RU2803985C1 - Способ бурения горизонтальной скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области бурения горизонтальной скважины и, в частности, к оптимальному управлению этим бурением с условием обеспечения нахождения ствола горизонтальной скважины между границами пласта-коллектора. Технический результат: повышение эффективности бурения за счет обеспечения возможности регистрации границ пласта на расстоянии до 2-х метров от породоразрушающего инструмента, что позволяет отслеживать приближение границы в каждой точке измерения и принимать решение по корректировке траектории бурения заблаговременно - до выхода ствола скважины из целевого пласта-коллектора. Сущность изобретения: осуществляют сбор необходимых данных по ранее пробуренным опорным скважинам в зоне бурения проектируемой скважины. На основе этих данных формируют предварительную геоэлектрическую модель геологического разреза вдоль проектного ствола скважины, в интервалах которого и опорных скважинах устанавливают маркеры критических значений геоэлектрических данных. Подготавливают алгоритм трансформации измеряемых геоэлектрических данных для пласта-коллектора, его кровли и подошвы. Оснащают нижнюю часть бурильной колонны набором генераторных и приемных катушек. В процессе бурения в массив породы запускают электромагнитные волны. Измеряют электромагнитный отклик. По сдвигу фаз и затуханию амплитуд электромагнитных волн отклика относительно электромагнитных волн, запущенных в массив, определяют характеристики пород пласта-коллектора и одновременно место нахождения породоразрушающего инструмента, расстояние до границ пласта-коллектора, угол залегания этих границ, приближенность любой геоэлектрически контрастной границы к стволу скважины. При достижении заданных значений расстояния до ближайшей геоэлектрически контрастной границы, а также при минимальной невязке между данными по геоэлектрической модели и измеренными данными, поддерживают траекторию бурения горизонтального участка скважины между границами пласта-коллектора или изменяют эту траекторию. На всех этапах бурения используют алгоритм трансформации данных измерений в режиме автоматического представления этих данных.

Description

Изобретение относится к области бурения горизонтальной скважины и, в частности к оптимальному управлению этим бурением с условием обеспечения нахождения ствола горизонтальной скважины между границами пласта-коллектора - его кровлей и подошвой, а в случае слоистости самого пласта-коллектора - в его продуктивных слоях или прослоях.

Бурение горизонтальных скважин является одной из актуальных проблем, решение которой связывают как с определением геометрического места скважин в геологическом пространстве, так и с оценкой свойств пластов-коллекторов и их вмещающих пород.

Широко известны способы управления бурением горизонтальных скважин на основе измерений углов в магнитном поле Земли или с помощью гироскопов. Эти сведения необходимы в комплексе геофизических измерений для интерпретации данных других видов исследований, например электрического каротажа.

Однако такая геометрическая корректировка траектории по данным ранее пробуренных скважин и прогнозируемому залеганию пластов не гарантирует от ошибок выхода ствола скважины в непродуктивные толщи.

Широко известны также способы управления бурением горизонтальной скважины на основе данных бокового (электрического) каротажного зондирования (БКЗ, ЭКЗ) для исследования электрических свойств вокруг скважины. Однако эти способы не обеспечивают достаточной разрешающей способности к геоэлектрическим свойствам пород, простирающихся вдоль ствола горизонтальной скважины. Кроме того, им присущи экранные эффекты от уплотненных слоев, что существенно усложняет интерпретацию результатов измерения. Существуют также технологические трудности доставки на забой горизонтальных скважин зондовых устройств БКЗ в особенности не жестких - шлангового типа.

Известен способ управления бурением горизонтальной скважины, включающий геофизический каротаж в процессе бурения и использование его данных для корректирования траектории ствола горизонтальной скважины (Betts P. and others, Acquiringandinterpreting Logsin Horizontal Wells, Schlumberger, Oilfield Review, vol. 2, №3, 1990).

Такие системы каротажа в процессе бурения существуют за рубежом (Schlumberger, Anadril, Sperry-Sumrflp.). Они предусматривают использование специальной аппаратуры (Logging Wall Driling или LWD-системы).

