Modern approaches to managing uncertainty in horizontal well drilling: a case study from the remote drilling support service of KMG Engineering LLP

Full Text

Введение

Бурение горизонтальных скважин (далее – ГС) в последние годы стало одним из ключевых направлений развития нефтегазовой индустрии, что обусловлено его значительным потенциалом для повышения эффективности добычи углеводородов. ГС обеспечивают более широкий контакт с продуктивными пластами, что позволяет увеличивать объёмы извлекаемой нефти и снижать затраты на бурение. Внедрение передовых технологий на всех этапах процесса – от планирования и моделирования до мониторинга и контроля в реальном времени – позволяет достигать высокой точности и оптимизации при бурении, что, в свою очередь, способствует повышению экономической эффективности.

Несмотря на развитость технологий в данной сфере, остаётся существенная доля неопределённости в процессе бурения. Сложные геологические условия, неравномерность строения пластов и различные физико-химические характеристики пород могут приводить к отклонениям от запланированной траектории и изменению параметров бурения. Эти факторы могут оказывать как положительное, так и отрицательное влияние на конечный результат.

В условиях неопределённости технологическая поддержка и постоянный мониторинг становятся ключевыми элементами для адаптации процесса бурения к изменениям в реальном времени и минимизации рисков. В данной статье предлагается рассмотреть источники и характер неопределённостей на примере опыта работы службы онлайн бурения (далее – СОБ) ТОО «КМГ Инжиниринг», а также обсудить подходы к их управлению для повышения эффективности бурения и доведения скважины до проектной цели.

Изучение данных перед началом бурения ГС

Перед бурением ГС необходимо провести анализ всех имеющихся геолого-геофизических данных для точного определения структуры пласта и его свойств. Это позволяет спроектировать оптимальную траекторию и выбрать соответствующее буровое оборудование.

Ошибки в выборе точки заложения могут привести к вскрытию малопродуктивных зон, снижая дебит и рентабельность. Для минимизации рисков учитываются сейсмические разрезы, данные геофизических исследований, упругие свойства пород и каротажные данные ближайших скважин.

Сейсмические модели и разбуренность участка

Сейсмическое моделирование значительно увеличивает шансы на успешное бурение горизонтальных скважин, обеспечивая подробное понимание геологических особенностей пласта уже на этапе планирования. Трёхмерные сейсмические модели позволяют визуализировать подповерхностные структуры с относительной точностью, что обеспечивает обоснованный выбор траектории бурения, выявление потенциальных геологических рисков и определение продуктивных зон [1].

На рис. 1 показан пример сейсмического разреза с тектоническими нарушениями. Он позволяет детально проанализировать стратиграфическое и тектоническое строение изучаемого участка, выявить зоны разломов, флексур и других структурных нарушений, которые могут оказывать влияние на проектирование и проведение буровых работ.

 

Рисунок 1. Пример сейсмического разреза с данными о положении тектонического нарушения, расположении близлежащих опорных скважин и траектории бурения [1]

Figure 1. Example of a seismic section showing a fault, nearby reference wells, and the planned well trajectory [1]

 

Основное назначение сейсмического разреза заключается в определении мощности и глубины залегания осадочных комплексов, а также в идентификации перспективных коллекторов углеводородов. Анализ амплитудных характеристик отражённых волн и скорости их распространения даёт возможность дифференцировать литологический состав пород и прогнозировать возможные флюидонасыщенные зоны [2].

Кроме того, сейсмический разрез позволяет оценить тектоническую дислоцированность разреза, выявить зоны тектонических нарушений, что особенно важно при планировании траектории скважины для минимизации рисков осложнений при бурении. Использование данных сейсморазведки совместно с геофизическими и геологическими исследованиями значительно повышает точность прогноза геологического строения месторождения и способствует оптимальному выбору системы разработки [3].

Наиболее значимые аспекты применения сейсмических моделей включают:

• оптимизацию траектории бурения: интерпретация сейсмических профилей способствует определению характера залегания продуктивного пласта и является основой для определения траектории бурения;
• выявление геологических рисков: сейсмические профили позволяют определить зоны трещиноватости и тектонических нарушений. Данная информация учитывается при разработке мер по снижению рисков обвала и потерь бурового раствора во время бурения;
• оценку толщины и свойств продуктивного горизонта: качественная сейсмическая модель определяет распространение фильтрационно-ёмкостных свойств (далее – ФЕС) продуктивного пласта, что является критичным при построении траектории ГС.

