Vid utvärdering av formation i realtid-förblir utmaningar som försenad datainsamling, dålig reservoarkarakterisering i komplexa litologier och kostsamma loggningskörningar efter-borrning betydande operativa hinder i hela branschen. Många operatörer har historiskt sett förlitat sig på trådledningsloggning efter avslutad borrning, riskerar fullständig dataförlust i instabila borrhål som kollapsar innan loggsträngen kan köras, och lägger till icke-produktiv riggtid som kan överstiga 48 timmar per utvärderingskörning. Moderna system för loggning medan borrning (LWD) har dock i grunden förändrat detta paradigm genom att möjliggöra samtidig borrning och omfattande formationsutvärdering utan extra riggtid.
Förstå LWD-mätprinciper
Loggning under borrning integrerar avancerade mätsensorer direkt i bottenhålsenheten, vilket möjliggör insamling av formationsdata under borrningsprocessen utan att avbryta driften. Nyckelmätningar inkluderar gammastrålnings- och resistivitetssensorer för-litologiidentifiering i realtid och kolväteindikering, med moderna verktyg som uppnår detekteringskänslighet från 0 till 500 API-enheter och mätnoggrannhet inom 5 procent över alla driftsförhållanden. Densitets- och neutronporositetssensorer ger bulkdensitetsmätningar med en noggrannhet på 0,01 gram per kubikcentimeter och neutronporositet inom 1 porositetsenhet, båda väsentliga för kvantitativ bedömning av reservoarkvalitet.
Gammastråle: 0 till 500 API-känslighet med 5 procents noggrannhet för litologiidentifiering.
Densitet: 0,01 g/cm3 noggrannhet för utvärdering av porositet och reservoarkvalitet.
Sonic: 6-tums djupupplösning för geomekanisk egendomsmodellering.
Nyckelprestandaspecifikationer
China Vigor LWD-system uppnår tillförlitliga dataöverföringshastigheter på upp till 12 bitar per sekund genom smuts-pulstelemetri, vilket ger kontinuerliga formationsdata på ytan utan att det krävs ett fast borrrör eller elektromagnetiska repeatrar. Det kompletta sensorpaketet är klassat för driftstemperaturer upp till 175 grader Celsius och tryck upp till 30 000 psi, vilket gör dessa verktyg lämpliga för de mest krävande djup- och HPHT-brunnsmiljöer. Den modulära verktygsdesignen tillåter snabba fältkonfigurationsändringar, vilket möjliggör sensorbyten och underhåll på under 30 minuter utan modifieringar av rigggolvet.
Deepwater Field Application
I Mexikanska golfens djupvattenverksamhet gjorde det möjligt för en operatör att bibehålla borrhålspositionen i realtid inom ett 5-fots målfönster medan han borrade en 4 000-fots lateral sektion genom komplexa saltstrukturer och tunna sandpaket. Kontinuerlig formationsutvärderingsdata möjliggjorde geostyrningsbeslut var tionde fot baserat på realtidsresistivitet och gammastrålningstrender, vilket minskade kravet på dedikerade pilothål med 60 procent och sparade cirka 3 dagars riggtid per brunn vid dagshastigheter på djupt vatten överstigande 500 000 USD. Den resulterande noggrannheten i brunnens placering förbättrade nettolöneexponeringen med 25 procent jämfört med offsetbrunnar som borrades utan realtidsriktlinjer för LWD.
Sensorval för olika behållare
Att välja lämplig LWD-sensorsvit beror på de specifika reservoarutvärderingsmålen. För konventionella klastiska reservoarer ger en grundläggande gammastrålning, resistivitet, densitet och neutronpaket tillräckliga data för bestämning av porositet, litologi och kolvätemättnad. För komplexa karbonatreservoarer som kräver karakterisering av portyp, rekommenderas ytterligare mätningar av ljud- och kärnmagnetisk resonans. Operatörer som riktar in sig på tunna oljepelare drar nytta av djupa-avläsande azimutala resistivitetssensorer som ger tidig varning om närmar sig vätskekontakter upp till 15 fot från borrhålet.
Att sluta loopen: Integrerad formationsutvärdering
Genom att integrera LWD-data i realtid- med ytloggningsmätningar och kabelkorrelation gör det möjligt för operatörer att fatta välgrundade borrbeslut som optimerar brunnsplacering och maximal reservoarkontakt. Detta integrerade tillvägagångssätt har visat på konsekventa förbättringar i netto-till-bruttokvot på 15 till 25 procent jämfört med konventionella borrmetoder. I kombination med portrycksförutsägelse i realtid och geomekanisk modellering kan operatörer minska risken för instabilitet i borrhålet med upp till 30 procent samtidigt som valet av höljesäten optimeras.
För mer information, kontakta China Vigor på info@vigorpetroleum.com eller ring +0086 29 81161513.
