RU2720115C1

RU2720115C1 - Method of automated geological survey of wells and system for its implementation

Info

Publication number: RU2720115C1
Application number: RU2018102763A
Authority: RU
Inventors: Сергей Игоревич Стишенко
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Геонавигационные технологии"
Priority date: 2018-01-24
Filing date: 2018-01-24
Publication date: 2020-04-24

Abstract

FIELD: drilling of directed wells.SUBSTANCE: in particular, disclosed is a method of computer-aided simulation of an automated process of geological survey of wells, comprising steps of: obtaining primary parameters of the developed well, containing at least logging data and inclination data; selecting, at least, one support well based on automated analysis of cross-right correlation; obtaining parameters of at least one selected support well, containing at least logging data and inclination data; performing construction of primary geostationary model based on data of at least one reference well; said geonavigation model is tuned using structural surfaces, wherein the primary model comprises a set of logging curves and inclination measurements; determining the synthetic curve based on the logging curve from the primary geonavigation model; obtaining real drilling data of actual well; determining well shaft position based on comparison of synthetic curve with logging curve based on data obtained from well drilling data; Drilling recommendations for drill intervals are made on zenith angle variation. System for realising this method is also provided.EFFECT: technical result is higher accuracy of determining well bore position during drilling.5 cl, 16 dwg, 4 tbl

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY

Заявленное решение относится к области вычислительного моделирования для автоматизации процесса геонавигации в местах бурения скважин. The claimed solution relates to the field of computational modeling for automating the process of geosteering in places of well drilling.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND

Успешность процесса строительства нефтяных и газовых скважин определяется не только краткосрочными параметрами, которые проявляются в ходе бурения, но и долгосрочными показателями, которые становятся очевидны в ходе эксплуатации. Задача геологов и специалистов по геологической проводке состоит не только в безопасном, быстром и эффективном процессе геонавигации, но и в максимальном отдалении сроков обводнения, пескопроявления и капитального ремонта скважин. The success of the construction of oil and gas wells is determined not only by short-term parameters that appear during drilling, but also by long-term indicators that become apparent during operation. The task of geologists and geological survey specialists consists not only in a safe, fast and efficient geosteering process, but also in maximally distancing the timing of flooding, sand development and well workover.

Из уровня техники известен способ определения траектории скважины (RU 2560462, 20.08.2015). Указанный способ содержит: прием данных, характеризующих один или более параметров бурения между, по меньшей мере, двумя точками инклинометрии; усреднение полученных данных за заданные шаги приращения между указанными, по меньшей мере, двумя точками инклинометрии; расчет исходя из, по меньшей мере, указанных усредненных данных прогнозируемой реакции бурильной колонны для каждого из заданных шагов приращения; определение исходя из, по меньшей мере, указанной прогнозируемой реакции бурильной колонны изменения угла наклона и азимута для каждого из заданных шагов приращения; формирование прогнозируемой траектории скважины исходя из указанного изменения угла наклона и азимута; сравнение указанной прогнозируемой траектории скважины с измеренной траекторией скважины; и если результаты указанного сравнения приемлемы, определение вероятного положения скважины исходя из указанного изменения угла наклона и азимута для каждого из заданных шагов приращения. The prior art method for determining the trajectory of the well (RU 2560462, 08.20.2015). The specified method comprises: receiving data characterizing one or more drilling parameters between at least two points of inclinometry; averaging the data for the given increment steps between the specified at least two points of inclinometry; calculation based on at least said averaged data of the predicted drill string reaction for each of the specified increment steps; determining, based on at least the predicted reaction of the drill string, the angle of inclination and azimuth for each of the specified increment steps; the formation of the predicted trajectory of the well based on the specified change in the angle of inclination and azimuth; comparing said predicted well path with a measured well path; and if the results of this comparison are acceptable, determining the probable position of the well based on the indicated change in the angle of inclination and azimuth for each of the specified increment steps.

Недостатками данного решения является недостаточная точность прогнозирования направления бурения скважины. The disadvantages of this solution is the lack of accuracy in predicting the direction of well drilling.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

Основной проблемой при геонавигации является необходимость точного расположения ствола скважины, которая обусловлена наличием геологических неопределенностей и погрешностей измерений.The main problem with geosteering is the need for accurate location of the wellbore, which is due to the presence of geological uncertainties and measurement errors.

Технической проблемой, решаемой с помощью заявленного решения, является обеспечение автоматизированного процесса геонавигации при бурении скважины с высокой степенью достоверности расчетов по расположению ствола скважины.The technical problem solved by the claimed solution is the provision of an automated geosteering process when drilling a well with a high degree of reliability of the calculations for the location of the wellbore.

Технический результат совпадает с решением технической проблемы и заключается в повышении точности определения положения ствола скважины в процессе ее бурения.The technical result coincides with the solution of a technical problem and consists in increasing the accuracy of determining the position of the wellbore during its drilling.

Дополнительным результатом является сокращение времени технологических геонавигационных работ за счет автоматизации процесса обработки массива данных с определением текущего и прогнозируемого расположения ствола скважины, а также повышение количества одновременно обрабатываемых скважин для целей геонавигации. An additional result is a reduction in the time of technological geo-navigation works due to automation of the data array processing with determination of the current and forecasted location of the wellbore, as well as an increase in the number of simultaneously processed wells for geo-navigation purposes.

Одной из главных задач геонавигации является подбор углов падения пласта (как положение точек, в которых происходит изменение угла падения, так и подбор величин угла) таким образом, чтобы минимизировать расхождение между фактическими кривыми и синтетическими кривыми, полученными за счет моделирования (стратиграфическое моделирование, классическое сравнение, моделирование откликов приборов электромагнитного каротажа). За счет применения стадии предварительного моделирования производиться сравнение с каротажем, полученным в вышележащих секциях (выше целевого интервала) во время бурения внутри целевого интервала, и впоследствии выполняется сравнение смоделированных и фактических данные ГИС, собранных внутри интервала.One of the main tasks of geo-navigation is the selection of the dip angles (both the position of the points at which the dip angle changes and the selection of the angle values) in such a way as to minimize the discrepancy between the actual curves and the synthetic curves obtained by modeling (stratigraphic modeling, classical comparison, modeling of responses of electromagnetic logging tools). Through the use of the preliminary modeling stage, a comparison is made with the logs obtained in the overlying sections (above the target interval) during drilling within the target interval, and subsequently, the simulated and actual well log data collected within the interval is compared.

Заявленный результат достигается за счет способа автоматизированного процесса геологической проводки скважин, включающий этапы, на которых:The claimed result is achieved due to the method of an automated process for geological drilling of wells, including the stages in which:

получают первичные параметры разрабатываемой скважины, содержащие по меньшей мере каротажные данные и данные инклинометрии;receive primary parameters of the well being developed, containing at least log data and inclinometry data;

получают параметры по меньшей мере одной опорной скважины, содержащие по меньшей мере каротажные данные и данные инклинометрии; obtaining parameters of at least one reference well containing at least log data and inclinometry data;

осуществляют построение первичной геонавигационной модели на основании данных по меньшей мере одной опорной скважины;constructing a primary geosteering model based on data from at least one reference well;

осуществляют настройку упомянутой геонавигационной модели с помощью структурных поверхностей, причем первичная модель содержит набор каротажных кривых и данные инклинометрии;adjusting said geosteering model using structural surfaces, the primary model containing a set of log curves and inclinometry data;

определяют синтетическую кривую на основании каротажной кривой из первичной геонавигационной модели;determining a synthetic curve based on the logging curve from the primary geosteering model;

получают данные бурения фактической скважины;receive the actual well drilling data;

определяют положение ствола скважины на основании сравнения синтетической кривой с каротажной кривой по данным, полученным по данным бурения скважины. determine the position of the wellbore based on a comparison of the synthetic curve with the logging curve according to the data obtained according to the drilling of the well.

В одном из частных вариантов осуществления опорная скважина выбирается на основании автоматизированного анализа межскважинной корреляции.In one particular embodiment, the reference well is selected based on an automated analysis of cross-hole correlation.

