RU2702491C1 - Способ геонавигации горизонтального ствола скважины в черносланцевых нефтеносных формациях - Google Patents
Способ геонавигации горизонтального ствола скважины в черносланцевых нефтеносных формациях Download PDFInfo
- Publication number
- RU2702491C1 RU2702491C1 RU2018145559A RU2018145559A RU2702491C1 RU 2702491 C1 RU2702491 C1 RU 2702491C1 RU 2018145559 A RU2018145559 A RU 2018145559A RU 2018145559 A RU2018145559 A RU 2018145559A RU 2702491 C1 RU2702491 C1 RU 2702491C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- rock
- sludge
- composition
- ray
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 12
- 238000004876 x-ray fluorescence Methods 0.000 claims description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 2
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 2
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 206010002660 Anoxia Diseases 0.000 description 1
- 241000976983 Anoxia Species 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 206010021143 Hypoxia Diseases 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 238000004164 analytical calibration Methods 0.000 description 1
- 230000007953 anoxia Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000000921 elemental analysis Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052573 porcelain Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009849 vacuum degassing Methods 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной геологии и используется для проводки горизонтальных стволов скважин в черносланцевых нефтяных формациях, в условиях тонкослоистого разреза и маломощной (первые метры) продуктивной его части. Техническим результатом является повышение точности размещения горизонтальных стволов в целевом горизонте. Технический результат достигается тем, что способ геонавигации горизонтального ствола скважины в черносланцевых нефтеностных формациях включает рентгено-флуоресцентное изучение шлама пород в процессе бурения, в качестве базовых данных для геонавигации используют результаты изучения шлама разбуренных пород, а вспомогательным методом является гамма-каротаж в процессе бурения, при этом шлам пород отбирают с частотой 2-8 метров под непосредственным контролем геолога и с точной привязкой по глубине проходки посредством расчета станции геолого-технологических исследований, каждую получаемую пробу шлама оперативно подготавливают к исследованиям, затем посредством ренттено-флуоресцентного анализатора изучают ее элементный состав, причем данные по составу породы корректируют на предмет искажения результата под влиянием бурового раствора за счет ввода соответствующих поправок по элементам, входящим в состав раствора, в бинокулярном микроскопе описываются петрографические характеристики породы, результаты исследования шлама представляют в процессе бурения в оперативном непрерывном режиме, состав породы сопоставляют с данными гамма-каротажа, численно и графически сравнивают с ранее изученным опорным разрезом, делают выводы о текущем положении бурового долота в разрезе и его пройденной траектории, в результате чего, при необходимости, корректируют направление бурения горизонтального ствола по отношению к целевому интервалу разреза.
Description
Изобретение относится к нефтяной геологии и используется для проводки горизонтальных стволов скважин в черносланцевых нефтяных формациях, в условиях тонкослоистого разреза и маломощной (первые метры) продуктивной его части.
Известен способ проводки ствола скважины на основе геологических исследований, включающих получение наземными приборами информации с забоя скважины о местоположении бурового инструмента и управление траекторией проводки ствола по продуктивному пласту по данным геолого-технологических исследований, инклинометрии, гамма-каротажа, отобранной горной породы, выбуренной с забоя скважины, по которой 4 производится комплексное геолого-петрофизическое и литолого-фациальное исследование выбуренной породы. Результаты этих исследований сводят в таблицу литолого-петрофизических параметров и фациальных свойств, строят корреляционную схему литолого-фациального состояния разреза с привязкой по вертикальным глубинам с указанием наиболее перспективных на нефть и газ интервалов и производят корректировку траектории проводки горизонтального ствола скважины, обеспечивающей перемещение бурового инструмента по продуктивному пласту (RU 2313668 С1, 27.12.2007).
Комплексное геолого-петрофизическое исследование выбуренной породы включает проведение макроописания породы под бинокуляром, ее карбонатометрии, люминисцетно-битуминологического анализа, фотодокументирование выбуренной породы с привязкой по вертикальным глубинам в обычном свете и ультрафиолетовом излучении, термоваккуумной дегазации, изучение петрофизических параметров (пористости, минералогической и объемной плотности, определение содержания нефти и газа в горной породе с помощью аппаратуры дистилляции жидкости.
Недостатками этого способа являются:
1. Значительные времезатраты на проведение всех перечисленных исследований, невозможность оперативных выводов непосредственно в процессе бурения.