Однако, несмотря на наличие сейсмической модели, относительно хорошей разбуренности участка и наличие богатой базы данных каротажей в районе бурения, в процессе сопровождения бурения ГС сотрудники СОБ неоднократно сталкивались с несоответствием модельных данных с фактическими. К примеру, в ходе сопровождения ГС фиксировались малоамплитудные разломы, которые, несмотря на свое влияние, не отображаются на сейсмических профилях месторождения (рис. 2).

 

Рисунок 2. Пример малоамплитутдного разлома, не отмеченного на сейсмике. Обзор в программном продукте StarSteer

Figure 2. Example of a low-amplitude fault not identified in seismic data. Visualization in the StarSteer software

 

Основные разломные нарушения, идентифицированные на основе сейсмических данных, обозначены красными линиями. В процессе геонавигации горизонтального участка скважины были зафиксированы два малоамплитудных разлома на глубинах 612 и 844,5 м, что создавало дополнительные сложности при проведении ствола в пределах целевого интервала. В результате разломных нарушений суммарные потери по продуктивному коллектору составили 23 м.

Данные разломы существенно осложняют удержание ствола скважины в пределах целевого интервала, особенно когда его вертикальная мощность не превышает 5–7 м. Такие тектонические нарушения сложно обнаружить на этапе подготовки, т.к. сейсмическое картирование охватывает преимущественно высокоамплитудные разломы, влияющие на несколько продуктивных горизонтов. Данные ограничения связаны с затуханием сигнала при наличии шумов и многократном отражении, что снижает разрешающую способность для выявления локальных нарушений.

В ходе геонавигационного сопровождения бурения ГС, осуществляемого сотрудниками СОБ, было установлено, что в случаях, когда разломные нарушения подтверждены сейсмической моделью, их влияние на траекторию скважины требует дополнительного анализа. Для этого необходимо провести детальное исследование корреляции каротажных данных ближайших опорных скважин с целью уточнения кинематического типа разлома (сброс, взброс, сдвиг и др.). На примере бурения ГС (рис. 3) зафиксировано пересечение разлома, наличие которого подтверждено сейсмической моделью.

 

Рисунок 3. Пример геологического разреза с подтверждённым сейсмикой разломом

Figure 3. Example of a geological section with a fault confirmed by seismic data

 

Предварительное изучение каротажных данных опорных скважин не выявило значительных отклонений в абсолютных отметках целевого интервала. Тем не менее вскрытие разлома продемонстрировало выполаживание структуры в его пределах. Дополнительно, анализ результатов после завершения бурения указал на неоднородность пород, вероятно, обусловленную обрушением в зоне разлома.

Другой пример касается ситуации, когда наблюдается неподтверждение модельной структуры (рис. 4). Здесь представлена геонавигационная модель ГС на одном из месторождений дочерней организации АО НК «КазМунайГаз» (далее – ДЗО КМГ). В связи с тем, что фактическое залегание пород по направлению бурения может не соответствовать геологической модели, зачастую принимаются решения об отходе от планового профиля для удержания ствола скважины в зоне с повышенными ФЕС. Таким образом, ближе к финальному забою ствол скважины пересёк малоамплитудный локальный разлом, который не картировался по данным сейсмики. Как следствие, ствол скважины оказался в надкровельной зоне целевого интервала. Для возврата в зону коллектора была дана рекомендация на отход от планового профиля посредством сброса зенитного угла, и данные телеметрии подтвердили правильность выданной рекомендации – ствол скважины вернулся в зону с повышенными ФЕС.

 

Рисунок 4. Пример неподтверждения модельной структуры целевого горизонта

Figure 4. Example of model structure mismatch at the target horizon

 

Интеграция сейсмического моделирования с каротажными данными и данными о разбуренности дают более целостное представление о подповерхностной структуре, что существенно повышает шансы на эффективное и безопасное бурение. Однако, несмотря на качество и объём обладаемой информации об участке предполагаемого бурения, важно сопоставлять моделируемые значения с данными, получаемыми в реальном времени.