В другом частном варианте осуществления опорная скважина выбирается с помощью автоматизированного анализа структурной карты по кровле целевого пласта. In another particular embodiment, the reference well is selected by automated analysis of the structural map along the roof of the target formation.

В другом частном варианте осуществления структурная карта строится на основе отбивок пласта в окружающих скважинах с использованием данных сейсмоактивности.In another particular embodiment, a structural map is constructed based on the formations in the surrounding wells using seismic activity data.

В другом частном варианте реализации способа осуществляют автоматизированный подбор расположения точек изменения угла падения пласта и величины самого угла.In another particular embodiment of the method, an automated selection is made of the location of the points of change in the dip angle of the formation and the magnitude of the angle itself.

Заявленное решение также реализуется за счет системы автоматизированного процесса геологической проводки скважин, которая содержит по меньшей мере один процессор и по меньшей мере одну память, которая содержит машиночитаемые инструкции, которые при их выполнении процессором реализуют вышеописанный способ.The claimed solution is also implemented through a system of an automated process for geological drilling of wells, which contains at least one processor and at least one memory that contains machine-readable instructions that, when executed by the processor, implement the above method.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

Фиг. 1 иллюстрирует глубины скважины.FIG. 1 illustrates well depths.

Фиг. 2 иллюстрирует углы падения скважины.FIG. 2 illustrates dip angles.

Фиг. 3 компоновка низа буровой колонны.FIG. 3 layout of the bottom of the drill string.

Фиг. 4 иллюстрирует длину профиля и отход скважины.FIG. 4 illustrates the length of the profile and the departure of the well.

Фиг. 5 иллюстрирует последовательность этапов заявленного способа.FIG. 5 illustrates the sequence of steps of the claimed method.

Фиг. 6 иллюстрирует корреляцию по линии скважин.FIG. 6 illustrates well line correlation.

Фиг. 7 – Фиг. 8 иллюстрируют примеры первоначальных ГМ.FIG. 7 - FIG. 8 illustrate examples of initial GM.

Фиг. 9 иллюстрирует пример ГМ с набором маркеров. FIG. 9 illustrates an example of a GM with a set of markers.

Фиг. 10 иллюстрирует пример построения синтетической кривой.FIG. 10 illustrates an example of constructing a synthetic curve.

Фиг. 11 иллюстрирует блок-схему этапов построения синтетической кривой.FIG. 11 illustrates a flowchart of steps for constructing a synthetic curve.

Фиг. 12 – Фиг. 13 иллюстрируют пример сравнения синтетических расчетов и фактических каротажных данных. FIG. 12 - FIG. 13 illustrates an example of a comparison of synthetic calculations and actual logging data.

Фиг. 14 иллюстрирует пример системы для реализации заявленного способа. FIG. 14 illustrates an example system for implementing the inventive method.

Фиг. 15 иллюстрирует пример определения скважин для автоматического анализа.FIG. 15 illustrates an example of determining wells for automatic analysis.

Фиг. 16 иллюстрирует пример двумерной модели пласта с изгибами и разломами.FIG. 16 illustrates an example of a two-dimensional reservoir model with bends and faults.

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯTERMS AND DEFINITIONS

Устье скважины – «начало» отсчета глубины скважины (часто – считается от стола ротора).The wellhead is the “beginning” of the reference depth of the well (often - it is counted from the rotor table).

Координаты устья – пространственное (латеральное) положение устья скважины, считается в определенной системе координат (например, координатами X, Y, либо долгота/широта и т.п.)Wellhead coordinates - spatial (lateral) position of the wellhead, is considered in a certain coordinate system (for example, X, Y coordinates, or longitude / latitude, etc.)

Координатная сетка – система координат, предназначенная для определения положения точки.Coordinate grid - a coordinate system designed to determine the position of a point.

Альтитуда – высота устья скважины над уровнем мирового океана (абсолютной отметки, равной 0).Altitude - the height of the wellhead above sea level (absolute elevation equal to 0).

Глубина, измеренная по стволу (Measured Depth) – длина кривой траектории скважины на определенную точку замера (Фиг. 1).Depth measured along the wellbore (Measured Depth) - the length of the curve of the trajectory of the well at a certain measuring point (Fig. 1).

Глубина по вертикали (True Vertical Depth - TVD) – вертикальная глубина, глубина по вертикали от уровня стола ротора.Vertical Depth (TVD) - vertical depth, vertical depth from the level of the rotor table.

Истинная глубина по вертикали (абсолютная отметка, True Vertical Depth Sub-Sea) – абсолютная глубина, глубина по вертикали от уровня моря.True vertical depth (absolute elevation, True Vertical Depth Sub-Sea) - absolute depth, vertical depth from sea level.

Конечная глубина – глубина забоя скважины. The final depth is the bottom hole depth.

Уровень мирового океана (Mean Sea Level) – исходное положение свободной поверхности Мирового океана; стандарт, от которого отсчитывается абсолютная высота поверхности суши и глубины морей.World Ocean Level (Mean Sea Level) - the initial position of the free surface of the World Ocean; the standard from which the absolute height of the land surface and the depths of the seas are measured.

Уровень земли (ground level) – высота поверхности земли от уровня мирового океана.Ground level - the height of the earth’s surface from the level of the oceans.

Напластование – залегание осадочных горных пород в земной коре в виде пластов, пропластков или слоев. Layering - the occurrence of sedimentary rocks in the earth's crust in the form of layers, layers or layers.

Поверхность (горизонт) – граница, разделяющая пласты, показывает структурную геометрию пласта.The surface (horizon) - the boundary separating the layers, shows the structural geometry of the reservoir.

Угол (истинный) падения пласта (угол падения структуры) – угол между поверхностью пласта и горизонтальной плоскостью, т.е. между линией падения и направлением падения (Фиг. 2).Formation dip angle (true) (dip angle) - the angle between the formation surface and the horizontal plane, i.e. between the line of incidence and the direction of incidence (Fig. 2).

Кажущийся угол падения пласта (относительный) – угол падения пласта в разрезе траектории скважины.The apparent dip angle (relative) is the dip angle in the context of the well path.

Угол между стволом и падением структуры пласта – угол между осью скважины и падением пласта в разрезе траектории.The angle between the wellbore and the dip in the formation structure is the angle between the axis of the well and the dip in the section of the trajectory.

Азимут угла падения пласта – угол между меридианом, на котором находится точка наблюдения, и линией падения пластаFormation dip azimuth - the angle between the meridian at which the observation point is located and the dip line

Структурная карта – карта, показывающая поверхность кровли или подошвы выбранного пласта или горизонта.Structural map - a map showing the surface of the roof or sole of the selected formation or horizon.

Вертикальная мощность пласта (True Vertical Thickness) – толщина пласта, замеренная между его кровлей и подошвой по вертикали.Vertical Vertical Thickness (True Vertical Thickness) - the thickness of the formation, measured between the roof and the sole vertically.

Бурение скважины – процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород с помощью бурового оборудования (бурильной колонны).Well drilling is the process of constructing a well by breaking rocks using drilling equipment (drill string).

Компоновка низа буровой колонны (КНБК) – нижняя часть бурильной колонны от долота до бурильных труб. В зависимости от задачи (зарезка бокового ствола скважины, бурение вертикального участка, набор кривизны, проведение исправительных работ) состав КНБК может варьироваться. Как правило, КНБК (Фиг. 3) состоит из долота, забойного двигателя, стабилизаторов; приборов, позволяющих выполнять измерения в процессе бурения; инструментов, позволяющих управлять траекторией скважины.The layout of the bottom of the drill string (BHA) is the lower part of the drill string from the bit to the drill pipe. Depending on the task (sidetracking, drilling a vertical section, a set of curvature, carrying out remedial work), the composition of the BHA may vary. As a rule, the BHA (Fig. 3) consists of a bit, a downhole motor, stabilizers; instruments allowing measurements to be made while drilling; tools to control the trajectory of the well.

