данные пересекающихся диполей, полученные посредством традиционного каротажа на кабеле (для анализа нагрузки характеристики разрыва и 3-мерной механики породы), так же как и для предоставления дополнительных услуг, таких как геологическое сопровождение бурения скважины.

В дополнение к проницаемости пласта проблемы стабильности буровой скважины также затрагиваются во время операций бурения. Например, определенные зоны буровой скважины могут быть слишком хрупкими для бурения. Если осуществляется бурение очень хрупкой зоны, то вероятно смятие всей буровой скважины, создающее катастрофические потери материалов и ресурсов. С другой стороны, хрупкая зона буровой скважины может также представлять более проницаемую зону буровой скважины. Больше газа, вероятно, протекает через более проницаемые зоны буровой скважины. Таким образом, существует компромисс, и для бурильщика желательно быстро узнать индекс хрупкости буровой скважины во время проведения операций бурения.

Фиг. 6 показывает иллюстративный способ для вычисления и отображения азимутальной хрупкости. В блоках 602 и 604 акустический каротажный прибор получает измерения для скоростей как продольной, так и поперечной волн в буровой скважине. В блоке 606 система обработки поверхности вычисляет азимутальную хрупкость и связывает ее с положением и ориентацией акустического каротажного прибора для формирования графической каротажной диаграммы азимутальной хрупкости. В блоке 608 система обработки поверхности отображает каротажную диаграмму инженеру, например, для использования при анализе стабильности буровой скважины и определении подходящей процедуры гидравлического разрыва. Опционально каротажная диаграмма может быть получена во время процесса бурения и отображена в реальном времени бурильщику. В блоке 610 бурильщик регулирует направление бурения на основе каротажных диаграмм азимутальной хрупкости.

Представлены разные варианты осуществления способов и систем для определения азимутальной хрупкости и опционально ее использования в качестве направляющей во время операций бурения. Вариант осуществления раскрытого способа для вычисления и отображения азимутальной хрупкости, включает в себя этап, на котором производят измерения скоростей продольной и поперечной волн как функции положения и ориентации изнутри буровой скважины. Азимутальную хрупкость затем получают, по меньшей мере частично исходя из этих скоростей.

Другой вариант осуществления способа для выполнения операции геологического сопровождения бурения скважины включает в себя этапы, на которых определяют азимутальную хрупкость буровой скважины и автоматически регулируют направление бурения на основе по меньшей мере частично определения азимутальной хрупкости. Система каротажа для реализации вышеизложенных способов включает в себя азимутальный акустический прибор и процессор, который извлекает измерения из акустического прибора. Система может также включать в себя компоновку для геологического сопровождения бурения скважины и использоваться во время как операций на кабеле, так и LWD-операций.

Предполагается, что каротажные диаграммы азимутальной хрупкости могли бы быть использованы, чтобы управлять перфораторами и струями для интенсификации для увеличенного проникновения. Эти и другие вариации и модификации станут очевидны специалистам в данной области техники, как только вышеприведенное раскрытие станет полностью понятным. Предполагается, что следующие пункты формулы изобретения могут быть интерпретированы так, чтобы охватывать все такие вариации и модификации.