2. Большой перечень требуемой аппаратуры для проведения работ.
3. Неадаптированность описанного процесса исследований для тонкослоистых черносланцевых нефтеносных формаций по ряду причин, указанных далее. Повсеместная нефтенасыщенность черносланцевых формаций не позволяет производить корректный люминисцетно-битуминологический анализ, крайне низкие значения пористости в потенциально коллекторских породах делают петрофизические определения малоинформативными. Отсутствие методов, позволяющих осуществлять определение химического и минерального состава породы в условиях малоконтрастной петрографии пород черносланцевых формаций.
В силу указанных недостатков способа, его применение малоэффективно для черносланцевых нефтеносных формаций и неприменимо в условиях оперативного сопровождения бурения горизонтальных скважин в режиме непрерывного получения данных.
Задачей, на решение которой направлено данное предложение, является обеспечение оперативного геологического сопровождения бурения горизонтальных скважин непосредственно в процессе бурения по данным шлама разбуренных пород, изучаемых в непрерывном режиме, что позволяет основываться на прямых фактических геологических данных - на данных состава горной породы с призабойной зоны, а также снизить затраты на проведение дорогостоящего геофизического каротажа.
Техническим результатом предложения является повышение точности размещения горизонтальных стволов в целевом горизонте.
Технический результат достигается тем, что способ геонавигации горизонтального ствола скважины в черносланцевых нефтеностных формациях включает рентгено-флуоресцентное изучение шлама пород в процессе бурения, в качестве базовых данных для геонавигации используют результаты изучения шлама разбуренных пород, а вспомогательным методом является гамма-каротаж в процессе бурения, при этом шлам пород отбирают с частотой 2-8 метров под непосредственным контролем геолога и с точной привязкой по глубине проходки посредством расчета станции геолого-технологических исследований, каждую получаемую пробу шлама оперативно подготавливают к исследованиям, затем посредством рентгено-флуоресцентного анализатора изучают ее элементный состав, причем данные по составу породы корректируют на предмет искажения результата под влиянием бурового раствора за счет ввода соответствующих поправок по элементам, входящим в состав раствора, в бинокулярном микроскопе описываются петрографические характеристики породы, результаты исследования шлама представляют в процессе бурения в оперативном непрерывном режиме, состав породы сопоставляют с данными гамма-каротажа, численно и графически сравнивают с ранее изученным опорным разрезом, делают выводы о текущем положении бурового долота в разрезе и его пройденной траектории, в результате чего, при необходимости, корректируют направление бурения горизонтального ствола по отношению к целевому интервалу разреза.
Способ основывается на непрерывно поступающих результатах исследования шлама разбуренных пород, их сопоставлению с данными геофизического каротажа, сравнению с материалами ранее изученных геологических разрезов, на основании которого делаются выводы о текущем положении бурового долота в разрезе и его пройденной траектории. Исходя из планового профиля горизонтального бурения и местонахождения целевого пласта, производятся корректировки направления горизонтального бурения.
Работы выполняются на буровой площадке в процессе бурения силами специалиста по подготовке проб и специалиста-геолога, работающего с приборами. В зависимости от количества смен в условиях круглосуточной работы, всего задействовано 4 человека в две смены по 12 часов в сутки или 6 человек в 3 смены по 8 часов в сутки, без учета задействования специалистов по отбору проб шлама.
Отбор шлама производится с равным шагом с частотой отбора через равные промежутки 2, 3, 4, 5, 6, 7 или 8 м. Отбор производится под непосредственным контролем качества и привязки по глубине геологом, ответственным за выполнение задачи. Расчет глубин отбора шлама осуществляется станцией геолого-технологических исследований (ГТИ) на буровой площадке с учетом технических характеристик буровой компоновки, особенностей и объемов бурового раствора (стандартная процедура при бурении скважин). Каждая проба отобранного шлама оперативно подготавливается к исследованиям, а затем изучается посредством бинокулярного микроскопа и элементного анализа по методу рентгено-флуоресцентного анализа (общепринятое обозначение - XRF, РФА, РФлА, РФС). Для успешного и достоверного изучения состава пород в шламе, его необходимо подготовить к исследованиям.