Измерения во время бурения (Measurement While Drilling - MWD) – измерения во время бурения, связанные с определением текущего зенитного угла и магнитного азимута. Кроме того, могут замеряться уровни вибрации, нагрузка на долото, затрубное давление. Также на приборы MWD возложены функции обмена данными с поверхностью и снабжение энергией приборов LWD.Measurement While Drilling (MWD) - Measurement while drilling associated with the determination of the current zenith angle and magnetic azimuth. In addition, vibration levels, bit load, annular pressure can be measured. MWD devices also have the functions of exchanging data with the surface and supplying energy to LWD devices.

Каротаж во время бурения (Logging While Drilling - LWD) – измерения во время бурения, связанные с определением геофизических характеристик пласта. Измерения могут производиться по широкому спектру методов: электромагнитный, плотностной, акустический, ядерно-магнитный, сейсмический, нейтронный.Logging While Drilling (LWD) - measurements during drilling associated with determining the geophysical characteristics of the formation. Measurements can be made using a wide range of methods: electromagnetic, density, acoustic, nuclear magnetic, seismic, neutron.

Управление траекторией скважины – возможность проводки траектории скважины в заданном направлении, основываясь на показаниях приборов MWD/LWD.Well path management - the ability to post a well path in a given direction based on the readings of MWD / LWD instruments.

Проекция на долото – проекция данных инклинометрии на текущий забой скважины, сделанная на базе фактических замеров и основных параметров КНБК.Projection on the bit - the projection of inclinometry data on the current bottom of the well, made on the basis of actual measurements and the main parameters of the BHA.

Телесистема (телеметрия) – прибор, позволяет осуществить замер зенитного и азимутального углов во время бурения, и передачу информации с забоя на поверхность.The telesystem (telemetry) is a device that allows you to measure zenith and azimuth angles during drilling, and transmit information from the bottom to the surface.

Современные телесистемы позволяют проводить множество других замеров (вибрация на долоте, гамма-каротаж, индукционный каротаж, резистивиметрия, затрубное давление), а также часто являются источником питания для других проборов каротажа во время бурения.Modern television systems allow many other measurements (vibration on the bit, gamma-ray logging, induction logging, resistivimetry, annular pressure), and are also often the source of power for other logging samples during drilling.

Инклинометрия – метод контроля за пространственным положением оси скважины. Измеряют угол ее отклонения от вертикали (зенитный угол) и магнитный азимут проекции оси скважины на горизонтальную плоскость.Inclinometry is a method of monitoring the spatial position of the axis of the well. The angle of its deviation from the vertical (zenith angle) and the magnetic azimuth of the projection of the axis of the well on a horizontal plane are measured.

Для измерений применяются электрические, фотографические и гироскопические инклинометры. Все остальные параметры, определяющие траекторию скважины в пространстве, рассчитываются из 3-х измеренных параметров – глубины по стволу, зенитного угла, магнитного азимута.For measurements, electric, photographic and gyroscopic inclinometers are used. All other parameters that determine the trajectory of the well in space are calculated from 3 measured parameters - depth along the bore, zenith angle, magnetic azimuth.

Данные инклинометрии скважины используются для обеспечения бурения скважины в заданном направлении, при определении истинных глубин залегания геологических объектов, при построении карт и разрезов, когда для этих целей привлекаются каротажные и буровые материалы.Well inclinometry data is used to ensure well drilling in a given direction, when determining the true depths of geological objects, when constructing maps and sections, when logging and drilling materials are used for these purposes.

Замер инклинометрии – точка, в котором измеряются параметры пространственного положения скважины (зенитный угол и магнитный азимут на определенной глубине по стволу).Measurement of inclinometry is the point at which the parameters of the spatial position of the well are measured (zenith angle and magnetic azimuth at a certain depth along the wellbore).

Пространственная интенсивность (пространственная кривизна) – величина, характеризующая степень искривления ствола (темп отклонения скважины от ее начального направления). Рассчитывается как отношение приращения угла искривления к расстоянию между точками замеров по оси скважины.Spatial intensity (spatial curvature) is a value characterizing the degree of curvature of the wellbore (the rate of deviation of the well from its initial direction). It is calculated as the ratio of the increment of the angle of curvature to the distance between the measurement points along the axis of the well.

Интенсивность набора зенитного угла – интенсивность искривления ствола скважины в вертикальной проекции.The intensity of the zenith angle set is the intensity of the borehole curvature in vertical projection.

Интенсивность по азимуту – интенсивность искривления ствола скважины в горизонтальной проекции.Azimuth intensity - the intensity of the curvature of the wellbore in horizontal projection.

Горизонтальный отход скважины – расстояние от устья скважины до точки замера в горизонтальной проекции.Horizontal well withdrawal - the distance from the wellhead to the measuring point in horizontal projection.

Отход скважины на Восток/Запад – расстояние от устья скважины до точки замера в горизонтальной проекции в направлении восток-запад.East / West well departure - the distance from the wellhead to the measuring point in a horizontal projection in the east-west direction.

Отход скважины на Север/Юг – расстояние от устья скважины до точки замера в горизонтальной проекции в направлении сервер-юг.Well departure to the North / South - the distance from the wellhead to the measuring point in horizontal projection in the server-south direction.

Общий отход – расстояние от устья скважины до текущего забоя скважины в горизонтальной проекции.Total waste - the distance from the wellhead to the current bottom of the well in horizontal projection.

Длина профиля скважины (отход вдоль траектории скважины) – длина кривой траектории скважины от устья скважины до точки замера в горизонтальной плоскости (Фиг. 4).The length of the well profile (departure along the path of the well) is the length of the curve of the path of the well from the wellhead to the measuring point in the horizontal plane (Fig. 4).

Вертикальный разрез (вертикальная секция) – расстояние от устья скважины до точки замера в вертикальной плоскости, в котором построена вертикальная проекция. Данное значение может изменяться в зависимости от азимута вертикальной проекции.Vertical section (vertical section) - the distance from the wellhead to the measuring point in the vertical plane in which the vertical projection is built. This value may vary depending on the azimuth of the vertical projection.

Азимут ствола (азимутальный угол) – угол между проекцией оси скважины на горизонтальную плоскость и определенным направлением (например, магнитный или истинный север).Bore azimuth (azimuth angle) - the angle between the projection of the axis of the well on a horizontal plane and a certain direction (for example, magnetic or true north).

Зенитный угол – угол между осью скважины и вертикалью.Zenith angle - the angle between the axis of the well and the vertical.

Геонавигация (геологическая проводка скважины) представляет собой преднамеренное изменение положения ствола скважины в пласте, основанное на анализе геологической, геофизической информации и данных инклинометрии, поступающих в процессе бурения. Geosteering (geological well posting) is a deliberate change in the position of the wellbore in the formation, based on the analysis of geological, geophysical information and inclinometry data received during drilling.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Процесс геонавигации начинается до вскрытия целевого интервала. Вся подготовка к проводке должна быть завершена на этапе бурения транспортного ствола – секции, предшествующей горизонту, имеющей главной задачей обеспечение успешной геонавигации в целевом интервале. Обычно транспортный ствол представлен наклонно-направленной секцией.The process of geosteering begins before the opening of the target interval. All preparation for posting should be completed at the stage of drilling the transport trunk - the section preceding the horizon, which has the main task of ensuring successful geosteering in the target interval. Typically, the transport trunk is represented by an inclined section.

После выхода из транспортного ствола следующая важная задача – «посадка» скважины на кровлю целевого интервала (пласта) – часть пласта (или пласт), выбранный для строительства горизонтальной секции или горизонтального бокового ствола, с целью получить максимально продуктивную скважину. After exiting the transport trunk, the next important task is to “land” the well on the roof of the target interval (reservoir) —the part of the reservoir (or reservoir) selected for the construction of a horizontal section or horizontal sidetrack in order to obtain the most productive well.