Опыт применения СОБ стратиграфического метода геонавигации

Стратиграфический метод – это современный и передовой подход, активно развивавшийся на фоне бурного роста добычи сланцевой нефти в Северной Америке в начале 2000-х гг. При его применении в геонавигации используется опорная скважина, наиболее точно отражающая геологическое строение исследуемого района [4]. Реальные данные каротажа ГС преобразуются в стратиграфическую шкалу, что позволяет геологу сопоставлять кривые и создавать модель с углами наклона горизонтов и разломами. Процесс корректировки продолжается до достижения наилучшего совпадения кривых, при этом алгоритм автоматически обновляет геонавигационную модель.

На рис. 5 изображено применение стратиграфического метода на одной из скважин ДЗО КМГ.

 

Рисунок 5. Использование стратиграфического метода при бурении скважин

Figure 5. Application of the stratigraphic method in well drilling

 

Использование передовых технологий во время бурения в условиях низкой изученности

В скважинах, где бурение проводится на слабоизученных участках с низкой степенью разбуренности, применяются дополнительные технологии MWD и LWD (англ. Measurement While Drilling – измерения во время бурения, Logging While Drilling – каротаж во время бурения) для повышения эффективности проходки, т.е. увеличения доли горизонтального участка, проведенного в пределах целевого интервала.

Одна из таких технологий связана c cистемой дистанционного определения границ пласта. Применение данной системы позволяет повысить продуктивность скважины на этапе бурения, значительно снижая риск выхода из целевого интервала, а также избежать последующей зарезки бокового ствола. Прибор, использующий принцип глубоких направленных электромагнитных измерений с большим радиусом исследования, способен картировать контрастные границы пластов и флюидов на расстоянии до 6 м от ствола скважины. Таким образом, горизонтальный ствол может быть полностью проведен по наиболее продуктивному интервалу, даже если эта область имеет низкое сейсмическое разрешение, небольшую мощность и неопределённости по углу залегания.

На рис. 6 ниже отображён пример применения данной технологии при сопровождении бурения ГС в реальном времени на одном из месторождений ДЗО КМГ. Интерпретация полученных данных позволила определить расстояние до низкоомной границы выше ствола скважины, что соответствовало породам, находящимся над целевым интервалом. Таким образом, использование технологии инверсии удельного электрического сопротивления (далее – УЭС) позволило удержать ствол скважины в пределах коллектора с повышенными ФЕС [5].

 

Рисунок 6. Пример применения технологии при сопровождении бурения ГС в реальном времени

Figure 6. Example of technology application for real-time horizontal well drilling support

 

При отсутствии таких дорогостоящих приборов для картирования границ пластов используется инверсия, основанная на доступных неазимутальных измерениях УЭС (рис. 7) [6].

 

Рисунок 7. Геологический разрез на основе опорной скважины

Figure 7. Geological section based on a reference well

Разрез представлен распределением УЭС с визуализацией инверсии, выполненной по данным неазимутальных измерений. Тёмные цвета соответствуют зонам с повышенным сопротивлением.

The section shows resistivity distribution and an inversion image derived from non-azimuthal measurements. Dark colors indicate zones of high resistivity.

 

На рынке имеются и другие технологии, применяемые при бурении горизонтальных скважин в реальном времени [7]. Такое LWD-оборудование, как гамма-гамма, нейтрон-нейтрон, ядерно-магнитный каротаж, имиджер предоставляют дополнительную информацию о литологии, коллекторских свойствах и характере насыщения флюидами в зоне бурения [8]. Помимо того, что данные приборы снижают риски выхода из продуктивного горизонта, их использование влечёт за собой дополнительные затраты. В силу высокой стоимости оборудования и приборов, применяемых при бурения сложных скважин, необходимо проводить всесторонний и тщательный анализ для обеспечения успешности строительства скважин.

Очень перспективным направлением является применение искусственного интеллекта при бурении скважин. В настоящее время идёт развитие автогеонавигации при процессе проводки ГС [9].

Использование передовых технологий получения телеметрии, каротажей и данных геолого-технологических исследований

Для ряда существенных проблем, влияющих на ход бурения, помогает решение Solo Box, используемое сотрудниками СОБ (рис. 8).