Известный способ имеет недостатки. Во-первых, он предусматривает использование индукционных средств, которые не имеют геометрической и электродинамической изопараметричности, что не позволяет достоверно определять свойства пластов. Во-вторых, порядок и схема использования этих средств не обеспечивают получение своевременной текущей информации о породах, что повышает риски лишних - не желательных вскрытий границ пласта-коллектора (его кровли/или подошвы). При этом не обеспечивают возможности оперативной обработки информации о свойствах породы вокруг бурящейся скважины и своевременного принятия решения для корректирования бурения горизонтальной скважины - отсутствуют алгоритмы принятия решения.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности бурения горизонтальной скважины за счет предотвращения лишних операций по корректировке бурения и ускорения принятия решений об изменении траектории бурения в режиме реального времени.

Технический результат достигается тем, что по способу бурения горизонтальной скважины осуществляют сбор геоэлектрических и геологических данных по ранее пробуренным опорным скважинам в зоне бурения проектируемой скважины. На основе этих данных формируют предварительную геоэлектрическую модель геологического разреза вдоль проектного ствола скважины. В интервалах этого ствола и в опорных скважинах устанавливают маркеры критических значений геоэлектрических данных, в частности удельного электрического сопротивления - УЭС пород пласта-коллектора и вмещающих пород, представляющих собой слоистые геоэлектрически контрастные прослои. Подготавливают алгоритм трансформации измеряемых геоэлектрических данных для пласта-коллектора, его кровли и подошвы - его границ. Нижнюю часть бурильной колонны выше породоразрушающего инструмента оснащают геофизическим прибором - набором генераторных и приемных катушек с заданными размерами, порядком размещения, рабочими частотами и глубиной воздействия на массив горной породы. В этот массив в процессе бурения запускают электромагнитные волны с использованием генераторных катушек. Измеряют электромагнитный отклик горной породы с использованием приемных катушек. По сдвигу фаз и затуханию амплитуд электромагнитных волн отклика горной породы относительно электромагнитных волн, запущенных в массив горной породы, определяют величину УЭС пород пласта-коллектора. Одновременно определяют место нахождения породоразрушающего инструмента, а также величину УЭС пород, в которых находится упомянутый инструмент. При этом определяют расстояние породоразрушающего инструмента до границ пласта-коллектора, угол залегания этих границ, приближенность любой геолектрически контрастной границы прослоя пласта-коллектора к стволу скважины. При достижении заданных значений расстояния до ближайшей геоэлектрически контрастной границы, а также при минимальной невязке между значениями УЭС по геоэлектрической модели и измеренным данным, поддерживают траекторию бурения - траекторию горизонтального участка скважины между границами пласта-коллектора. При необходимости изменяют траекторию ствола скважины в зависимости от трансформации значений УЭС пород пласта-коллектора, его границ и расстояния породоразрушающего инструмента от упомянутых границ. На всех этапах бурения горизонтального ствола используют алгоритм трансформации геоэлектрических данных в режиме автоматического представления этих данных. Это выполняют с возможностью оперативного принятия решений по контролю за бурением скважины. При минимально допустимых отличиях удельного УЭС пород пласта-коллектора и его границ, которые дополнительно поверяют с помощью маркеров, осуществляют форсированное изменение зенитного угла искривления траектории скважины. Это осуществляют с условием соблюдения заданной разницы его величины с углом залегания границ пласта-коллектора.

В типовой практике геологического сопровождения бурения используют измеренные геофизическими приборами показания. В скважинных условиях, зачастую, получают суперпозиционные сигналы отклика разных пород, располагающихся в зоне исследования геофизических приборов. Кроме того от породоразрушающего инструмента до текущего положения геофизического прибора существует зона непромера. Размер зоны непромера зависит от используемых средств измерений и может достигать 20 м. В результате, не исключена ситуация, когда породоразрушающий инструмент выходит из целевого пласта - плата-коллектора, т.е. пересекает его границу (кровлю или подошву), а геофизический прибор еще не достиг этой границы. В результате резко падает эффективность бурения горизонтальной скважины.