Подготовка шлама к исследованиям включает следующее. Проба шлама массой около 150 грамм отмывается от бурового раствора на металлических ситах 0,25-1 мм (подбирается по факту опытным путем, исходя из преобладающей размерности частиц шлама). Задача - отмыть частицы породы от бурового раствора, состав которого будет искажать состав породы. В зависимости от состава бурового раствора, возможны два случая промывки.
Случай 1: буровой раствор на углеводородной основе, либо другой, в составе которого в качестве компонента присутствуют углеводороды в содержании более 5-10%.
Отмывка проб шлама производится в металлическом сите в 3-х литровом объеме дизельного топлива, в полимерной либо металлической емкости, устойчивой к органическим растворителям. Промывка происходит круговыми движениями в течение 2-3 минут, пока с частиц шлама не уйдет глинисто-маслянистая составляющая. После этого, промывка продолжается в 2-х литрах неэтилированного бензина АИ-92 в другой аналогичной емкости до тех пор, пока с частиц шлама не перестанет уходить грязь, ориентировочно это длится около 1 минуты. По окончанию промывки, шлам в том же сите высушивается направленной струей горячего воздуха, с температурой 300-400°С, производимой техническим феном с возможностью регулировки температуры и мощности нагнетания воздушной струи. При сушке шлам перемешивается металлической ложкой, при этом он не должен вылетать из сита во избежание потери массы пробы. На сушку пробы шлама уходит от 5 до 10 минут, в зависимости от внешних условий. Работы производятся под вытяжкой, в спецодежде.
Случай 2: буровой раствор на водной основе (без, либо с незначительным участием углеводородов).
Техническое оснащение аналогично случаю 1, за исключением промывочных жидкостей: применяется пресная вода с добавлением до 5% бытового моющего средства (не должно образовываться пены) в первой емкости и в чистой пресной воде - во второй емкости.
Дальнейшая подготовка к исследованиям включает истирание 30-40 грамм пробы в фарфоровой, либо железной ступке, также возможно применение механических истирателей. Данная часть пробоподготовки необходима для работы с портативным рентгено-флуоресцентным анализатором. Истирание продолжается до появления однородной зернистой фракции. За счет столь малой навески истирание происходит достаточно быстро - до 5 минут в зависимости от твердости породы и исходной размерности частиц шлама.
Оставшаяся часть пробы (около 50-80 грамм) параллельно с этим (другим специалистом) изучается в бинокулярном микроскопе, где определяются минеральный состав породы и описывается морфология частиц шлама.
Подготовленная порошкообразная проба утрамбовывается в пластиковой форме в виде таблетки толщиной 8-15 мм, помещается на измерительное окно портативного рентгено-флуоресцентного анализатора. Для работы по методу XRF используются именно портативные мобильные модификации анализаторов, пригодные для экспресс работы. Рекомендуется использовать приборы серии X-Met 7500 и 8000 компании Oxford Instruments Analytical, либо другие, аналогичные по техническим характеристикам. Главный критерий подходящего портативного прибора - возможность работы с легкими химическими элементами (Mg, Si, Аl, K, Р, S). При работе используются стандартные калибровки прибора, ориентированные на распознавание именно легких элементов. Режим работы прибора выстраивается таким образом, чтобы измерение химического состава длилось около 1 минуты.
Посредством анализатора получается химический (элементный и оксидный) состав породы, в составе которого определяющими для нефтеносных сланцевых формаций являются: Si (SiO2), Са (CaO), Mg (MgO), Al (Аl2O3), K (K2O), Ti (ТiO2), S, Fe, P (P2O5), Sr, Ba, Zr, Mo, Ni, Cu, Zn, V.
Параллельно с этим определяется состав бурового раствора на том же портативном приборе, при тех же настройках. Данные по составу бурового раствора используются для ввода поправок при анализе химического состава изучаемой в шламе породы, поскольку буровой раствор, пропитавший породу, может дать искажение при определении состава породы. В буровом растворе определяются элементы, высокие концентрации которых нетипичны для черносланцевых нефтяных формаций, такие как Ва (в породах его менее 0,5%), Сl (возможна примесь до 0,06%), О (примесь до 0,05%). Появление этих элементов в значительных количествах (значительное превышение над указанными содержаниями) в анализируемой пробе шлама говорит о недостаточной отмывки пробы от бурового раствора и необходимости либо увеличить качество и время промывки, либо внести расчетные поправки в получаемый химический состав породы. Поправка рассчитывается исходя из систематически превышающих концентраций определенных элементов, замеченных в больших количествах в буровом растворе и стабильно присутствующих в получаемых составах проб. Такие поправки могут быть получены по ряду наиболее важных элементов, необходимых для диагностики стратиграфической приуроченности пробы и используются как понижающий коэффициент или константа.
