Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения



Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения
Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения
Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения
Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения
Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения
Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения
Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения
Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения
Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения
Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения
Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения
Система и способ для получения опережающих измерений в процессе операции бурения

 


Владельцы патента RU 2576043:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к направленному бурению скважин, в частности к средствам каротажа удельного сопротивления пород в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и информативности о наборе слоев перед буровым долотом по мере перемещения компоновки низа бурильной колонны, что обеспечивает более точное управление направленным бурением. Предложены способ и система для получения опережающих измерений профиля, при этом способ включает в себя расположение излучателя энергии, такого как излучающая антенна, вблизи инструмента компоновки низа бурильной колонны. При этом один или несколько приемников энергии, таких как приемные антенны, располагают по длине компоновки низа бурильной колонны. Затем излучают энергию для выполнения опережающих сканирований относительно инструмента компоновки низа бурильной колонны. Образуют данные графика опережающего просмотра с осью x, являющейся функцией времени относительно положения инструмента компоновки низа бурильной колонны. Строят график опережающего просмотра и отображают его на дисплейном устройстве. На основании моделей геологической среды по графику опережающего просмотра можно прослеживать оцененные пластовые значения. Оцененные пластовые значения отображают ниже линии изменения во времени положения инструмента, которая является частью графика опережающего просмотра. Причем оцененные пластовые значения на графике опережающего просмотра могут быть основаны на инверсиях данных об удельном сопротивлении из опережающих сканирований. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 12 ил.

 

Предпосылки

Геологическое сопровождение бурения горизонтальных и искривленных скважин было разработано много лет назад, когда измерения, такие как гамма-каротаж и каротаж удельного сопротивления стали возможными в реальном времени. В большей части применений ограничиваются использованием корреляции характерных особенностей на каротажной диаграмме и сравнением откликов на каротажных диаграммах из обновляемых пользователем геологических моделей с принимаемыми в реальном времени данными, по которым прослеживают подземные слои позади бурильного инструмента, такого как буровое долото. Эти данные в реальном времени, по которым прослеживают подземные слои после операции бурения, не являются наилучшим средством оценивания подземных слоев, которые находятся перед буровым долотом.

Иначе говоря, как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, при обычных буровых работах не используют так называемые опережающие измерения или сканирования для прогнозирования пластов, которые могут обнаруживаться перед долотом и/или инструментом.

Краткое изложение

Предложены способ и система для получения опережающих измерений профиля, при этом способ включает в себя расположение излучателя энергии, такого как излучающая антенна, вблизи инструмента компоновки низа бурильной колонны. Один или несколько приемников энергии, таких как приемные антенны, располагают по длине компоновки низа бурильной колонны. Затем излучают энергию для выполнения опережающих сканирований относительно инструмента компоновки низа бурильной колонны. Образуют данные графика модели опережающего просмотра с осью x, являющейся функций времени относительно положения инструмента компоновки низа буровой колонны.

Строят график модели опережающего просмотра и отображают его на дисплейном устройстве. По графику модели опережающего просмотра можно прослеживать оцененные пластовые значения на основании моделей геологической среды. Оцененные пластовые значения отображают ниже линии изменения во времени положения инструмента, которая является частью графика модели опережающего просмотра. Оцененные пластовые значения на графике модели опережающего просмотра могут быть основаны на инверсиях данных об удельном сопротивлении из опережающих сканирований.

Инверсии могут содержать инверсии методом Монте-Карло. Между тем, измеряемые пластовые значения из графика модели опережающего просмотра могут быть отображены выше линии изменения во времени положения инструмента на графике модели опережающего просмотра. Может быть отображен необязательный график распределения, содержащий оцененные пласты, образованный при опережающих сканированиях так, что график распределения соответствует одному положению инструмента при прослеживании в соответствии с линией изменения во времени положения инструмента на графике модели опережающего просмотра. Один или несколько сигналов тревоги могут быть образованы на основании данных графика модели опережающего просмотра при обнаружении пластов, имеющих определенный уровень вероятности.

Этим кратким изложением обеспечивается введение в набор концепций, которые дополнительно рассматриваются ниже в подробном описании. Это краткое изложение не предназначено для идентификации ключевых или существенных признаков заявленного объекта изобретения и не предназначено для использования в качестве средства для ограничения объема заявленного объекта изобретения.