В соответствии с предложенным решением в составе способа предусматривают оригинальный прием в режиме автоматического представления данных о положении ствола скважины - картографирование границ целевого пласта-коллектора. В соответствии с этим приемом геофизическим прибором электрического каротажа измеряют кажущиеся электрические удельные сопротивления пород. Полученные данные измерений определенным образом обрабатывают и получают три параметра: истинное сопротивление пласта, в котором осуществляют бурение скважины - ρ₁, истинное сопротивление близлежащего геоэлектрически контрастного пласта - ρ₂ и расстояние до границы этих двух пластов - h.

В результате моделирования установлена возможность регистрации границы пласта на расстоянии до 2-х метров от породоразрушающего инструмента. Это позволяет отслеживать приближение границы в каждой точке измерения и принимать решение по корректировке траектории бурения заблаговременно - до выхода ствола скважины из целевого пласта-коллектора. В результате обеспечивают необходимую эффективность предложенного решения.

В более подробном изложении операцию картографирования границ пласта осуществляют следующие образом. Вначале осуществляют сбор данных по опорным скважинам о геоэлектрических характеристиках пород. На основе этих данных формируют предварительную геоэлектрической модель геологического разреза вдоль проектного ствола скважины. После формирования модели упомянутого разреза осуществляют разбивку на интервалы проектного ствола скважины и расставляют маркеры критических точек/интервалов для подготовки работы алгоритма трансформации геоэлектрических данных в процессе сопровождения бурения. Такую разбивку предусматривают для формирования решения по картографированию границ и предусматривают ее с возможностью корректировки как по фактически измеренным значениям приборов электромагнитного каротажа - ЭМК, так и всего комплекса данных геолого-технологических исследований в процессе проводки скважины. По заданной схеме расположения генераторных и приемных катушек прибора ЭМК, их размеру и рабочим частотам рассчитывают соответствующие номограммы работы зондов прибора. При этом задача может быть и другой. Исходя из необходимой частоты работы выбирают параметры катушек.

В начале бурения измеряют сигналы приборов в реальном времени и задают стартовую модель для работы алгоритма трансформации измеряемых данных. После получения первых данных с прибора ЭМК оценивают качество данных на наличие некондиционных данных измерений и характеру кривых. Протяженность интервала для оценки качества данных принимают длиной 5-10 м. На основе сформированной на предварительном этапе геоэлектрической модели и фактических значений данных ЭМК задают стартовую модель (УЭС пласта-коллектора, УЭС пласта-покрышки) для каждого нового пакета данных. В зависимости от предполагаемых геоэлектрических характеристик стартовая модель может быть как одинаковой, так и разной на всех интервалах бурения скважины. Получают новый пакет данных, сравнивают эти данные с предыдущими интервалами на предмет их кондиционности. Сглаживают данные в интервале 1 м и полученные данные используют для алгоритма трансформации данных. Также в этот алгоритм передают данные о приборе ЭМК, стартовой модели и параметрах сближения - максимальном количестве итераций, пределах изменения значений параметров сближения данных модели, минимальном значении функционала, отражающего невязку. Запускают алгоритм трансформации для текущего интервала и выдают значения ρ₁, ρ₂, h для определения картографируемой границы. Сравнивают полученную геоэлектрическую модель с результатами сближения данных предыдущих интервалов и принимают решение по дальнейшей проводке ствола скважины с учетом фактических данных о геоэлектрическом разрезе. Кроме того, после обработки каждого нового пакета данных предусматривают возможность сравнения с геоэлектрической моделью среды, построенной на предварительном этапе и, при необходимости, вносят коррективы этой модели в соответствии с фактическими данными. Скорректированную геоэлектрическую модель используют на последующих интервалах бурения для задания стартовой модели.