При этом необходим постоянный мониторинг изменений состава бурового раствора, производимый минимум 1 раз в сутки.
Для особенностей состава черносланцевых нефтеносных формаций по материалам XRF выведены индикаторные признаки определенных групп минералов, геохимической и палеоэкологической обстановок разреза, по которым при сравнении с ранее изученными близлежащими разрезами делаются выводы о стратиграфической принадлежности изучаемой пробы. По данным XRF используются критерии, позволяющие оценивать глинистость, карбонатосодержание, терригенную примесь, аноксийные (бескислородные) условия, уровни с повышенной биопродуктивностью:
Ca/Si, (Ca+Mg)/Si, (Ca+Mg)/Al, Mg/Ca, Sr/Ca - параметры карбонатности разреза; Al/Si, K/Si - параметры глинистости;
(Al+K+Ti)/Si, (Al+K+Ti)/(Si+Ca+Mg) - соотношение терригенного и биогенного вещества;
(Si+Ca+Mg)/S, Si/Al - параметры радиоляритовой составляющей в исходной и преобразованной породе;
S/Ti, P/Ti, (Ti+Rb+Zr)/P - соотношение биогенного и терригенного материала, индикатор терригенного привноса;
Fe/S - индикатор сульфидности («пиритостости») породы;
Mo*Fe, Мо/Аl, Mo/Mn - индикаторы морской биопродуктивности и аноксии (кислородного режима) в палеообстановке.
Комбинация вышеуказанных параметров позволяет выделить и проследить вертикальную зональность в черносланцевых нефтеносных формациях. Геонавигация по данным шлама строится на основании сопоставлении состава шлама с ранее выявленными геологическими признаками литостратиграфического строения разреза и выделенным пачкам, отличающихся по глинистости, кремнистости, карбонатосодержанию, сульфидности, сформированных в разных палеоэкологических и геохимических обстановках. Таким образом, для успешной геонавигации по данным шлама должны быть предварительно полученные достаточные геологические данные о строении целевого разреза.
Для описания шлама под бинокулярным микроскопом применяется Биомед МС-2 либо аналогичный ему. В петрографическом описании указывается размерность и морфология частиц, их цвет, определяются минеральные включения, указываются остатки фоссилий. Эти данные используются для общего геологического сопоставления изученной пробы шлама с опорным ранее изученным геологическим разрезом (разрезами).
Каждая проба шлама изучается максимально оперативно по времени - до выхода следующей пробы шлама. Таким образом, результаты исследования шлама появляются в процессе бурения в непрерывном режиме реального времени, что позволяет вовремя производить корректировки направления бурения горизонтального ствола. Скорость выхода шлама на поверхность в процессе бурения составляет, в среднем, до 1 часа, скорость обработки пробы шлама составляет 15-20 минут от момента выхода пробы на поверхность, до получения данных о ее составе. Таким образом, скорость получения данных по составу шлама сопоставима со скоростью прихода замеров гамма-метода, получаемых также в процессе бурения.
Геонавигация по данным шлама в черносланцевых нефтяных формациях требует проведение предварительных подготовительных работ по сбору и анализу имеющихся данных по раннее пробуренным скважинам в данном районе.
Оптимальным и качественным решением поставленной задачи по геонавигации по шламу будет предварительное изучение керна близ расположенных скважин портативным XRF анализатором, для получения граничных пределов значений по вышеописанным химическим элементам и их соотношениям. На выбранном опорном разрезе по совокупности геохимических признаков выделяются пачки пород так, чтобы интервалы развития этих пачек соответствовали уникальным параметрам по содержаниям главных и второстепенных породообразующих элементов.
Данные по шламу в процессе бурения сопоставляются с гамма-каротажом для комплексного подкрепления полученных вьюодов, при этом оценивается обоюдная достоверность этих данных: интервалы повышенной глинистости, высокого соотношения Mo*Fe, Мо/Аl сходятся с повышенными значениями радиоактивности, интервалы развития карбонатных пород должны соотноситься с минимальными значениями кривой гамма-каротажа. По сопоставлению гамма-каротажа и элементного состава шлама делаются выводы и о правильности расчета глубин происхождения шлама, и о корректности гамма-записи, производимой в технически трудных условия горизонтального бурения.