Краткое описание чертежей

На чертежах различных видов одинаковые позиции относятся к аналогичным деталям, если особо не указано иное. В случае позиций с буквенным обозначением, таких как «102А» или «102В», буквенные обозначения позволяют различать две аналогичные детали или два элемента, имеющихся на одной фигуре. Буквенные обозначения при позициях могут опускаться, когда предполагается, что позицией охватываются все детали, имеющие одинаковые позиции на всех фигурах.

На чертежах:

фиг. 1А - структурная схема системы для получения опережающих измерений профиля в процессе операции бурения;

фиг. 1В - вид бурильной системы на месте расположения скважины, которая образует часть системы, показанной на фиг. 1А;

фиг. 2А - графическое изображение пользовательского интерфейса, содержащего график отношения анизотропий и график опережающего моделирования;

фиг. 2В - диаграмма, иллюстрирующая схему визуального кодирования, которую можно использовать для графика модели опережающего просмотра из фиг. 2А;

фиг. 2С - вид пользовательского интерфейса с графиком, на котором изображено распределение всех оцененных пластов, образованное в соответствии с опережающими измерениями в процессе операции бурения, который однозначно связан с графиком модели опережающего просмотра и изображением, показанным относительно длины бурильного инструмента;

фигуры 2D, 2E и 2F - диаграммы, иллюстрирующие дополнительные графики, на которых представлено распределение всех оцененных пластов, построенные в соответствии с набором опережающих измерений в процессе операции бурения;

фиг. 2G - структурная схема совокупности некоторых элементов на базе компьютера для получения опережающих измерений в процессе операции бурения;

фиг. 2Н - вид прибора каротажа удельного сопротивления, способного выполнять опережающие измерения;

фиг. 3 - блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая способ получения опережающих измерений профиля в процессе операции бурения; и

фиг. 4 - блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая подспособ или подпрограмму из фиг. 3 для образования данных графика опережающего моделирования с осью x, являющейся функцией положения бурильного инструмента в процессе операции бурения.

Подробное описание

Сначала обратимся к фиг. 1А, при этом на фиг. 1А представлена структурная схема системы 102 для получения опережающих измерений профиля в процессе операции бурения. Система 102 включает в себя контроллер 106, устройство 111 опережающего сканирования и модуль (модули) 101 обработки опережающего сканирования. Дальнейшие подробности относительно устройства 111 опережающего сканирования будут описаны ниже в связи с фигурами 2А-2Н.

Кроме того, система 102 включает в себя бурильную систему 104, которая имеет модуль 95 каротажа и управления. Контроллер 106 также содержит дисплей 147 для представления информации о сигналах 110А тревоги и информации о состоянии 115А, которая выдается модулем 110В сигналов тревоги и модулем 115В состояния. Дисплей 147 соединен с модулем (модулями) 101 обработки опережающего сканирования. Контроллер 106 может быть соединен с бурильной системой 104 через посредство коммуникационной сети 142.

Контроллер 106 и бурильная система 104 могут быть связаны с коммуникационной сетью 142 по линиям 103 связи. Многие элементы системы, показанной на фиг. 1А, связаны по линиям 103 связи с коммуникационной сетью 142.

Линии 103, показанные на фиг. 1А, могут содержать проводные или беспроводные соединения или линии. Беспроводные линии включают в себя, но без ограничения ими, радиочастотные (РЧ) линии, инфракрасные линии, акустические линии и другие беспроводные среды. Коммуникационная сеть 142 может представлять собой глобальную сеть (ГС), локальную сеть (ЛС), Интернет, телефонную коммутируемую сеть общего пользования (ТКСОП), пейджинговую сеть или сочетание их. Коммуникационная сеть 142 может быть образована трансляционными радиочастотными приемопередатчиками, установленными на мачтах (непоказанных). Однако обычный специалист в соответствующей области техники должен признать, что вдобавок к трансляционным радиочастотным приемопередатчикам, установленным на мачтах, устройства связи других видов, предназначенные для образования коммуникационной сети 142, охватываются объемом этого раскрытия.

