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关于斯伦贝谢GeoSphere储层随钻测绘系统 看这一篇就够了

安全、高效以及精确度是钻井的基本目标。但是随着对新油气资源的探索推进到深水领域以及面临越来越多的复杂储层,达到这些目标已经变得更加具有挑战性。

详尽地了解地层,可以有效减小钻井作业风险并且优化作业工序。随钻测绘有助于了解地层的阶跃变化,例如获悉水平井的波及效率,在储层的最佳区域内着陆并最大化水平段长度,以及避免耗时的侧钻或者导眼井。

虽然行业内已经有几种针对地层界面进行随钻测绘的工具和服务,但是它们探测的深度都是有限的。这些系统中探测最深的也仅仅可以对距离井眼15-20英尺(4.6到6.1米)的范围进行测绘。

这些限制使得在狭窄的产层,或者在含有断层、不整合、注入砂或者河道砂的复杂储层内改进定向钻进是很困难的。因此,井眼定位效果并不是特别好并且钻井效率不高。 

斯伦贝谢GeoSphere储层随钻测绘系统 

斯伦贝谢的GeoSphere储层随钻测绘技术的发展,起初是为了提高作业者对从井眼附近几英尺储层的了解。

该系统在底部钻具组合中使用了一系列的复合接头来进行实时深部定向电阻率测量,利用特有的实时解释技术对传输回来的电阻率测量结果进行对比,从而对多个储层进行测绘(该储层随钻测绘系统工具由一个发射器和两个接收器组成)。 

接收器间保持一定距离将探测的深度延伸至距离井眼100英尺(30米)的范围,以一个真实的储层规模来揭示地下层位特征和流体在储层中的接触范围情况。

勘察深度的显著提高提供了一个完整规模储层的视野,另外该技术可实时定位目标储层中的井位,使作业者能够优化着陆,提高轨迹精度,远离流体边界,减少钻进风险,提高储层暴露程度,帮助地质人员校正其地震解释和地质构造模型。

通过将实时的储层测绘与其他井下测量数据紧密结合,利用一种新的反演算法确定储层构造,从而有助于了解地层的阶跃变化并优化油田开发策略。

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优质着陆 



钻完一口井,确保长期生产潜力的关键第一步是使轨迹精确地在目的层最佳区域内着陆。尽管导眼井可以提供良好的局部储层地质信息,但在预测储层横向地质变化(水平段钻进的一个关键因素)的时候,它们常常起不到作用。类似地,井间独立相关性也很难展现井下自然环境带来的多样的构造变化。

储层随钻测绘技术通过深度定向电磁测量而得以实现对勘察深度的延伸,有助于减小着陆过浅或者过深的风险。

该系统支持对储层大型或者局部尺度的深度变化的识别,对储层顶部所在垂深(垂深)提供了一个真实、精确的定位,从而节省了钻进导眼的成本。通过提供一个实时、准确的地层边界和流体界面,从而避免浪费水平段和水淹的风险。

一个澳大利亚的海上作业公司通过这项技术,在进入目的层位前确认了储层边界。虽然导眼井确认了储层的存在并且识别其周围的构造,但还是不能仅从导眼井或者其他邻井信息精确地判断出储层顶部的位置。

作业人员需要对储层的顶部进行测绘,并确定流体界面,从而优化着陆位置,使开采储层面积最大化。因构造控制的严重影响,地震勘探会有垂深约±33ft(正负10米)的误差,此项工作面临极大挑战,就需要对储层边界的认知来使着陆轨迹达到最优。

同时为了尽可能近地使井眼着陆于储层上部,处于距油水边界(OWC)至少垂深30英尺储层最优位置,储层随钻测绘技术应运而生。

在出套管鞋位置,此系统能测绘出轨迹以下垂深20英尺(6米)的油藏顶和位于油藏顶部以下垂深43英尺(13米)存在的油水界面。在着陆前对储层以及油水边界的实时勘测,利于在盖层以下理想的距离和以最优的角度着陆。

此外,由此项技术测得的储层数据,被整合录入有助于作业者修正以及优化未来的钻井以及油田开发方案的3D静止地质模型(GeoSphere技术使地震解释模型得以实时修正,以提高对地质构造的理解。上层结构取自地震测绘,而下层结构取自GeoSphere储层测绘)。 


高效储层钻进 

储层钻进过程中,作业人员使用该项技术的实时测绘数据来避免意外地钻进非产层。通过井眼周围100英尺的储层构造以及流体边界的详细情况的展示(这明显超过了传统的随钻测井工具的地层覆盖面积),该系统帮助作业者避免地质侧钻和复杂地层带来的风险。