Результаты измерений скважинным прибором ЭМК передают на поверхность в режиме реального времени в виде трансформанты измеренного отклика среды в кажущиеся удельные электрические сопротивления - УЭС. На поверхность, как правило, передают 3-4 значения кажущегося УЭС, из которых одно является значением по отношению амплитуд самого длинного низкочастотного зонда, чтобы получить информацию о распределении УЭС на как можно большем расстоянии от скважины. Данные передают в блоки «Сглаживание» и «Стартовая модель». При этом геоэлектрическую модель по опорной скважине со всеми имеющимися данными о распределении УЭС на данном участке бурения строят заранее и передают в блок «Стартовая модель».

Стартовую модель формируют на основе данных из блоков «Данные по опорной скважине» и «УЭС». Если показания из блока «УЭС» отличаются от модели, сформированной по опорным скважинам, не более чем на 100%, то стартовую модель строят по опорным скважинам. Если показания из блока «УЭС» значительно отличаются от модели, сформированной по опорным скважинам (различие более 100%), то модель по опорным скважинам корректируют в сторону соответствия данным из блока «УЭС». Полученную таким образом стартовую модель (УЭС пласта, УЭС покрышки, расстояние до кровли пласта) передают в блок «Оптимизация», где на первой итерации передают стартовую модель в блок «Решение прямой задачи» для расчета синтетических кривых кажущегося УЭС. На второй и последующих итерациях определяют векторы модельных параметров (ρ₁, ρ₂, h) на основе результатов предыдущей итерации по методам Гаусса-Ньютона или Нелдера-Мида. Полученный вектор модельных параметров передают в блок «Решение прямой задачи» для дальнейших расчетов. По данным из блоков «Параметры прибора» и «Оптимизация» определяют синтетические сигналы УЭС на основе решения системы уравнений Максвелла. Результат расчета передают в блок «Целевая функция». По данным из блоков «Сглаживание» и «Решение прямой задачи» рассчитывают целевую функцию, которая является мерой соответствия между практическими и синтетическими данными. Если значение функционала меньше минимального, при котором считается что практические и синтетические данные совпадают, то итерационный процесс завершают и на выход передают вектор модельных параметров, значение целевой функции, а также синтетические значения кривых кажущегося УЭС (блок «ρ₁, ρ₂, h, f, Модельные УЭС»). При этом f - целевая функция, отражающая невязку. Чем меньше ее значения, тем выше качество решения.

Если значение функционала больше минимального, то итерационный процесс продолжают - данные через блок «Максимальное количество итераций» передают в блок «Оптимизация», пока не будет достигнуто минимальное значение целевой функции или максимальное количество итераций.

По умолчании одновременно подбирают все параметры модели ρ₁, ρ₂, h. При необходимости выбирают режимы по одному или двум параметрам. В случае значительного отличия реальных показаний прибора от ожидаемых осуществляют коррекцию в сторону большего соответствия данным, получаемым в процессе бурения.

В итоге резюмируется, что собственно картографирование включает три функционально разные операции. Первая операция включает определение начальных и граничных условий. Их определяют перед началом выполнения трансформации данных. При этом выбирают стратегию трансформации, максимальное количество итераций, геоэлектрическую модель разреза на основе данных опорной скважины, критическое значение целевой функции, параметры сглаживания.

Ко второй операции относят приемы получения расчетных кривых с решением прямой задачи и оптимизации. Важно то, что приемы первой операции учитывают при выполнении второй операции для осуществления поверок получаемых результатов.

Третья операция - контроль картографирования по стоп-точкам с проверкой качества трансформации данных, а именно:

когда максимально заданное количество итераций расчетов на одну точку глубины превышено, а критическое значение функции (невязка) все еще выше минимально допустимого значения;

когда не удается вывести целевую функцию ниже критического уровня и/или одна или несколько кривых УЭС не поддается восстановлению в результате расчетов трансформации данных.

В этом случае корректируют список УЭС, осуществляют дополнительные измерения для выполнения трансформации. Данную операцию используют в случае, когда не удается вывести целевую функцию ниже критического уровня и/или одна или несколько кривых УЭС не поддается восстановлению в результате расчетов трансформации.

Для минимизации целевой функции выполняют трансформацию с разными стратегиями, стартовыми моделями и методами оптимизации, после чего меняют список УЭС, необходимых для трансформации и продолжения бурения.