Результаты, получаемые в процессе оперативного изучения шлама по каждой новой проанализированной пробе численно и графически сравниваются с ранее изученным опорным разрезом. При этом эти данные в комплексе сопоставляются с данными гамма-каротажа и петрографией шлама, делаются выводы о текущем стратиграфическом положении бурового долота в разрезе и его пройденной траектории.
Использование результатов XRF анализа шлама позволяет оценивать непосредственно породу с призабойной зоны. Материалы по исследованиям шлама позволяют экономить на применении дорогостоящих методов геофизического исследования скважин в процессе бурения, основываясь при этом на достоверном прямом геологическом признаке.
Способ применим к условиям тонкослоистого разреза, где требуется высокая детализация данных при динамично меняющихся свойствах по вертикали геологического разреза, специализирован на черносланцевых нефтеносных формациях, таких как баженовская свита Западно-Сибирской плиты и доманиковая формация Русской плиты.
Claims (1)
- Способ геонавигации горизонтального ствола скважины в черносланцевых нефтеностных формациях, характеризующийся тем, что включает рентгено-флуоресцентное изучение шлама пород в процессе бурения, в качестве базовых данных для геонавигации используют результаты изучения шлама разбуренных пород, а вспомогательным методом является гамма-каротаж в процессе бурения, при этом шлам пород отбирают с частотой 2-8 метров под непосредственным контролем геолога и с точной привязкой по глубине проходки посредством расчета станции геолого-технологических исследований, каждую получаемую пробу шлама оперативно подготавливают к исследованиям, затем посредством рентгено-флуоресцентного анализатора изучают ее элементный состав, причем данные по составу породы корректируют на предмет искажения результата под влиянием бурового раствора за счет ввода соответствующих поправок по элементам, входящим в состав раствора, в бинокулярном микроскопе описываются петрографические характеристики породы, результаты исследования шлама представляют в процессе бурения в оперативном непрерывном режиме, состав породы сопоставляют с данными гамма-каротажа, численно и графически сравнивают с ранее изученным опорным разрезом, делают выводы о текущем положении бурового долота в разрезе и его пройденной траектории, в результате чего, при необходимости, корректируют направление бурения горизонтального ствола по отношению к целевому интервалу разреза.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018145559A RU2702491C1 (ru) | 2018-12-21 | 2018-12-21 | Способ геонавигации горизонтального ствола скважины в черносланцевых нефтеносных формациях |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018145559A RU2702491C1 (ru) | 2018-12-21 | 2018-12-21 | Способ геонавигации горизонтального ствола скважины в черносланцевых нефтеносных формациях |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2702491C1 true RU2702491C1 (ru) | 2019-10-08 |
Family
ID=68170868
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018145559A RU2702491C1 (ru) | 2018-12-21 | 2018-12-21 | Способ геонавигации горизонтального ствола скважины в черносланцевых нефтеносных формациях |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2702491C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2775476C1 (ru) * | 2021-09-20 | 2022-07-01 | Общество с ограниченной ответственностью "КВАНТУМ" | Способ проводки скважины по нефте- или газонасыщенной породе вне области контакта с породой, насыщенной нецелевым флюидом |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2191882C2 (ru) * | 1999-12-17 | 2002-10-27 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина | Способ литологического расчленения разреза скважин в процессе бурения |
| RU2313668C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-12-27 | Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" | Способ проводки ствола горизонтальной скважины на основе геологических исследований |
| WO2009142840A2 (en) * | 2008-05-22 | 2009-11-26 | Schlumberger Canada Limited | Methods and apparatus to form a well |
| RU2418948C1 (ru) * | 2009-10-07 | 2011-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Фация" | Способ проведения геологических исследований скважин |
| WO2016053330A1 (en) * | 2014-10-01 | 2016-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Transposition of logs onto horizontal wells |
-
2018
- 2018-12-21 RU RU2018145559A patent/RU2702491C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2191882C2 (ru) * | 1999-12-17 | 2002-10-27 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина | Способ литологического расчленения разреза скважин в процессе бурения |
