Bei der Echtzeit-Formationsbewertung bleiben Herausforderungen wie eine verzögerte Datenerfassung, eine schlechte Lagerstättencharakterisierung in komplexen Lithologien und kostspielige Protokollierungsläufe nach dem Bohren erhebliche betriebliche Hürden in der gesamten Branche. Viele Betreiber haben sich in der Vergangenheit auf die drahtgebundene Protokollierung nach Abschluss der Bohrarbeiten verlassen. Dabei riskierten sie einen vollständigen Datenverlust in instabilen Bohrlöchern, die einstürzen, bevor der Protokollierungsstrang ausgeführt werden konnte, und fügten unproduktive Bohrzeit hinzu, die 48 Stunden pro Bewertungsdurchlauf überschreiten kann. Moderne Systeme zur Protokollierung während des Bohrens (Logging While Drilling, LWD) haben dieses Paradigma jedoch grundlegend verändert, indem sie gleichzeitiges Bohren und eine umfassende Formationsbewertung ohne zusätzliche Bohrzeit ermöglichen.
LWD-Messprinzipien verstehen
Die Protokollierung während des Bohrens integriert fortschrittliche Messsensoren direkt in die Bohrlochsohlenbaugruppe und ermöglicht so die Erfassung von Formationsdaten während des Bohrvorgangs ohne Betriebsunterbrechung. Zu den wichtigsten Messungen gehören Gammastrahlen- und Widerstandssensoren für die Identifizierung von Lithologien und Kohlenwasserstoffen in Echtzeit. Moderne Werkzeuge erreichen eine Erkennungsempfindlichkeit von 0 bis 500 API-Einheiten und eine Messgenauigkeit von 5 Prozent über den gesamten Bereich der Betriebsbedingungen. Dichte- und Neutronenporositätssensoren liefern Messungen der Schüttdichte mit einer Genauigkeit von 0,01 Gramm pro Kubikzentimeter und der Neutronenporosität innerhalb einer Porositätseinheit, was beides für die quantitative Beurteilung der Lagerstättenqualität unerlässlich ist.
Gammastrahlen: 0 bis 500 API-Empfindlichkeit mit 5 Prozent Genauigkeit für die Lithologie-Identifizierung.
Dichte: 0,01 g/cm3 Genauigkeit für die Bewertung der Porosität und Reservoirqualität.
Sonic: 6 Zoll Tiefenauflösung für die Modellierung geomechanischer Eigenschaften.
Wichtige Leistungsspezifikationen
Die LWD-Systeme von China Vigor erreichen durch Schlammpuls-Telemetrie zuverlässige Datenübertragungsraten von bis zu 12 Bit pro Sekunde und liefern kontinuierlich Formationsdaten an der Oberfläche, ohne dass verkabelte Bohrgestänge oder elektromagnetische Repeater erforderlich sind. Das komplette Sensorpaket ist für Betriebstemperaturen bis zu 175 Grad Celsius und Drücke bis zu 30.000 psi ausgelegt, sodass diese Werkzeuge für die anspruchsvollsten Tief- und HPHT-Bohrlochumgebungen geeignet sind. Das modulare Werkzeugdesign ermöglicht schnelle Änderungen der Feldkonfiguration und ermöglicht den Sensoraustausch und die Wartung in weniger als 30 Minuten, ohne dass Änderungen am Bohrinselboden erforderlich sind.
Tiefsee-Feldanwendung
Im Tiefseebetrieb im Golf von Mexiko ermöglichten Echtzeit-LWD-Daten einem Bediener, die Bohrlochposition innerhalb eines Zielfensters von 5 Fuß beizubehalten, während er einen seitlichen Abschnitt von 4.000 Fuß durch komplexe Salzstrukturen und dünne Sandpakete bohrte. Kontinuierliche Formationsbewertungsdaten ermöglichten Geosteuerungsentscheidungen alle 10 Fuß auf der Grundlage von Echtzeit-Widerstands- und Gammastrahlentrends, wodurch der Bedarf an speziellen Pilotlöchern um 60 Prozent reduziert und bei Tiefsee-Tagesraten von über 500.000 US-Dollar etwa drei Tage Bohrzeit pro Bohrloch eingespart wurden. Die daraus resultierende Genauigkeit der Bohrlochplatzierung verbesserte das Nettolohnrisiko um 25 Prozent im Vergleich zu versetzten Bohrlöchern, die ohne LWD-Anleitung in Echtzeit gebohrt wurden.
Sensorauswahl für verschiedene Reservoirs
Die Auswahl der geeigneten LWD-Sensorsuite hängt von den spezifischen Zielen der Reservoirbewertung ab. Für herkömmliche klastische Lagerstätten liefert ein Basispaket für Gammastrahlung, spezifischen Widerstand, Dichte und Neutronen ausreichende Daten für die Bestimmung von Porosität, Lithologie und Kohlenwasserstoffsättigung. Für komplexe Karbonatlagerstätten, die eine Charakterisierung des Porentyps erfordern, werden zusätzliche Schall- und Kernspinresonanzmessungen empfohlen. Bediener, die auf dünne Ölsäulen abzielen, profitieren von tief-ablesenden azimutalen Widerstandssensoren, die frühzeitig vor sich nähernden Flüssigkeitskontakten bis zu 15 Fuß vom Bohrloch entfernt warnen.
Den Kreislauf schließen: Integrierte Formationsbewertung
Durch die Integration von Echtzeit-LWD-Daten mit Oberflächenprotokollierungsmessungen und drahtgebundener Korrelation können Bediener fundierte Bohrentscheidungen treffen, die die Bohrlochplatzierung optimieren und den Kontakt zum Reservoir maximieren. Dieser integrierte Ansatz hat im Vergleich zu herkömmlichen Bohrmethoden beständige Verbesserungen des Netto-zu-Brutto-Verhältnisses von 15 bis 25 Prozent gezeigt. In Kombination mit Echtzeit-Porendruckvorhersage und geomechanischer Modellierung können Betreiber das Risiko einer Bohrlochinstabilität um bis zu 30 Prozent reduzieren und gleichzeitig die Wahl des Verrohrungssitzes optimieren.
Für weitere Informationen wenden Sie sich bitte an China Vigor unter info@vigorpetroleum.com oder rufen Sie +0086 29 81161513. an.