Алгоритм трансформации заключается в решении уравнений Максвелла (прямая задача) в квазистационарном приближении. Первый расчет выполняют на основе ρ₁, ρ₂ и h, заданных в стартовой модели. Рассчитывают целевую функцию. На следующем шаге выполняют корректировку ρ₁, ρ₂ и h на основе оптимизационного алгоритма и расчет уравнений Максвелла повторяют. Таким образом, данную процедуру повторяют до тех пор, пока не выполнят условие, когда величина целевой функции не станет меньше значения f_кp или количество итераций не превысит максимально допустимое количество итераций. В этом случае цикл прерывают и расчет осуществляют для следующей глубины.

Высокие невязки между измеренными и полученными в результате трансформации сопротивления могут свидетельствовать о некачественных данных УЭС, что является основанием для проведения повторных удостоверяющих геофизических исследований в скважине.

В качестве первого примера, иллюстрирующего способ в части картографирования границ пласта-коллектора, принимают бурение скважины №4118 Среднеботуобинского месторождения, куст 8. Бурение осуществляют в прикровельной части пласта. При этом сопротивление пласта составляет первые десятки Ом*м, что на порядок ниже сопротивления пласта-покрышки и создает благоприятные условия для картографирования границ. Между тем по факту отмечают два выхода породоразрушающего инструмента из целевого пласта-коллектора в пласт-покрышку.

По результатам каротажа были отмечены области, начиная с которых при бурении скважины можно было бы прогнозировать приближение к соседнему пласту. По фактическим наблюдением за результатами трансформации измеряемых данных прогноз можно выполнить по двум критериям:

по приближению границы сред к стволу скважины;

по началу движения ρ₁ и ρ₂ в направлении друг к другу.

Выявленные области возможного начала прогноза приближения соседнего пласта демонстрируют на этот момент удаление границы геоэлектрически контрастных сред от прибора в диапазоне от 0,4 м до 1,6 м. При этом от начала потенциального сближения до пластопересчения (равенство ρ₁ и ρ₂) по результатам трансформации данных по стволу пройдено от 3,2 м (картографирование в данном случае не позволяет спрогнозировать границу) до 37,5 м. Корреляции между расстоянием до границы сред и проходкой до момента пластопересечения не установлено. В данных простых геологических условиях легко устанавливают положении границы сверху или снизу. Однако в связи с использованием неазимутального прибора в данной скважине, идентикацию возможно выполнить благодаря априорной информации (чем больше сопротивление пласта, в котором осуществляют проводку скважины, тем больше глубинность исследования). В данном примере при нахождении прибора в высокоомной покрышке границу коллектора прослеживают на удалении вплоть до 2 м. Нахождение прибора в более низкоомном пласте не позволяет вырваться за чувствительность к границе свыше 0,8 м. Отдельного внимания заслуживает не только динамика ρ₁ и ρ₂, но и их абсолютные значения. Так ρ₁ характеризует слой, в котором находится прибор, то есть дает его фактическое сопротивление, что полезно при расчетах, так как это истинное сопротивление пласта без влияния соседнего слоя. Кроме того, абсолютные значения пласта, в котором располагается прибор, являются подсказкой, в какой части разреза сейчас находится прибор. В отличие от ρ₁, ρ₂ изменяется в широком диапазоне и, зачастую не позволяет определить, какой именно слой приближается. Такое поведение ρ₂ связано сугубо с математическим решением, когда дальняя зона решается по остаточному принципу. Между тем, абсолютные значения ρ₂ возможно на качественном уровне использовать для изучения похожести соседних слоев. Пример тому интервал 2540-2630 м. При практически идентичных ρ₁ и расстояниях до границы слоев, в данном интервале выделяют два подынтервала 2540-2590 м и 2590-2630 м, в которых разные по уровню значения ρ₂, что хорошо корреспондируется с остальными методами исследований и подтвержает возможность использования абсолютных значений ρ₂ для интерпретации разреза.

