Побудова геологічної моделі та прогнозного розрізу.

Решетніков П.М.

При роботі з телесистеми LWD використовується програмне забезпечення аналогічне що використовується при роботі з телесистеми ЗТС. Це програмне забезпечення крім інклінометріческіх параметрів забезпечує прийом, оцифровування, фільтрацію і дешифрування геофізичних параметрів переданих телесистеми LWD. Їм же здійснюється реєстрація КС, розрахунок КС і перетворення геофізичної інформації відповідно до таріровочнимі даними. Вся технологічна і геофізична інформація порядково записується в текстовий файл.

На підготовчому етапі програма, використовуючи, наявні дані ГІС і інклінометріческіе дані для трьох сусідніх свердловин (див. ріс.5.1), розташованих навколо буря свердловини (далі опорні свердловини) дозволяє побудувати об'ємну геологічну модель простягання реперних пластів. На основі цієї інформації для проектної траєкторії буря свердловини будується прогнозний розріз.

В процесі буріння дані ГІС буря свердловини, що надходять від геонавігаціонного модуля, після первинної обробки, використовуються для оцінки місця розташування забою цієї свердловини щодо виділених на підготовчому етапі реперних пластів. На основі цього, а також надійшли від телесистеми інклінометріческіх даних і побудованої на підготовчому етапі об'ємної геологічної моделі визначається, які виділені реперні пласти були розкриті або пройдені даної свердловиною. Використовуючи цю інформацію, також оцінюється, відстань до перетину з найближчим з виділених реперів, і кут цього перетину при продовженні траєкторії свердловини по прямій.

Програмно-методичний модуль дозволяє за даними ГІС для трьох сусідніх свердловин, розташованих навколо буря свердловини (далі опорні свердловини) побудувати об'ємну геологічну модель простягання реперних пластів, в якій пласти представляються як обсяги обмежені двома площинами. Опорні свердловини слід вибирати так, щоб вони контурних простежуються ділянку свердловини і були розташовані можливо ближче до нього.

Рис. 5.2.

Для оцінки точності подання пластів побудованої моделлю слід провести побудову моделі за кількома розділами трьох свердловин і порівняти азимути і кути падіння зазначених пластів, отримані при різних наборах свердловин, що в ідеалі повинні збігатися. При наявності в цікавому районі трьох свердловин розташованих на одній лінії можлива, після виділення програмно-методичним модулем реперних ділянок ГІС на всіх трьох свердловинах, оцінка розбіжності між лінійно інтерполіруемим по двом крайнім свердловинах і фактичного реперною ділянці ГІС для свердловини розташованої в середині (див. ріс.5.2). За наявності матеріалу по вертикальної свердловині і її бічного стовбура він також може бути використаний для оцінки точності, використовуваної моделі.

Можливо, при простягання пластів близькому до горизонтального, побудова моделі по одній свердловині, для чого слід використовувати дані по цій свердловині і для двох інших свердловин.

Була проведена запис діаграм геонавігаціонним модулем на ряді свердловин. На даних ОУГР була випробувана робота програмно-методичного модуля. Результати наведені на ріс.5.3.

На малюнках показані вікна програми (screenshorts) при роботі з програмно-методичним модулем (скв. 1793С Туймазінской пл., для побудови моделі простягання реперних шарів використовуються скв. 1212, 1792, 1794 Туймазінской пл .).

Рис. 5.3. Добре 283С Туймазінской пл.

Рис. 5.4. ВКВ. 79С Мустафінской площі.

Рис. 5.5. ВКВ. 125С Тюменякской площі.

Рис. 5.6. Вікно відображення кривих ГІС з відображенням знайдених реперів.

Рис. 5.7. Перегляд коефіцієнта кореляції, що відповідає знайденому репера ділянці ГІС.

Рис. 5.8. Вікно тривимірного відображення побудованої моделі простягання реперних пластів, траєкторії стовбура буря свердловини.

Малюнки зайвий раз підтверджують гарну кореляцію кривих КС, отриманих при бурінні і контрольних, а також те, що криві ВК безумовно несуть інформацію про властивості пластів, яку ще потрібно вивчати і зіставляти з іншими методами. Важливість параметра полягає в тому, що інформація йде безпосередньо від долота, тобто сама оперативна.

За отриманими даними можна констатувати, що на основі реалізованих методів можлива прив'язка до розрізу по характерних регіонально витриманим його дільницях. Ця можливість достатня для реалізації геонавігаціі в процесі буріння.