Для точного определения траектории горизонтальной секции или БГС необходимо использовать геологические цели, представляющие собой трехмерные объекты (точки в трехмерном пространстве, либо параллелепипеды), через которые должна пройти траектория для достижения оптимального положения горизонтального ствола скважины внутри целевого интервала.To accurately determine the trajectory of a horizontal section or a CWG, it is necessary to use geological targets, which are three-dimensional objects (points in three-dimensional space, or parallelepipeds) through which the trajectory must pass to achieve the optimal position of the horizontal wellbore inside the target interval.

Следующим этапом является определение точек Ti:The next step is to determine the points of Ti:

Т1 - точка пересечения ствола скважины и кровли целевого интервала; Т2 – первая точка горизонтальной части траектории, где достигается зенитный угол в 90 градусов. Если траектория является пологой, то Т2 определяется как точка, после которой отсутствуют значительные вариации в интенсивности искривления ствола; Т3 – (TD – Total Depth) - проектная глубина скважины. Т3 представляет собой точку, в которой запланирована остановка бурения.T1 - the intersection point of the wellbore and the roof of the target interval; T2 is the first point of the horizontal part of the trajectory where the zenith angle of 90 degrees is reached. If the trajectory is gentle, then T2 is defined as the point after which there are no significant variations in the intensity of the curvature of the trunk; T3 - (TD - Total Depth) - design depth of the well. T3 represents the point at which a drilling stop is planned.

На Фиг. 5 представлен заявленный способ автоматизированного процесса геологической проводки скважин (100). In FIG. 5 presents the claimed method of an automated process for geological drilling of wells (100).

На первом этапе (110) способа выполняется первичный сбор данных по разрабатываемой скважины, содержащие, как правило, каротажные данные и данные инклинометрии. At the first step (110) of the method, primary data collection is carried out on the well being developed, containing, as a rule, log data and inclinometry data.

Далее определяется одна или более опорных скважин по отношению к разрабатываемой скважине (этап 120). Next, one or more reference wells are determined with respect to the well being developed (step 120).

Опорная скважина может быть вертикальной или наклонно-направленной. Она выбирается из пробуренных соседних скважин, а также свойства пласта в которых предполагаются схожими со свойствами в районе бурения. Пилотный ствол для горизонтальной скважины также может служить в качестве опорной скважины. На основании каротажных данных опорной скважины определяются геофизические свойства каждой прослойки пласта и прогноз свойств по всей длине горизонтальной скважины. Для выбора опорной скважины может использоваться межскважинная корреляция и структурная карта по кровле целевого пласта. Корреляционная схема (Фиг. 6) позволяет оценить мощности пластов и их латеральную выдержанность для строящейся скважины, и скважин-кандидатов на роль опорной.The reference well may be vertical or directional. It is selected from neighboring drilled wells, as well as reservoir properties which are assumed to be similar to properties in the drilling area. A pilot wellbore for a horizontal well may also serve as a reference well. Based on the logging data of the reference well, the geophysical properties of each layer of the formation and the forecast of properties along the entire length of the horizontal well are determined. To select a reference well, cross-hole correlation and a structural map along the roof of the target formation can be used. The correlation scheme (Fig. 6) allows us to evaluate the thickness of the strata and their lateral conditioning for the well under construction, and candidate wells for the role of the reference.

Положение основных геологических маркеров в скважинах, окружающих разрабатываемую, позволяют определить примерное ожидаемое изменение толщин ключевых пропластков в фактической (разрабатываемой) скважине. Для более точного расчета проводится анализ по карте кровле целевого пласта. Структурная поверхность кровли пласта строится на основе отбивок пласта в окружающих скважинах с использованием тренда сейсмики (сейсмоактивности). Таким образом, осуществляется автоматизированная интерпретация сейсмических данных с интерпретацией каротажных данных. Из структурной карты получается информация о падении либо росте пласта в направлении запланированного бурения, а также интенсивности изменения угла наклона пласта.The position of the main geological markers in the wells surrounding the developed one allows us to determine the approximate expected change in the thickness of the key layers in the actual (developed) well. For a more accurate calculation, an analysis is performed on the map of the roof of the target formation. The structural surface of the formation roof is constructed on the basis of formation breaks in surrounding wells using the seismic trend (seismic activity). Thus, an automated interpretation of seismic data with interpretation of log data is carried out. From the structural map, information is obtained about the decline or growth of the formation in the direction of the planned drilling, as well as the intensity of the change in the angle of inclination of the formation.

Входными данными по каждой опорной скважине являются:Input data for each reference well are:

1) Траектория (Trajectory_off-set)1) Trajectory _off-set

2) Данные ГИС (LWD_off-set)2) GIS data (LWD _off-set )

3) Данные по устью скважины (координаты, альтитуда: X_off-set, Y_off-set, Altitude_off-set)3) Data on the wellhead (coordinates, altitude: X _off-set , Y _off-set , Altitude _off-set )

4) Данные по геологическим маркерам (TOPS_off-set)4) Data on geological markers (TOPS _off-set )

5) Финальная геонавигационная модель (GEOMODEL_off-set).5) The final geo-navigation model (GEOMODEL _off-set ).

Здесь под финальными геонавигационными моделями понимаются модели, полученные от ранее пробуренных скважин, для которых был произведен расчет относительно синтетических каротажей.Here, the final geosteering models are understood as the models obtained from previously drilled wells, for which a calculation was made relative to synthetic logs.

На этапе (130) выполняется построение первичной геонавигационной модели (ГМ). На данном этапе осуществляется вычислительная обработка по распространение физических свойств пласта (естественная радиоактивность, пористость, сопротивление) на определенное расстояние в том направлении, в котором запланировано бурение фактической скважины. Осуществляется обработка фактических данных каротажа ГК (гамма-каротаж) и рассмотрим модель на одном или более интервалов по TVD. At step (130), the primary geosteering model (GM) is constructed. At this stage, computational processing is carried out to disseminate the physical properties of the formation (natural radioactivity, porosity, resistance) over a certain distance in the direction in which the actual well is planned to be drilled. The actual logging data of the GC (gamma-ray logging) is processed and consider the model at one or more intervals on TVD.

Каждому интервалу значений каротажа ГК может присваиваться цветовая кодировка, представленная в Таблице1. Each GC logging interval can be assigned a color coding as shown in Table1.

Таблица 1Table 1

Интервал каротажаLogging Interval ЦветColour ЛитологияLithology 5-75-7 Желтый Yellow Чистый песчаникPure sandstone 7-87-8 Желто-серыйYellow gray ПесчаникSandstone 8-108-10 СерыйGray Глинизированный песчаникClay sandstone 10-1210-12 Темно-серыйDark grey Глина Clay

Первичная геонавигационная модель может изменяться, что связано с изменением обработки поступающих каротажных данных, поскольку добавляются дополнительные (промежуточные) значения каротажной кривой. Важно определить какие пропластки оставлять в случае, если каротажная кривая содержит несколько тысяч точек, а возможность визуализации на экране устройства имеет ограничение, в зависимости от разрешающей способности дисплея. The primary geosteering model may change due to a change in the processing of incoming log data, as additional (intermediate) values of the log curve are added. It is important to determine which layers to leave if the logging curve contains several thousand points, and the possibility of visualization on the device screen has a limitation, depending on the resolution of the display.

Для этого осуществляется следующее. Устанавливается определенный шаг по TVD и с этим шагом берется определённая точка каротажа ГК, идентифицируется с помощью цветового идентификатора и отрисовывается следующая линия геонавигационной модели. Данный процесс итеративно повторяется для всего заданного интервала по TVD. Пример полученной ГМ представлен на Фиг. 8.For this, the following is carried out. A specific step on TVD is set and with this step a specific logging point is taken, identified using a color identifier, and the next line of the geosteering model is drawn. This process is iteratively repeated for the entire specified interval on the TVD. An example of the resulting GM is shown in FIG. 8.

Следующим этапом является настройка первоначальной ГМ (140). Для первоначальной настройки ГМ может применяться набор структурных поверхностей, построенных на основании сейсмики, либо каротажных данных, собранных в ранее пробуренных скважинах. The next step is to set up the initial GM (140). For the initial setup of the GM, a set of structural surfaces constructed on the basis of seismic data or logging data collected in previously drilled wells can be used.