При проводке данной скважины с картографированием границ первый выход из пласта-коллектора было маловероятно спрогнозировать из-за большого угла атаки ствола на пласт. Однако, по динамике ρ₂ такое развитие событий возможно было предвидеть еще с глубины 2680 м. Второй выход из пласта-коллектора прогнозируют с 2845 м.

Далее представлен другой пример операции картографирования по способу на скважине №249 Кузоваткинское месторождение, куст 18.

В данном случае проводку осуществляют в пределах целевого пласта-коллектора. Затем осуществляют маневр в нижележащий слой-коллектор. УЭС в этом примере ниже, чем в вышеприведенном примере. В итоге - меньшая глубинность по чувствительности к границе. Так в пиковых значениях чувствительность едва достигает 0,6 м. Для некоторых характерных зон максимальная удаленность от оси прибора до границы сред расположена в диапазоне 0,3-0,6 м, при протяженности от этих границ до пластопересечения (условие равенства ρ₁ и ρ₁) находится в диапазоне от 8,9 м (предсказать потерю коллектора в данном случае маловероятно) до 37,5 м.

Чтобы понять невозможность картографирования границ в условиях относительно токослоистого разреза рассматривают интервал 3640-3720 м. Из-за слоистого разреза происходит многократная трансформация ρ₁ и ρ₂. При этом расчетная граница сред находится в районе нуля.

Таким образом, реальные результаты, полученные на объектах, демонстрируют работоспособность алгоритма картографирования границ по УЭС. При этом в рамках разрабатываемой технологии картографирования по способу оказывается важным не только рассчитываемое расстояние до соседней границы геоэлектрически контрастных сред, но и рассчитываемые в рамках работы алгоритма многопараметрической трансформации значащие величины сопротивления ρ₁ и ρ₂, которые при совместном рассмотрении с упомянутым расстоянием значительно повышают информативность и оперативность картографирования границ.

Пример осуществления способа бурения горизонтальной скважины №501 месторождения Встречное, куст 8.

В соответствии с заявленным способом осуществляют сбор геоэлектрических и геологических данных по ранее пробуренным опорным скважинам в зоне бурения проектируемой скважины. Скважину проектируют глубиной 3578 м с горизонтальным участком в пласте-коллекторе, представленного породами терригенного типа. Целевой интервал представлен песчаником, кровля коллектора представлена аргиллитом. В качестве геофизических данных для анализа принимают данные удельных электрических сопротивлений опорной скважины. На основе этих данных формируют предварительную геоэлектрическую модель геологического разреза вдоль проектного ствола скважины. Эта модель характеризуется следующим образом. Удельные сопротивления кровли 6-8 Ом*м, коллектора 12.5 - 19 Ом*м. В интервалах этого ствола и в опорных скважинах устанавливают маркеры критических значений геоэлектрических данных, в частности УЭС пород пласта-коллектора и вмещающих пород, представляющих собой слоистые геоэлектрически контрастные прослои. Подготавливают алгоритм трансформации измеряемых геоэлектрических данных для пласта-коллектора, его кровли и подошвы - его границ. Нижнюю часть бурильной колонны выше породоразрушающего инструмента оснащают геофизическим прибором - набором генераторных и приемных катушек. Генераторные картушки располагают на расстоянии 0,4 м и 0,86 м от приемных катушек с рабочей частотой 2 МГц и глубиной воздействия до 1.4 м на массив горной породы. В этот массив в процессе бурения запускают электромагнитные волны с использованием генераторных катушек. Измеряют электромагнитный отклик горной породы с использованием приемных катушек в виде данных по сдвигу фазы и затухания амплитуды электромагнитных волн отклика горной породы относительно электромагнитных волн, запущенных в массив горной породы, определяют величину УЭС пород пласта-коллектора. При бурении в коллекторе с показаниями УЭС 10 - 10.5 Ом*м при глубине 3300 м картируют более высокоумную часть коллектора с УЭС 14-16 Ом*м на расстоянии до 0.95 м по абсолютной отметке выше ствола скважины. При бурении с зенитным углом 91 град, при глубине 3325 м встретили картируемый более высокоомный участок целевого интервала.