| RU2313668C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-12-27 | Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" | Способ проводки ствола горизонтальной скважины на основе геологических исследований |
| WO2009142840A2 (en) * | 2008-05-22 | 2009-11-26 | Schlumberger Canada Limited | Methods and apparatus to form a well |
| RU2418948C1 (ru) * | 2009-10-07 | 2011-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Фация" | Способ проведения геологических исследований скважин |
| WO2016053330A1 (en) * | 2014-10-01 | 2016-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Transposition of logs onto horizontal wells |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2775476C1 (ru) * | 2021-09-20 | 2022-07-01 | Общество с ограниченной ответственностью "КВАНТУМ" | Способ проводки скважины по нефте- или газонасыщенной породе вне области контакта с породой, насыщенной нецелевым флюидом |
| RU2797486C1 (ru) * | 2022-12-30 | 2023-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Устройство и способ автоматизированного измерения элементного состава буровых шламов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104612675B (zh) | 一种碳酸盐岩地层随钻岩性快速识别方法 | |
| EP2564021B1 (en) | Measurement of isotope ratios in complex matrices | |
| US7623968B2 (en) | Determination of porosity and fluid saturation of underground formations | |
| Allen et al. | New constraints on the sedimentation and uplift history of the Andaman-Nicobar accretionary prism, South Andaman Island | |
| AU2011245679A1 (en) | Measurement of isotope ratios in complex matrices | |
| CN103744109B (zh) | 一种无井覆盖区碎屑岩风化壳结构的识别方法 | |
| CN107180302B (zh) | 利用岩屑元素含量评价岩石可钻性的方法 | |
| McCarty et al. | Mineral-chemistry quantification and petrophysical calibration for multimineral evaluations: A nonlinear approach | |
| RU2702491C1 (ru) | Способ геонавигации горизонтального ствола скважины в черносланцевых нефтеносных формациях | |
| Aadil et al. | Source rock evaluation with interpretation of wireline logs: a case study of Lower Indus Basin, Pakistan | |
| Pszonka et al. | Identification and quantification of intergranular volume using SEM automated mineralogy | |
| CN108240999A (zh) | 一种碎屑岩岩性的识别方法 | |
| Mainali et al. | Formation evaluation of multiple pay zones within an unconventional reservoir (Permian Basin): An integrated interpretation using elemental, mineralogical, programmed pyrolysis, and mud gas data. | |
| Hashem et al. | Enhanced Petrophysical Evaluation in Complex Lithology Using Advanced Analysis of Cuttings Data: A Case Study from Saudi Arabia | |
| Morrell et al. | Characterization of Sub-Log Scale Variability in Mudstones and the Effects of Variable Sampling Scales on High Resolution Models; Examples From Bone Spring Formation, West Texas | |
| Hammon* et al. | Geochemical, Mineralogical, and Lithological Linkages in a Thick, Early Permian, Siliciclastic Succession, Midland Basin, West Texas, USA | |
| Speight et al. | Using a drill cuttings-based approach to predict reservoir performance for improved well optimization: A case study from the Harkey Mills Sand and 2nd Bone Springs Sand, Bone Spring Formation, Lea County, New Mexico, USA | |
| Ahmed et al. | A More Accurate Integrated Multimineral Petrophysical Model in Unconventional Reservoirs using Data from Cuttings: A Case Study from Powder River Basin, USA | |
| Gomez et al. | Quantifying fracture intensity: An example from the Piceance Basin | |
| Al-Mashhdani et al. | Petrophysical Properties and Reservoir Assessment of Mishrif Formation in Eridu oil field, Southern Iraq | |
| Sindern et al. | Geochemical composition of sedimentary rocks and imprint of hydrothermal fluid flow at the Variscan front-an example from the RWTH-1 well (Germany) | |
| Pozzi et al. | Wellsite Chemostratigraphy in the Petroleum Province of Anadarko Basin: How Thermal Pulses, Deposition and Diagenesis Influence Hydrocarbon Accumulation | |
| Forbes et al. | Placing key casing points using wellsite chemostratigraphy in the Ungani Field, Canning Basin, Western Australia | |
| Fisher | Round robin comparison of composition based mineralogical studies of unconventional reservoirs | |
| Han | Rapid elemental analysis using X-ray fluorescence and laser induced breakdown spectroscopy and their applications in the Mississippian Meramec, Anadarko Basin, Oklahoma |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TC4A | Change in inventorship |
Effective date: 20200220 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20200928 |