Проведені дослідження показали, що ефективно працює програмне забезпечення, що включає редагування та обробку первинних геофізичних полів в процесі буріння, створення бази геолого-геофізичної інформації про геологічному середовищі, в якій буриться похила свердловина, математичний опис геонавігаціонних завдань, графічне представлення просторової інтерпретації отриманої інформації і положення траєкторії свердловини можливо при поділі спільного модуля на окремі подмодулі, які можуть розроблятися і видозмінюватися надалі незалежно один від одного.

Вони повинні бути пов'язані між собою інформацією, яка була організована у відповідні файли, придатні для обміну між різними подмодулямі. При такій організації в кожному подмодуле або навіть в різних частинах одного подмодуля програми можуть бути написані на різних мовах програмування, найбільш придатних для вирішення цього класу задач. Для математичного опису геонавігаціонних завдань краще всього використовувати Фортран, з його багатством готових математичних функцій, для опису графічних завдань - більш пристосовані для цього мови С + + та Delphi.

На підставі викладених уявлень обрані наступні незалежні подмодулі:

Програмно-методичне забезпечення геофізичних навігаційних вимірювань, що реалізує обробку результатів вимірювань і подання даних вимірювань у вигляді діаграм і обмінних LAS-файлів параметрів геофізичних полів з будь-яким синхронізованим кроком по глибині;

Програмно-методичне забезпечення просторових побудов околоскважінной середовища, що реалізують побудова поверхонь параметрів (глибин ідентичних горизонтів і їх властивостей) по сусідніх свердловинах і картками.

Програмно-методичне забезпечення геолого-геофізичної прив'язки забою, що реалізує визначення місця розташування забою шляхом кореляції даних, отриманих в процесі буріння по сусіднім свердловинах і картками.

Подмодуль 1 забезпечує збір первинної геофізичної інформації, що надходить з різних датчиків апаратурного модуля системи LWD. Кількість оброблюваних каналів у подмодуле може бути змінним, але в даний час вона розглядається рівним 7 (відповідно до ТЗ), що включає гамма-каротаж, електрокаротаж, каротаж спонтанної поляризації, віброкаротаж, механічний каротаж, що здається опір порід за амплітудою і по фазі сигналу каналу зв'язку.

В подмодуле 1, відповідно до інформації про прохідних глибинах стовбура свердловини, що надходить від бурового майстра, проводиться осредненіе, статистична фільтрація, первинна ув'язка зі швидкістю буріння і формування поточного обмінного LAS-файлу первинної інформації, отриманої LWD.

Основні вимоги до первинної інформації вимірюваних параметрів LWD визначаються характером їх подальшого використання. Так як для навігаційних обчислень з допомогою кореляції повинна бути встановлена ідентифікація горизонтів і основні підходи базуються на ідеях пошуку корелятивних ознак, то не має великого значення метрологія вимірюваних параметрів. Важливо їх приведення до умовами, що дозволяє достовірно порівнювати відносні картини аномалій, поведінку кривих поточних геофізичних вимірювань LWD з вимірюваннями стандартних геофізичних методів на сусідніх свердловинах і типових нормальних розрізів.

Подмодуль 2 передбачає роботу з поточним обмінним LAS-файлом інформації LWD, об'єднання його з LAS-файлами інформації LWD, отриманими на попередньому етапі, з інформацією, що міститься у вигляді карт, таблиць і каротажної діаграм в базі геолого-геофізичної інформації про навколишній околоскважінном просторі. У процесі його роботи проводиться глибока обробка даних інклінометріі в Відповідно до апроксимаційний припущеннями про просторове викривленні свердловин, приведення їх до вертикалі, при необхідності - до нормальному розрізу, побудова структурних і трендових поверхонь методами аналітичної геометрії. Результатами обробки даного подмодуля будуть кілька різних LAS-файлів з проміжними результативними кривими, необхідними для графічного представлення траєкторії свердловини в геологічній середовищі околоскважінного простору.

Подмодуль 3 забезпечує роботу з LAS-файлами геофізичних кривих сусідніх свердловин і об'єднаними поточними LAS-файлами буря похило спрямованої свердловини. У процесі обробки проводиться багаторазова кореляція кривих і встановлення відповідності глибин горизонтів в похило-спрямованої свердловині з аналогічними в сусідніх свердловинах. Після встановлення ідентичності горизонтів розраховується положення поточного вибою свердловини щодо цільового пласта, в якому потрібне форматування необхідним чином ділянка похило-спрямованої свердловини. З цією метою розраховуються розбіжності між глибинами забою буря свердловини та проектної траєкторією свердловини.