С глубины 3340 м, при фактических показаниях УЭС 15-18 Ом*м картируют приближение, по направлению бурения, низкоомной границы с расстояния 1.4 м по абсолютной отметке выше ствола скважины, УЭС картируемого пласта 7-8 Ом*м, наблюдают сепарацию кривых УЭС. Дальняя кривая по затуханию фиксирует пониженные показания (14 - 14. 5 Ом*м), ближний зонд фиксирует показания текущего пласта 16 - 18 Ом*м. С глубины 3356 м вскрыта низкоомная граница, наблюдают увеличение показаний ГК и данных ГГК-п.

В интервале 3362 - 3408 м при бурении в низкоомной границе с показаниями УЭС 7-8 Ом*м высокоомную границу с показаниями УЭС 15 - 18 Ом*м картируют на расстоянии до 0.45 м по абсолютной отметке ниже ствола скважины, далее бурение продолжают со сбросом зенитного угла до 89 - 89.5 град, для выхода в нижележащий высокоомный пласт. На глубине 3419 м зафиксирован вход в более высокоомную зону по данным УЭС, а также по снижению показаний ГК и ГГКп. Ствол скважины в интервале 3410 - 3444 м находится на границе раздела коллектора (высокоомная зона) и неколлектора (низкоомная зона).

С глубины 3444 м картируют отдаление от низкоомной границы на расстояние до 1,4 м по абсолютной отметке. С глубины 3479 м бурение ствола скважины ведут с зенитным углом 90 град. Низкоомную границу картируют выше ствола скважины, также наблюдают рост значений УЭС.

Claims (1)

1. Способ бурения горизонтальной скважины, в соответствии с которым осуществляют сбор геоэлектрических и геологических данных по ранее пробуренным опорным скважинам в зоне бурения проектируемой скважины, формируют на основе этих данных предварительную геоэлектрическую модель геологического разреза вдоль проектного ствола скважины, в интервалах которого и опорных скважинах устанавливают маркеры критических значений геоэлектрических данных, в частности удельного электрического сопротивления - УЭС, пород пласта-коллектора и вмещающих пород, представляющих собой слоистые геоэлектрически контрастные прослои, подготавливают алгоритм трансформации измеряемых геоэлектрических данных для пласта-коллектора и его границ - кровли и подошвы, оснащают нижнюю часть бурильной колонны выше породоразрушающего инструмента набором генераторных и приемных катушек с заданными размерами, порядком размещения, рабочими частотами и глубиной воздействия на массив горной породы, в который в процессе бурения запускают электромагнитные волны с использованием генераторных катушек, измеряют электромагнитный отклик горной породы с использованием приемных катушек, при этом по сдвигу фаз и затуханию амплитуд электромагнитных волн отклика горной породы относительно электромагнитных волн, запущенных в массив горной породы, определяют величину УЭС пород пласта-коллектора и, одновременно, место нахождения породоразрушающего инструмента, а также величину УЭС пород, в которых находится упомянутый инструмент, его расстояние до границ пласта-коллектора, угол залегания этих границ, приближенность любой геоэлектрически контрастной границы прослоя пласта-коллектора к стволу скважины и при достижении заданных значений расстояния до ближайшей геоэлектрически контрастной границы, а также при минимальной невязке между значениями УЭС по геоэлектрической модели и измеренным данным поддерживают траекторию бурения горизонтального участка скважины между границами пласта-коллектора или изменяют эту траекторию в зависимости от трансформации значений УЭС пород пласта-коллектора, его границ и расстояния породоразрушающего инструмента от упомянутых границ, при этом на всех этапах бурения горизонтального ствола используют алгоритм трансформации геоэлектрических данных в режиме автоматического представления этих данных для оперативного принятия решений по контролю за бурением скважины при минимально допустимых отличиях удельного электрического сопротивления пород пласта-коллектора и его границ, которые дополнительно проверяют с помощью маркеров, осуществляют форсированное изменение зенитного угла искривления скважины с условием соблюдения заданной разницы его величины с углом залегания границ пласта-коллектора.