这使得作业者提前调整井眼轨迹,比如避开水层以及非连续的砂体。诸如以上,能确保一个平滑、优良的井眼轨迹,以便本井顺利完井并获得优良的生产剖面。

测绘数据与地面地震解释结合起来,扩大区域控制面积。这使得地质学家和钻井工程师在合理范围内,甚至有些时候在复杂的地质条件下,也能够加深钻进。

这个系统以更高的精度维持钻头在产层内的能力,对于意在避免不稳定的页岩盖层以及维持想得到的油水边界间隙、尝试在目标储层砂内控制两口生产井的北海作业者而言,是一个特定的好处。

目标储层为一个富含海绿石的砂岩,厚度为7到16英尺(2到5米),由沉积后的二次运移的砂(贯入砂)组成。储层的性质,加上其的低电阻率特性,对于常规的储层控制方法以及传统的地层界面勘测工具造成了一定难度,因为它们只能提供一个仅为7英尺或者更小的勘察范围。

储层测绘与地面地震勘测结合在一起得到的信息,使得在储层构造变化之前进行轨迹控制成为可能。两口水平井都位于薄的储层内,远离不稳定的页岩,并且在层位内完全钻进到了目标深度。

第一口井是一趟钻完钻,净毛比(有效厚度与总厚度的比值)为0.98,水平井段长2674英尺(815米)。实际水平段比计划水平段多出213英尺(65米),并且该井的狗腿度被控制在要求范围内。第二口井也是一趟钻完钻,净毛比(有效厚度与总厚度的比值)为0.96,水平井段长853英尺(260米)。

这两口水平井以最佳方式控制在储层内,储层钻遇率达96%,未侧钻。两口井的试油阶段都超过预期,达到了8000桶/天,并伴随着最低限度的减少。作业者对于储层非均质性的理解也得到了极大的提高。从该储层测绘系统得到的地层信息在校正油藏模型中起关键性作用。 

理想的油田开发部署 

通过对油藏岩性结构和流体界面的梳理,作业者可以优化油田开发方案。把储层几何形态的实时测绘数据以及横向的非均质性与地面地震数据结合起来,用于校正构造模型和地质模型,并对水平井的波及效率提供了一个更好的认识,最终目的增加产量以及提高采收率。

从事澳大利亚东南部海上开采致密气井的作业者在尝试减少储层不确定性以及提高钻井效率的方向上,面临不少难题。此气田地质背景复杂,呈现出一个背斜构造,而它由粉砂岩充填的非连续砂体组成。

开发这个油田,需要作业者钻长水平段,尽可能与多个砂体接触,因此会形成一个弯曲的、复杂的井眼轨迹。对储层位置确定也面临着数以十英尺计(正负10米)的地震勘测误差。

综合起来,这些难题排除了通过传统方法来对储层进行测绘、对泄油轨迹最优定位以及作出实时控制的决定连接不同砂体的可能性。此外,从成本和作业风险角度,作业者想避免侧钻。

作业者选择了储层随钻测绘技术来对复杂油藏进行测绘。该系统成功地对距离超过垂深115英尺(35米)的遥远的砂体进行测绘,缩小了近井筒测量与地面地震测量对油藏规模的勘测之间的差距。这个边界距离的预测使得对地震预期解释模型的实时校正成为可能,这有助于增进对地质情况的理解。

因此,作业者可以强有力地对轨迹进行控制和连通非连续的砂体,从而最大化储层钻遇。井眼轨迹定向造斜由84°达到最大值107°,然后在背斜的波峰下降,以维持最大的储层接触。轨迹控制在储层内,无需侧钻。作业者预测,假如没有这项技术,必须通过一口高成本、高风险的侧钻井来完成。

综合增产 

通过此技术测得的数据,可以整合到作业者的3D油藏模型中,可以对一口现有井的钻井作业以及完井设计进行优化,也可以优化开发井的生产改进措施以及油田长期开发策略。例如,由实时测绘系统得到的储层测绘可以无缝地传输到勘探与生产软件平台,由此专家们可以用地层评价数据特性创建3D展示,来加强对层状地层的评价。

作业者们已经将测绘数据整合到他们的最佳实践中,以改善完井设计,调节流量控制管理,以及在进行完井之前增加开发剖面。流体界面的显示使得通过井网加密而优化注采井网系统,以致于潜在的储层不会被错过。

此储层随钻测绘技术已经成功地在北海、欧洲、俄罗斯、北美、南美、澳大利亚以及中东超过150个油田开发中得到检验。

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