Вначале определяются ключевые геологические маркеры и выполняется автоматическое построение проекции структурной поверхности на плоскость, проходящую вдоль траектории (планируемой) фактической скважины. Следующим шагом является настройка маркеров геонавигационной модели на проекцию выбранной поверхности. В данном процессе может использовать несколько различных методов распределения свойств пластов, заключенных между ключевыми геологическими маркерами, например, параллельное распределение свойств, распределение с эрозией от подошвы, распределение с эрозией от кровли пласта и т.п.First, key geological markers are determined and the projection of the structural surface onto a plane that runs along the path of the (planned) actual well is performed automatically. The next step is to configure the markers of the geosteering model on the projection of the selected surface. In this process, he can use several different methods for distributing reservoir properties concluded between key geological markers, for example, parallel distribution of properties, distribution with erosion from the bottom, distribution with erosion from the roof of the formation, etc.

Получаемая ГМ может быть представлена в виде таблицы следующего вида:The resulting GM can be represented in the form of a table of the following form:

THL, mThl, m α, градусыα, degrees Fault shift (FS), mFault shift (FS), m THL₁ Thl ₁ α₁ α ₁ FS₁ FS ₁ THL₂ Thl ₂ α₂ α ₂ FS₂ FS ₂ …... …... …... THL_M Thl _m α_M α _M FS_M FS _M

, где where

THL_i – положение i-й точки, в которой происходит изменение угла падения пласта, на шкале отхода по горизонтали [м]THL _i - the position of the i-th point at which the formation dip angle changes on the horizontal withdrawal scale [m]

α_i – угол падения структуры пласта на интервале от THL_i до THL_i+1[градусы]α _i - the angle of incidence of the reservoir structure in the interval from THL _i to THL _{i + 1} [degrees]

FS_i – смещение пластов по вертикали из-за разлома, начиная с точки THL_i [м]FS _i - vertical displacement of the layers due to a fault, starting from point THL _i [m]

На Фиг. 9 представлен пример ГМ с набором геологических маркеров TOPS_off-set = (TOPO₁, TOPO₂, …, TOPO_K).In FIG. Figure 9 shows an example of a GM with a set of geological markers TOPS _off-set = (TOPO ₁ , TOPO ₂ , ..., TOPO _K ).

После построения первоначальной ГМ, далее осуществляется расчет синтетической кривой (150). Для этого определяется кривая, для которой выполняется синтетический расчет, т.е. моделирование показаний приборов с данной каротажной кривой.After constructing the initial GM, the synthetic curve (150) is then calculated. For this, a curve is determined for which a synthetic calculation is performed, i.e. simulation of instrument readings with a given log curve.

На Фиг. 10 представлен пример построения синтетической кривой. Определенная каротажная кривая строится относительно шкалы TVD. Теперь каждой точке кривой GK необходимо поставить точку кривой GK_Syn (синтетическая кривая GK) относительно шкалы THL. Искусственно созданному пику в 15 Gapi на кривой GK (200) соответствует пик на синтетической кривой в той точке по THL (210) (горизонтальный), в которой пропласток (220) был пересечен плановой траекторией фактической скважины (230). Положение пика (210) на синтетической кривой зависит от углов падения пласта, поскольку, изменяя набор углов, изменяется точка пересечения пропластка (220) фактической траекторией (230). Аналогичный процесс расчета производится по всем парам точек (GK, TVD) с получением пар точек (GK_Syn, THL). Если алгоритмически выполняется перерасчет углов падения пласта (например, в результате настройки модели на структурную поверхность), то меняется и синтетическая кривая, так как изменяются точки пересечения траектории и пластов. Для интервала по THL, в котором траектория идет параллельно пластам, синтетическая кривая становится пологой. In FIG. 10 shows an example of constructing a synthetic curve. A specific log is plotted relative to the TVD scale. Now, each point of the GK curve needs to put a point of the GK_Syn curve (synthetic GK curve) relative to the THL scale. An artificially created peak at 15 Gapi on the GK (200) curve corresponds to a peak on the synthetic curve at that point according to THL (210) (horizontal), at which the interbed (220) was crossed by the planned trajectory of the actual well (230). The position of the peak (210) on the synthetic curve depends on the dip angles of the formation, since, changing the set of angles, the intersection point of the layer (220) changes with the actual path (230). A similar calculation process is performed for all pairs of points (GK, TVD) to obtain pairs of points (GK_Syn, THL). If a recalculation of dip angles is performed algorithmically (for example, as a result of tuning the model to a structural surface), the synthetic curve also changes, since the intersection points of the trajectory and the reservoirs change. For the THL interval, in which the path runs parallel to the strata, the synthetic curve becomes flat.

На основных этапах расчета синтетической кривой, выполняется следующее:At the main stages of calculating the synthetic curve, the following is performed:

1) Определение значения траектории из начальных значений (MD, INCL, AZIM) рассчитываются, используя метод минимальной кривизны. Выполнив расчёт, определяются такие значения, как отход по горизонтали (THL), абсолютную глубину над уровнем моря (TVDSS). 1) The determination of the trajectory value from the initial values (MD, INCL, AZIM) are calculated using the minimum curvature method. Having performed the calculation, such values as horizontal drift (THL), absolute depth above sea level (TVDSS) are determined.

2) Интерполяция кривой по значениям траектории (т.к. значения кривой поступают, как правило, чаще, чем значения траектории, то для расчёта промежуточных значений, нужно использовать интерполяцию). Наиболее скоростной и точной интерполяцией является линейная.2) Interpolation of the curve by the values of the trajectory (since the values of the curve arrive, as a rule, more often than the values of the trajectory, then to calculate the intermediate values, you need to use interpolation). The fastest and most accurate interpolation is linear.

3) Выполняется расчёт значений фактической траектории, который аналогичен расчёту данных опорной траектории, указанному в пункте 1).3) The calculation of the values of the actual trajectory, which is similar to the calculation of the data of the reference trajectory specified in paragraph 1).

4) Синтетический расчёт.4) Synthetic calculation.

Далее на Фиг. 11 более подробно рассмотрим расчет синтетики (300). Вначале задаются рассчитанные значения траектории фактической скважины (301). Далее указывается начальная точка расчета, в частности, это точка начала траектории (302). Для расчёта выбирается текущая точка, а также последующая (304). Далее выполняется деление указанного интервала с заданным фиксированным шагом (305). В качестве текущей точки выбирается первое значения поделённого отрезка (306). Для данного отрезка определяется величина TVDSS в данной точке, используя линейную интерполяцию по линейной траектории (307). Далее определяется, на сколько произошло смещение относительно начала координат по TVDSS из-за величин углов падения (308). Further in FIG. 11, we consider in more detail the calculation of synthetics (300). First, the calculated values of the trajectory of the actual well (301) are set. Next, the starting point of the calculation is indicated, in particular, this is the point of beginning of the trajectory (302). For the calculation, the current point is selected, as well as the next (304). Next, the specified interval is divided by a given fixed step (305). As the current point, the first value of the divided segment (306) is selected. For a given segment, the TVDSS value at a given point is determined using linear interpolation along a linear path (307). Next, it is determined how much the shift relative to the origin of coordinates according to TVDSS has occurred due to the values of the angle of incidence (308).

На этапе (309) определяется существует ли кривая в этом значении TVDSS. Если да, то определяется её значение, используя интерполятор (310), в противном случае значения, соответствующего такой кривой не существует (311). Далее определяется, зафиксировано ли достижение конца поделённого отрезка (312). Если да, то в качестве текущего значения устанавливается следующее значение определенного интервала (313) и переход к этапу (303). At step (309), it is determined whether a curve exists in this TVDSS value. If yes, then its value is determined using the interpolator (310), otherwise, the value corresponding to such a curve does not exist (311). Next, it is determined whether the achievement of the end of the divided segment (312) is fixed. If so, then the next value of the determined interval (313) and the transition to step (303) are set as the current value.