 

Рисунок 8. Данные передаются через Solo Box и обрабатываются в DrillSpot

Figure 8. Data transmitted via Solo Box and processed in DrillSpot

 

Во время бурения случается ситуация, когда буровая установка временно теряет подключение к интернету, или WITSML (англ. Wellsite Information Transfer Standard Markup Language – язык программирования стандарта передачи информации с буровой площадки) неожиданно отключается [10]. При этом теряются данные в реальном времени во время отключения. Благодаря Solo Box сбои в работе интернета не приведут к потере данных, поскольку он собирает и хранит данные о буровых установках в своей локальной базе данных. Solo Box оснащен режимом Auto Power On (автоматического режима включения питания), который автоматически включается после восстановления питания. Сохранённый и текущий потоки данных автоматически возобновляются после восстановления интернет-соединения [11].

Порою каротажные диаграммы инструмента «Измерение во время бурения» (MWD) ошибочно отображаются в зависимости от глубины долота, или смещены на некорректное значение, или, что еще хуже, смещение динамически изменяется. Решение таково: Solo Box имеет регулируемую настройку смещения для каждого журнала. При этом необходимо использовать правильное значение смещения к журналу и получить корректные значения Bit To Survey (долото до каротажа) и Bit To Gamma (долото до гамма-излучения). Более того, смещения могут применяться к параметрам, передаваемым из различных пакетов WITS.

Также Solo Box позволяет исправлять и выравнивать неправильные данные каротажей при низком качестве получаемых данных, что очень важно при проведении геонавигации и буровых работ; с его помощью создаются легко читаемые структуры данных и можно управлять данными с помощью одного простого в использовании веб-интерфейса непосредственно с офисного компьютера.

Кроме этого, Solo Box может хранить неограниченное время всю информацию в облаке. Данные, полученные через Solo Box, далее обрабатываются в приложениях Solo DrillSpot, StarLite и SoloFeed, которые дают возможность принять более оптимальные параметры управления стволом скважины.

Заключение

На основе полученного опыта по управлению пространственным положением ствола при бурении ГС сделаны следующие выводы:

1. Использование современных сейсмических моделей в сочетании с каротажными данными позволяет значительно повысить корректность прогноза геологического строения, снижая при этом риск выхода ствола скважины за пределы продуктивного горизонта.
2. Применение стратиграфического метода, а также современных технологий LWD и MWD позволяет своевременно выявлять границы пластов, уточнять литологический состав пород и снижать вероятность отклонения от проектной траектории.
3. Современные методы онлайн бурения и дистанционного мониторинга обеспечивают высокую эффективность в управлении пространственным положением ствола скважин, оперативное выявление геологических рисков и оптимизацию технологических параметров бурения в продуктивных интервалах.

Дополнительно

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Токсанов Н.Н. – разработка методологии исследования, обобщение полученных данных и формулирование основных выводов; Абуев Р.Б. – проведение аналитических расчётов, интерпретация результатов и участие в написании ключевых разделов статьи; Тастанов Б.Б. – сбор первичных данных, обработка каротажной информации и оформление иллюстративного материала; Сулейменова А.О. – литературный обзор по теме исследования, систематизация научных источников и редактирование текста; Умралиев Б.Т. – контроль качества данных, корректировка структуры статьи и согласование её окончательной версии для публикации.

Additional information

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Nurlan N. Toxanov – development of the research methodology, synthesis of the obtained data, and formulation of the main conclusions; Ruslan B. Abuyev – conducting analytical calculations, interpreting the results, and contributing to the writing of key sections of the paper; Baurzhan B. Tastanov – collection of primary data, processing of well log information, and preparation of illustrative material; Azat O. Suleymenova – literature review on the research topic, systematization of scientific sources, and text editing; Baurzhan T. Umraliyev – data quality control, revision of the paper structure, and approval of its final version for publication.

About the authors

N. N. Toksanov

KMG Engineering

Author for correspondence.
Email: n.toxanov@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0003-3058-0168
Kazakhstan, Astana

R. B. Abuev

KMG Engineering

Email: r.abuyev@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0001-6860-7429
Kazakhstan, Astana

B. B. Tastanov

KMG Engineering

Email: b.tastanov@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0002-5935-1422
Kazakhstan, Astana

A. O. Suleymenova

KMG Engineering

Email: azat.suleymenova@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0002-9658-2510
Kazakhstan, Astana

B. T. Umraliyev

KMG Engineering

Email: b.umraliyev@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0000-9083-5308

Doct. Sc. (Engineering)

Kazakhstan, Astana

References

Supplementary files