В процесі обробки у всіх подмодулях розраховуються проміжні криві ГІС, зібрані в LAS-файли різного виду, які будуть використовуватися в програмах графічного подання.

Інформація, накопичена у базі даних, є вихідною для отримання графічного представлення результатів обробки на екрані монітора, полегшуючи тим самим процес прийняття рішення при управлінні бурінням.

Візуальне подання реалізується через інтерактивний вибір наступних вікон, в яких реалізуються наступні графічні функції:

Намалювати призму з можливістю її повороту навколо вертикальної осі, що проходить через похилій гирлі свердловини D.

Намалювати інклінограмму в прийнятих масштабах.

Намалювати багаторазово вертикальний розріз у задаються напрямках.

Намалювати аксонометрію «фіранок» - слідів траєкторії свердловини на ряді вертикальних площин, що проходять прямолінійні відрізки інклінограмми. Остаточна реалізація даного малюнка буде залежати від попереднього випробування.

Намалювати кореляційний схему з кривими ГІС (за завданням і вибору) для похилої свердловини (D) і будь-який з 3х вертикальних (A, B, C).

Дати на екрані таблицю, в якій вказані відстані від поточного положення долота до точки входу в пласт, кут входу в пласт, найкоротша відстань від поточної точки до шару, напрямок свердловини в поточній точці.

Обробка даних інклінометріі.

Дані інклінометріі можуть оброблятися різними методами, нерівноцінними з точки зору математики, по точності результатів. У зв'язку з цим ряд методів був випробуваний на модельних свердловинах для оцінки величини розбіжностей в результатах та вибору найкращого. З огляду на необхідність роботи програми в режимі реального часу, було вирішено використовувати методи дозволяють обходиться без використання великого об'єму пам'яті і складних обчислень, що цілком допустимо, з огляду на відносно малий крок по глибині, з яких проводяться інклінометріческіе вимірювання. Дані методи дозволяють для кожного інтервалу, відповідного ділянці стовбура свердловини між двома вимірами, знайти приросту за трьома координатним осях X, Y, Z використовуючи довжину інтервалу і значення азимута і зенітних кутів на кінцях інтервалу. Підсумовуючи ці прирости і знаючи координати точки прив'язки (для гирла свердловини (0,0,0), азимут = азімут1, зеніт = 0) можна визначити поточний стан забою і траєкторію свердловини.

Нижче наведені описи випробуваних методів: (вісь X на схід, вісь Y на північ, ось Z вниз)

Метод усереднення кутів - досліджуваний ділянку стовбура свердловини між двома точками виміру представляється відрізком прямої, причому зенітний кут і азимут на Протягом ділянки інтерполяції приймаються рівними середнім арифметичним відповідних кутів заміряних на кінцях інтервалу. Приріст координат:

Dx = Dl * sin () * cos (), Dy = Dl * sin () * sin (),

(азимут з урахуванням переходу через нуль)

Dz = Dl * cos ()

балансні тангенціальний метод - досліджуваний ділянку стовбура свердловини між двома точками виміру розбивається на дві ділянки однакової довжини: верхній і нижній. Кожен ділянка інтерполюється відрізком прямої, причому зенітний кут і азимут прямій, інтерполюється верхній ділянку, приймаються рівними відповідним куті в верхній точці виміру, а зенітний кут і азимут прямий, інтерполюється нижній ділянка, приймаються рівними відповідним кутах у нижній точці заміру. Приріст координат:

Dx = ,

Dy = ,

Dz = .

Метод кільцевих дуг - досліджуваний ділянку стовбура свердловини між двома точками виміру представляється як дуга кола. Кожна дуга лежить на похилій площині, положення якої визначається за відомим зенітних кутах і азимутах в точках виміру. Дуги проводяться таким чином, щоб дотичні вектора в точках виміру були дотичними до впроваджуваних дуг. Радіус дуги визначається з умови, що довжина дуги повинна бути такою ж, як виміряний по стовбуру свердловини відстань між точками виміру.

Метод, заснований на припущенні про лінійне зміну параметрів (метод трапецій) -- передбачається, що на досліджуваній ділянці траєкторії стовбура свердловини азимут і зенітний кут змінюються лінійно:

, де , , де ,

тоді прирости координат:

Dx =

Dy = Dz =

Для перевірки та порівняння цих методів вони були випробувані на модельних свердловинах. Траєкторія свердловини задавалася параметричними рівняннями виду: x = x (t), y = y (t), z = z (t). Дотичний вектор до траєкторії свердловини в точці відповідної параметру t = t0 - (x