Бурильная система 104 и контроллер 106 системы 102 могут иметь радиочастотные антенны, так что с каждого элемента можно организовывать беспроводные линии 103 связи с коммуникационной сетью 142 через посредство установленных на мачтах радиочастотных приемопередатчиков (непоказанных). В качестве варианта может устанавливаться прямая связь контроллера 106 и бурильной системы 104 из системы 102 с коммуникационной сетью 142 по проводному соединению. Как показано пунктирной линией 99, в отдельных случаях контроллер 106 может находиться в прямой связи с бурильной системой 104 или контроллер 106 может находиться в непрямой связи с бурильной системой 104 при использовании коммуникационной сети 142.

Модуль (модули) 101 обработки опережающего сканирования может содержать программное обеспечение или аппаратное обеспечение (или то и другое). Модуль (модули) 101 обработки опережающего сканирования может генерировать сигналы 110А тревоги, связанные с профилями подземного пласта, которые могут воспроизводиться на дисплее 147. Сигналы 110А тревоги могут быть визуальными по характеру, но, как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, они также могут быть звуковыми сигналами тревоги.

Дисплей 147 может представлять собой монитор или другое визуальное устройство. Дисплей 147 может быть частью отдельного автономного портативного устройства, которое соединено с модулем 95 каротажа и управления бурильной системы 104. Как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, модуль 95 каротажа и управления может содержать аппаратное обеспечение или программное обеспечение (или то и другое) для непосредственного управления компоновкой низа бурильной колонны 100.

На фиг. 1В на месте расположения скважины показана бурильная система 104, которая образует часть системы 102, показанной на фиг. 1А. Место расположения скважины может находиться на суше или в море. В этой системе 104 ствол 11 скважины образуют в подземных пластах путем вращательного бурения способом, который известен обычному специалисту в соответствующей области техники. Как будет описано в дальнейшем, в вариантах осуществления системы 104 также может использоваться направленное бурение. Бурильная система 104 содержит модуль 95 каротажа и управления, рассмотренный выше в связи с фиг. 1А.

Бурильная колонна 12 подвешена в стволе 11 скважины и имеет компоновку 100 низа бурильной колонны (КНБК), которая включает в себя буровое долото 105 на нижнем конце. Наземная система включает в себя платформу и узел 10 буровой вышки, расположенный над стволом 11 скважины, при этом узел 10 включает в себя роторный стол 16, ведущую трубу 17, буровой крюк 18 и вертлюг 19. Бурильная колонна 12 вращается с помощью роторного стола 16, приводимая в действие непоказанными механизмами, с которым находится в зацеплении ведущая труба 17 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешена на буровом крюке 18, прикрепленном к талевому блоку (также непоказанному) через ведущую трубу 17 и вертлюг 19, что позволяет бурильной колонне 12 вращаться относительно бурового крюка 18.

Как известно обычному специалисту в соответствующей области техники, в качестве варианта систему верхнего привода можно использовать вместо ведущей трубы 17 и роторного стола 16 для вращения бурильной колонны 12 с поверхности. Бурильная колонна 12 может быть собрана из множества трубных сегментов 125 и/или утяжеленных бурильных труб, соединенных на резьбе торец к торцу.

В варианте осуществления из фиг. 1В наземная система также включает в себя промывочную жидкость или буровой раствор 26, сохраняемый в колодце 27, образованном на месте расположения скважины. Насос 29 нагнетает буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, приводя к протеканию бурового раствора, как показано направленной стрелкой 8, вниз по бурильной колонне 12. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровом долоте 105 и затем возвращается, как показано направленной стрелкой 9, вверх через область кольцевого пространства между наружной стороной бурильной колонны и стенкой ствола скважины. Как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, в этой системе буровым раствором 26 смазывается буровое долото 105 и переносятся обломки выбуренной породы на поверхность, когда он возвращается в колодец 27 для очистки и повторного использования.

В показанном варианте осуществления компоновка 100 низа бурильной колонны может включать в себя модуль 120 каротажа во время бурения (КВБ), модуль 130 измерений в процессе бурения (ИПБ), систему управления вращением и двигатель 150, а также буровое долото 105. Как известно обычному специалисту в соответствующей области техники, модуль 120 каротажа во время бурения помещают в утяжеленную бурильную трубу специального типа, и он может содержать один или множество каротажных приборов известных видов.

