2. Цель:
Оптимальная разработка нетрадиционных залежей УВ ( в
том числе сланцевой нефти и газа) на основе увеличения
области дренирования и снижения аварийности бурения
многостадийных горизонтальных ГРП
Способ достижения:
Оптимальное проектирование горизонтального участка
многостадийного ГРП на основе CSP Smart Horizontal Drilling,
основанного на одновременном использовании двух методов:
FractureCSP - для картирования зон естественной
трещиноватости
MicroseismicCSP – для определения направлений
максимальных горизонтальных напряжений в среде перед
бурением и контролем процесса бурения во время его
проведения
2
3. 3
Карта естественной трещиноватости западного перспективного
участка баженовской свиты построенная по кубу CSP-дифракторов
метода FractureCSP.
Quantitative estimation of Diffractivity Density (DD). DD along the
horizontal section of wellbore versus Gas
Diffractivity
Density
Correlation between average value of DD and average
value of Gas along the horizontal section of wellbore
4. Оптимальное проектирование траектории горизонтального участка
скважины на основе информации о зонах естественной трещиноватости,
полученной по методу FractureCSP
4
CSP Smart Horizontal Drilling roadmap:
1. Обработка данных 3Д МОГТ по методу
FractureCSP с использованием ПО CSP-
PSTM 2D/3D. Получение куба CSP-
дифракторов в формате SEG-Y .
2. Проектирование набора возможных
траекторий горизонтальной скважины
для многостадийного ГРП (на примере
- 8 направлений)
3. Вычисление Diffractivity Density вдоль
каждой возможной траектории
4. Выбор оптимальной траектории
скважины для многостадийного ГРП с
максимальным значение Diffractivity
Density (желтый цвет – 467 единиц
суммарного значения DD вдоль
траектории)
5. Проведение бурения с
многостадийным ГРП и его контролем
на основе метода MicroseismicCSPНефтяные сланцы. Карта дифракторов по
горизонту баженовской свиты
Oilfield Vientoskoe, cluster well #11, well #634G, 2013, Ugra
Horizontal section
Vertical section
Diffractivity density
curves
5. Проектирование горизонтальной скважины с многостадийным ГРП
вдоль существующей зоны естественной трещиноватости без учета
направлений горизонтальных напряжений
`
`
`
`
Main strain axes
Wellhead
X
Y
α
5
Возможность аварии
когда угол α мал
6. 6
Оптимальное проектирование горизонтального бурения с учетом
направлений горизонтальных напряжений, определяемых методом
MicroseismicCSP
Depth - 2766 meters. Grid size - 100х100 meters. Red/blue – maximum/minimum stress axes at the seismic
emission points. The curved line - projection of a well borehole. Green triangles - geophones
Max horizontal stress
Min horizontal stress
7. Проектирование горизонтальной скважины с многостадийным ГРП с
учетом направлений горизонтальных напряжений (вдоль
минимальных горизонтальных напряжений)
`
`
`
`
Main strain axes
Wellhead
Y
X 7
α
8. 1. Оптимальная разработка нетрадиционных залежей УВ (в том числе
сланцевой нефти и газа) возможна при проектировании горизонтального
участка многостадийного ГРП на основе технологии CSP Smart Horizontal
Drilling, включающей методы:
• FractureCSP - картирование зон естественной трещиноватости
• MicroseismicCSP – определение направлений максимальных
горизонтальных напряжений в среде перед бурением и контролем
процесса бурения во время его проведения
2. Информация о зонах естественной трещиноватости и направлениях
горизонтальных напряжений используется для выбора оптимальной
траектории бурения горизонтальной скважины, обеспечивающей увеличение
зоны дренирования и снижение вероятности аварии при проведении
многостадийного ГРП
3. Применение технологии CSP-SHD может существенно снизить расходы на
бурение и повысить безопасность проведения многостадийного ГРП
8
Технология CSP-SHD. Выводы.