Если зафиксировано достижение конца значений траекторий (314), то осуществляется возвращение синтетической кривой, иначе в качестве текущей точки выбирается следующая точка и переход к этапу (303). If the end of the values of the trajectories (314) is recorded, then the synthetic curve is returned, otherwise the next point is selected as the current point and go to step (303).

Таким образом, синтетическая кривая представляет собой каротажную кривую опорной скважины, пересчитанную из TVD в THL, с учетом плановой траектории фактической скважины (230) и углов падения пласта ГМ. Следующим шагом является переход к этапу бурения и сопоставления фактического каротажа с синтетическим.Thus, the synthetic curve is a log of the reference well, recalculated from TVD to THL, taking into account the planned trajectory of the actual well (230) and the dip angles of the GM formation. The next step is the transition to the stage of drilling and comparing the actual and synthetic logging.

После начала бурения и получения первых фактических данных ГИС (160) геонавигация производится за счет изменения геометрии пласта. Чаще всего это происходит за счет редактирования угла падения пласта. При этом угол меняется для определенного интервал по THL, и эти изменения не затрагивают часть синтетических расчетов. After the start of drilling and obtaining the first actual GIS data (160), geosteering is performed by changing the geometry of the formation. Most often this happens due to editing the dip angle. Moreover, the angle changes for a certain interval according to THL, and these changes do not affect part of the synthetic calculations.

Входными данными по фактической скважине являются:The input data for the actual well are:

1) Планируемая траектория (Trajectory_act)1) Planned trajectory (Trajectory _act )

2) Данные ГИС (LWD_act) (Секции, выше ЦИ – целевого интервала)2) GIS data (LWD _act ) (Sections, above the QI - target interval)

3) Данные по устью скважины (координаты, альтитуда: X_act, Y_act, Altitude_act)3) Data on the wellhead (coordinates, altitude: X _act , Y _act , Altitude _act )

4) Данные по геологическим маркерам (TOPS_act).4) Data on geological markers (TOPS _act ).

В ходе бурения и целей геонавигации применяется ранее построенная синтетическая ГМ для сравнения и вычисления положения ствола разрабатываемой скважины (170). Полученные данные каротажа в ходе бурения поступаю в вычислительное устройство, содержащее синтетическую ГМ, например, была пробурена очередная трубка и полученная информация характеризует 10 метров каротажной кривой GK. Необходимо настроить синтетическую ГМ на поступивший каротаж. Пример полученной информации и ее отображения представлен на Фиг. 12.During drilling and geo-navigation purposes, a previously constructed synthetic GM is used to compare and calculate the position of the well of the well being developed (170). The obtained logging data during drilling is transferred to a computing device containing synthetic GM, for example, another pipe was drilled and the received information characterizes 10 meters of the GK log curve. It is necessary to configure the synthetic GM for the received logging. An example of the received information and its display is presented in FIG. 12.

Для изменения формы синтетической модели необходимо изменить угол падения пласта. В примере, приведенном на Фиг. 10, угол вблизи 900 метров по THL равен 0.1 градуса, что выглядит явно недостаточным. Даже если такой угол был получен в ходе настройки ГМ на структурную поверхность, необходимо учитывать, что погрешность построения структурных карт может достигать десятков метров по вертикали и, соответственно, данные каротажа строящейся скважины должны иметь приоритет в плане использования в качестве точки отсчета. Программная логика обрабатывает полученные данные и синтетические расчеты для более точного сопоставления каротажной информации. To change the shape of the synthetic model, it is necessary to change the angle of incidence of the formation. In the example shown in FIG. 10, an angle near 900 meters in THL is 0.1 degrees, which seems obviously insufficient. Even if such an angle was obtained during the adjustment of the GM to the structural surface, it must be borne in mind that the error in constructing structural maps can reach tens of meters vertically and, accordingly, the logging data of a well under construction should have priority in terms of use as a reference point. Program logic processes the data obtained and synthetic calculations for more accurate comparison of logging information.

На Фиг. 13 представлен пример дополнительной обработки данных, в ходе которой угол падения пласта был увеличен до 0.3 градуса, что соответствует углу падения в 0.6 градуса на отметке в 937 м по THL. Далее осуществляется анализ степени совпадения пересчитанной синтетической кривой и фактического каротажа. In FIG. Figure 13 shows an example of additional data processing during which the dip angle of the formation was increased to 0.3 degrees, which corresponds to a dip angle of 0.6 degrees at 937 m at THL. Next, an analysis of the degree of coincidence of the converted synthetic curve and the actual logging is carried out.

При автоматизированной подстройке угла падения пласта, программная логика анализирует степень расхождения фактического и синтетического каротажей. В представленном на Фиг. 11 примере расхождение находится в интервале 937 – 1007 метров по THL. При дальнейшей обработке осуществляется изменение угла с 0.6 до 0.9 градусов. При выполненной обработке определяется совпадение каротажей, то есть для данного отрезка THL определилось положение ствола скважины в пласте. With automated adjustment of the dip angle, the program logic analyzes the degree of discrepancy between the actual and synthetic logs. In the embodiment of FIG. 11 example, the discrepancy is in the range of 937 - 1007 meters according to THL. With further processing, the angle is changed from 0.6 to 0.9 degrees. When processing is performed, the coincidence of logs is determined, that is, for a given segment of THL, the position of the wellbore in the formation was determined.

Далее выполняется обработка интервала, в котором оказался ствол скважины в данный момент (180). Для этого, в частности, можно применяться цветовую кодировку, указанную в Таблице 1, в соответствии с которой серый цвет означал глину, а желтый – песчаник. В интервале 937 – 1007 метров по THL ГК растет, таким образом, ствол скважины приближается к глинизированным пропласткам, что требует корректировки действий буровой команды так, чтобы не выйти за пределы целевого интервала. При поступлении новых каротажных данных, динамически продолжается настройку синтетической кривой на фактическую, за счет изменений угла падения. После достижения совпадения между синтетическим и фактическим каротажами на новом интервале по THL формируются рекомендации по бурению для следующего интервала (например, 1) Продолжить бурение с набором зенитного угла до 92 градусов; 2) Продолжить бурение с зенитным углом 88.5 градусов до дальнейших рекомендаций согласно принятому решению по расположению ствола для вскрытия нижней части целевого интервала и т.п.). Подобный цикл повторяется до достижения точки проектного забоя.Next, processing of the interval in which the wellbore is currently located (180) is performed. For this, in particular, the color coding indicated in Table 1 can be applied, according to which gray means clay and yellow means sandstone. In the interval of 937-1007 meters according to THL, the gas reservoir is growing, thus, the wellbore is approaching clay layers, which requires adjusting the actions of the drilling team so as not to go beyond the target interval. Upon receipt of new logging data, dynamically continues to adjust the synthetic curve to the actual, due to changes in the angle of incidence. After reaching a match between the synthetic and actual logs in the new THL interval, drilling recommendations are generated for the next interval (for example, 1) Continue drilling with a zenith angle up to 92 degrees; 2) Continue drilling with a zenith angle of 88.5 degrees to further recommendations according to the decision on the location of the trunk to open the bottom of the target interval, etc.). A similar cycle is repeated until the point of design slaughter is reached.

На Фиг. 14 представлен общий вид вычислительной системы (400) для выполнения заявленного способа геонавигации (100). В общем случае под системой (400) понимается также вычислительное устройство, например, персональный компьютер, ноутбук, сервер, мейнфрейм, смартфон, планшет и т.п.In FIG. 14 is a general view of a computing system (400) for performing the inventive geosteering method (100). In general, the system (400) also refers to a computing device, for example, a personal computer, laptop, server, mainframe, smartphone, tablet, etc.

Система (400) содержит один или более процессоров (410), осуществляющих заданную обработку данных. Оперативную память (420), содержащую исполняемые команды. Средство постоянного хранения информации (430), представляющее собой, например, жесткий диск (HDD), твердотельный накопитель (SSD), носитель на флэш-памяти, оптические диски (CD, DVD, Blue-Ray) и т.п.System (400) comprises one or more processors (410) performing specified data processing. Random access memory (420) containing executable instructions. A means of permanent storage of information (430), which is, for example, a hard disk (HDD), solid-state drive (SSD), flash memory, optical disks (CD, DVD, Blue-Ray), etc.

Система (400) содержит также набор интерфейсов (440) для подключения различных устройств, например, USB, USB-C, Micro-USB, PS/2, COM, LPT, FireWire, Lightning, Jack-audio и т.п. В качестве средств В/В (450) может использоваться: клавиатура, динамики, дисплей, сенсорный дисплей, трекбол, манипулятор мышь, световое перо, стилус, тачпад, проектор, джойстик, интерфейс преобразования голосовых команд, нейро-гарнитуры и т.п. The system (400) also contains a set of interfaces (440) for connecting various devices, for example, USB, USB-C, Micro-USB, PS / 2, COM, LPT, FireWire, Lightning, Jack-audio, etc. As I / O facilities (450), the following can be used: keyboard, speakers, display, touch screen, trackball, mouse, light pen, stylus, touchpad, projector, joystick, voice command conversion interface, neuro-headset, etc.

Средство сетевого взаимодействия (450) обеспечивает прием и передачу информации по сетевым протоколам. В качестве таких средств может использоваться Ethernet карта, Wi-Fi модуль, NFC модуль, IrDa, Bluetooth, BLE, модуль спутниковой связи и т.п. С помощью средств (450) реализуется обеспечения обмена данными посредством сети Интернет, Интранет, ЛВС и т.п.The network interaction tool (450) provides the reception and transmission of information over network protocols. As such means, an Ethernet card, Wi-Fi module, NFC module, IrDa, Bluetooth, BLE, satellite communications module, etc. can be used. Using tools (450), data exchange is implemented through the Internet, Intranet, LAN, etc.

Система (400) может получать информацию для планирования геонавигации из множества внешних источников и может представлять собой облачный сервер для расчетов каротажной информации на основе синтетических расчетов. Данные в систему (400) могут передаваться с помощью WITSML (Wellsite Information Transfer Standard Markup Language) протокола, либо через почтовый сервер. На данный момент самым распространенным форматом передачи данных с буровой в нефтегазовой сфере является WITSML – это стандарт, разработанный компанией Energistics. В настоящее время в сферу интересов Energistics входят практически все области нефтегазовых знаний – от петрофизики и геофизики до управления добывающим активом, от разведки до бурения. WITSML – стандартный язык разметки для передачи скважинных данных. Основной целью создания языка являлась попытка получить бесперебойный поток информации между оператором и сервисными компаниями, в целях уменьшения времени на принятие решений при строительстве скважин. Наличие интернета позволяет наладить удаленное сопровождение бурения скважин вне зависимости от расстояния между буровой и геологом.System (400) can obtain information for planning geosteering from a variety of external sources and can be a cloud server for calculating logging information based on synthetic calculations. Data to the system (400) can be transmitted using the WITSML (Wellsite Information Transfer Standard Markup Language) protocol, or via the mail server. At the moment, the most common format for transmitting data from a rig in the oil and gas sector is WITSML, a standard developed by Energistics. At present, Energistics' interests cover almost all areas of oil and gas knowledge - from petrophysics and geophysics to managing an upstream asset, from exploration to drilling. WITSML is a standard markup language for transmitting well data. The main goal of creating the language was an attempt to obtain an uninterrupted flow of information between the operator and service companies, in order to reduce the time for decision-making during well construction. The presence of the Internet allows you to establish remote support for drilling wells, regardless of the distance between the drilling and the geologist.

Система (400) может работать совместно с нейросетью, например, рекуррентного типа. Главной целью использования машинного обучения является формирование матрицы ARRAY_minmax вида:System (400) can work in conjunction with a neural network, for example, of a recursive type. The main purpose of using machine learning is to form an ARRAY _minmax matrix of the form:

ОСНОВНЫЕ ПЛАСТЫBASIC FLOORS ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ
МАРКЕРАGEOLOGICAL
MARKER СРЕДНЕЕ
ЧИСЛО ДИПОВTHE AVERAGE
NUMBER OF DIPES МИН. УГОЛ В ПЛАСТЕ, градусыMIN ANGLE IN THE FORM, degrees МАКСИМАЛЬНЫЙ УГОЛ В ПЛАСТЕ, градусыMAXIMUM ANGLE IN THE FORM, degrees 11 TOP1TOP1 Dip1CounterDip1counter α_1min α _1min α_1max α _1max ВОТ1BOT1 …... …... …... …... KK TOPKTOPK DipKCounterDipkcounter α_Kmin α _Kmin α_Kmax α _Kmax ВОТKWOTK

Для этого используются ГМ модели ранее пробуренных скважин, как обучающая информация для нейросети. Информация по финальным ГМ ранее пробуренных скважин загружаются в систему (400), также, загружаются смоделированные 3D поверхности. Задается сектор интересов, включающий в себя определенное количество опорных скважин (см. Фиг. 15). Сектор задается в градусах, середина сектора проходит через финальную точку траектории скважины, планируемой к бурению, по умолчанию сектор можно задать в 90 градусов. For this, GM models of previously drilled wells are used as training information for the neural network. Information on the final GM of previously drilled wells is loaded into the system (400), and simulated 3D surfaces are also loaded. The sector of interests is defined, which includes a certain number of reference wells (see Fig. 15). The sector is specified in degrees, the middle of the sector passes through the final point of the well trajectory planned for drilling, by default, the sector can be set to 90 degrees.

Далее производится перебор всех скважин, попавших в сектор анализа и заполнение матрицыNext, it is enumerated all the wells that fall into the analysis sector and the matrix is filled

ОСНОВНЫЕ ПЛАСТЫBASIC FLOORS ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ МАРКЕРАGEOLOGICAL MARKERS СРЕДНЕЕ
ЧИСЛО ДИПОВTHE AVERAGE
NUMBER OF DIPES МИН. УГОЛ В ПЛАСТЕ, градусыMIN ANGLE IN THE FORM, degrees МАКСИМАЛЬНЫЙ УГОЛ В ПЛАСТЕ, градусыMAXIMUM ANGLE IN THE FORM, degrees 11 TOP1TOP1 Dip1CounterDip1counter α_1min α _1min α_1max α _1max ВОТ1BOT1 …... …... …... …... KK TOPKTOPK DipKCounterDipkcounter α_Kmin α _Kmin α_Kmax α _Kmax ВОТKWOTK

Заполненная матрица ARRAY_minmaxиспользуется далее в работе нейросети.The filled ARRAY _minmax matrix is used further in the operation of the neural network.

Вышеуказанный подход позволяет максимально быстро найти такие наборы (THL_i), и (α_i), при которых LWD_act - LWD_model{(THL_i), (α_i), (FS_i)} минимально, и при этом (THL_i), и (α_i) укладываются в ограничения, налагаемые ARRAY_minmax,что позволяет определить где траектория находится относительно целевого интервала.The above approach allows you to quickly find such sets (THL _i ), and (α _i ) for which LWD _act - LWD _model {(THL _i ), (α _i ), (FS _i )} is minimal, and (THL _i ), and (α _i ) _fall within the constraints imposed by ARRAY _minmax, which allows us to determine where the trajectory is relative to the target interval.

Дополнительно можно применять для обработки каротажных данных фильтрацию, например, Гауссовское сглаживание. Additionally, filtering, for example, Gaussian anti-aliasing, can be used for logging data processing.

В качестве ускорения процесса расчёта DTW можно использовать расчёт окна (так называемое окно Sakoe-Chiba). Данный принцип применяется для расчета ошибки относительно значения DTW, полученного без использования окна, и величины DTW, полученного с использованием окна определённого размера. Таким образом, используя нейронную сеть можно добиться автоматизированного применения оптимального значения окна для определённого набора кривых.To speed up the DTW calculation process, you can use window calculation (the so-called Sakoe-Chiba window). This principle is used to calculate the error with respect to the DTW value obtained without using a window, and the DTW value obtained using a window of a certain size. Thus, using a neural network, one can achieve automated application of the optimal window value for a certain set of curves.

Рассмотрим в качестве примера расчет синтетического каротажа для двумерной модели геонавигации, представленной на Фиг. 16. Consider, as an example, the calculation of synthetic logs for the two-dimensional geosteering model shown in FIG. sixteen.

Обозначения:Designations:

TVDSS_ref – абсолютная отметка для опорной скважиныTVDSS_ref - absolute mark for the reference well

TVDSS_act - абсолютная отметка для фактической скважиныTVDSS_act - absolute mark for the actual well

THL – горизонтальный отход вдоль траектории фактической скважиныTHL - horizontal drift along the path of the actual well

THL(n) – положение изгиба пласта вдоль горизонтального отхода скважиныTHL (n) - the position of the bend of the formation along the horizontal deviation of the well

α(n) – величина угла наклона изгиба пласта n для THL(n)α (n) - the value of the angle of inclination of the bend of the reservoir n for THL (n)

ΔTVD(n) – разница вертикальной глубины для изгиба nΔTVD (n) is the difference in vertical depth for bending n

Fault – разлом пласта (вертикальное смещение вверх либо вниз)Fault - formation fault (vertical displacement up or down)

SynthCurve – расчетный синтетический каротажSynthCurve - calculated synthetic logging

Curve – каротаж опорной скважиныCurve - reference well logging

MD – измеренный глубины по стволуMD - measured depth along the trunk

KB – альтитуда стола ротораKB - rotor table altitude

I – зенитный угол стволаI - anti-aircraft angle of the barrel

А – азимут стволаA - trunk azimuth

Исходными данными для расчета синтетического каротажа являются: Траектория опорной скважины, каротаж опорной скважины, траектория фактической скважины, информация об изгибах и разломах двумерной модели пласта. Для двумерной модели пласта являются известными величины THL(n) и α(n), а также разломы Fault(k). Для расчета синтетического каротажа необходимо составить матрицу SynthCurve(i)-THL(i).The initial data for calculating synthetic logging are: The path of the reference well, the log of the reference well, the trajectory of the actual well, information about the bends and fractures of the two-dimensional reservoir model. For a two-dimensional reservoir model, the known values are THL (n) and α (n), as well as Fault (k) faults. To calculate synthetic logs, you need to compose a SynthCurve (i) -THL (i) matrix.

Для перехода из глубин TVDSS_act фактической скважины в глубины TVDSS_ref опорной скважины с учетом изгибов и разломов двумерной модели пласта используется формула:To go from the depths TVDSS_act of the actual well to the depths TVDSS_ref of the reference well, taking into account the bends and faults of the two-dimensional reservoir model, the following formula is used:

Используя траекторию опорной скважины, определяется значение синтетической кривой:Using the trajectory of the reference well, the value of the synthetic curve is determined:

В итоге вычисляется синтетический каротаж:As a result, synthetic logging is calculated:

Далее выполняется расчет сходимости синтетического каротажа с каротажем фактической скважины.Next, the convergence of the synthetic logs with the logs of the actual well is calculated.

Расчет основан на алгоритме нелинейного выравнивания сопоставляемых кривых с поиском наилучшего соответствия - Dynamic Time Warping (DTW). Суть его заключается в следующем. Задается квадрат расстояния между i-й точкой первой кривой и j-й точкой второй кривой как D(i,j). Для нахождения точек первой кривой, наилучшим образом соответствующих точкам второй кривой, строится матрица C размера (M×N) по формулам 1-4:The calculation is based on the nonlinear alignment algorithm of the compared curves with the search for the best fit - Dynamic Time Warping (DTW). Its essence is as follows. Sets the square of the distance between the i-th point of the first curve and the j-th point of the second curve as D (i, j). To find the points of the first curve that best fit the points of the second curve, a matrix C of size (M × N) is constructed according to formulas 1-4:

C(1,1) = D(1,1) (1)C (1,1) = D (1,1) (1)

C(i,1) = D(i,1) + C(i-1,1) (2)C (i, 1) = D (i, 1) + C (i-1,1) (2)

C(1, j) = D(1, j) + C(1, j-1) (3)C (1, j) = D (1, j) + C (1, j-1) (3)

C(i, j) = D(i, j) + min[C(i-1, j),C(i-1, j-1),C(i, j-1)] (4)C (i, j) = D (i, j) + min [C (i-1, j), C (i-1, j-1), C (i, j-1)] (4)

где i = 2... M;where i = 2 ... M;

j = 2... N;j = 2 ... N;

M – количество точек первой кривой каротажа;M is the number of points of the first logging curve;

N – количество точек второй кривой.N is the number of points of the second curve.

Данная матрица называется матрицей накопленных сумм или матрицей накопленных штрафов. Если двигаться по ней в обратном направлении, начиная с элемента C(M,N), выбирая минимальные значения элементов матрицы, то получится оптимальный путь, т.е. точки наилучшего соответствия двух кривых.This matrix is called the accumulated sums matrix or the accumulated fines matrix. If you move along it in the opposite direction, starting from the element C (M, N), choosing the minimum values of the matrix elements, you will get the optimal path, i.e. points of best fit between two curves.

После заполнения матрицы трансформации, выполняется переход к заключительному этапу, который заключается в том, чтобы построить некоторый оптимальный путь трансформации (деформации) и DTW расстояние (стоимость пути).After filling in the transformation matrix, the transition to the final stage is carried out, which consists in constructing some optimal transformation (deformation) path and DTW distance (path cost).

Путь трансформации W — это набор смежных элементов матрицы, который устанавливает соответствие между Q и C. Он представляет собой путь, который минимизирует общее расстояние между Q и C. k-ый элемент пути W определяется как The transformation path W is a set of adjacent matrix elements that establishes a correspondence between Q and C. It is a path that minimizes the total distance between Q and C. The kth element of the path W is defined as

,

Таким образом:In this way:

,

где K — длина пути.where K is the length of the path.

DTW расстояние (стоимость пути) между двумя последовательностями рассчитывается на основе оптимального пути трансформации с помощью формулы:The DTW distance (path cost) between two sequences is calculated based on the optimal transformation path using the formula:

.

В заключение следует отметить, что приведенные в описании сведения являются примерами, которые не ограничивают объем настоящего технического решения, определенного формулой. Специалисту в данной области становится понятным, что могут существовать и другие варианты осуществления настоящего технического решения, согласующиеся с сущностью и объемом настоящего технического решения.In conclusion, it should be noted that the information provided in the description are examples that do not limit the scope of this technical solution defined by the formula. The person skilled in the art will understand that there may be other options for implementing this technical solution, consistent with the nature and scope of this technical solution.

Claims

1. The method of computational modeling of the automated process of geological drilling of wells, including the stages in which:

- receive the primary parameters of the well being developed, containing at least log data and inclinometry data;

- choose at least one reference well based on an automated analysis of cross-hole correlation;

- get the parameters of at least one selected reference well containing at least log data and inclinometry data;

- carry out the construction of the primary geosteering model based on data from at least one reference well;

- carry out the adjustment of the mentioned geosteering model using structural surfaces, and the primary model contains a set of logging curves and inclinometry data;

- determine the synthetic curve based on the log curve from the primary geosteering model;

- receive drilling data of the actual well;

- determine the position of the wellbore based on a comparison of the synthetic curve with the logging curve according to the data obtained according to the drilling of the well;

- formulate recommendations for drilling for drilling intervals regarding the need to change the zenith angle.

2. The method according to p. 1, characterized in that the reference well is selected using automated analysis of the structural map for the roof of the target formation.

3. The method according to p. 2, characterized in that the structural map is built on the basis of the cuts in the surrounding wells using seismic activity data.

4. The method according to p. 1, characterized in that they carry out automated selection of the location of the points of change in the angle of incidence of the reservoir and the magnitude of the angle.

5. A computer simulation system for an automated geological well logging process, comprising at least one processor and at least one memory that contains machine-readable instructions that, when executed by the processor, implement the method according to any one of claims. 1-4.