Кроме того, должно быть понятно, что можно использовать более одного модуля 120 каротажа во время бурения и/или модуля 130 измерений в процессе бурения, например, представленных позициями 120А и 120В. (Везде ссылки на модуль при позиции 120А также могут охватывать модуль при позиции 120В.) Модуль 120 каротажа во время бурения обладает потенциальными возможностями измерения, обработки и сохранения информации, а также связи с наземным оборудованием. В оборудовании из фиг. 1В первый модуль 120А каротажа во время бурения и второй модуль 120В каротажа во время бурения могут включать в себя приборы направленного измерения удельного сопротивления. Как должен признать обычный специалист в соответствующей области техники, пространственную компоновку и порядок следования модулей 120 каротажа во время бурения относительно других частей компоновки 100 низа бурильной колонны (КНБК) можно изменять. Как будет описано ниже в связи с фиг. 2Н, эти модули 120 каротажа во время бурения могут выполнять операции опережающих сканирований. При выполнении опережающих сканирований модули 120 каротажа во время бурения могут образовывать устройство 111 опережающего сканирования, показанное на фиг. 1А.

Как известно обычному специалисту в соответствующей области техники, модуль 130 измерений в процессе бурения также помещают в утяжеленную бурильную трубу специального типа, и он может содержать один или несколько устройств для измерения характеристик бурильной колонны 12 и бурового долота 105. Модуль 130 измерений в процессе бурения может также включать в себя установку (непоказанную) генерирования электрической энергии для компоновки 100 низа бурильной колонны.

Эта установка может включать в себя забойный турбинный генератор, приводимый в движение потоком бурового раствора 26, при этом обычному специалисту в соответствующей области техники понятно, что могут использоваться другие системы электропитания и/или батарейные системы. В варианте осуществления модуль 130 измерений в процессе бурения включает в себя один или несколько измерительных приборов следующих видов: устройство измерения нагрузки на долото, устройство измерения вращающего момента, устройство измерений вибрации, устройство измерения ударов, устройство измерения прихвата и проскальзывания, устройство измерения направления и устройство измерения угла наклона.

Приведенные выше примеры транспортировки скважинного каротажного прибора на кабеле и на бурильной колонне не следует толковать как ограничение видов транспортировки, которые могут использоваться для скважинного каротажного прибора. Можно использовать любое другое транспортировочное средство, известное специалисту в данной области техники, включая, но без ограничения ими, тросовый канат (одножильный кабель), колонну гибких труб, скважинный трактор и эксплуатационную насосно-компрессорную колонну.

Прибор направленного каротажа во время бурения (КВБ) с отсчетом глубины может включать в себя группу датчиков, которая будет описана более подробно ниже в связи с фиг. 2Н. Как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, группа датчиков может содержать излучающие антенны и приемные антенны. Антенны могут работать на стандартных рабочих частотах 2 МГц и 400 кГц, а также на частоте 100 кГц, что понятно обычному специалисту в соответствующей области техники.

Кроме того, прибор 120 может включать в себя магнитометры и акселерометры, которые могут выдавать для прибора опорные данные об ориентации по направлению. В дополнение к возможности определения направления прибор 120 может обеспечивать получение измерений на относительно большей глубине, чем большая часть обычных приборов 120 каротажа удельного сопротивления во время бурения. Прибор 120 может обнаруживать падение, анизотропию и границы пласта.

Осуществляемая по существу в реальном времени двунаправленная телеметрия по бурильной колонне в сочетании с возможностями описанного прибора направленного каротажа удельного сопротивления улучшает характеристику геонавигации за счет повышения количества данных на поверхности, а также скорости и точности управления направленным бурением.

В приборах 120 каротажа во время бурения из системы 120 могут выделяться наведенные электрические токи, создаваемые перед буровым долотом 105. Эти наведенные электрические токи перед буровым долотом 105 генерируются прибором 120, который также называется излучателем 420 (на фиг. 2Е), прилегающим или находящимся довольно близко к буровому долоту 105 (находящимся на расстоянии около 5 футов (1,5 м) от бурового долота 105), и анализируются на множестве приемников 425С, 425В и 425А (см. фиг. 2Е), которые, как показано на фиг. 2Е, могут быть расположены на расстоянии около тридцати футов (9,1 м), около шестидесяти футов (18,3 м) и около ста футов (30,5 м). При такой конфигурации антенн можно в реальном времени отслеживать прогнозную близость кровли коллектора с глубиной исследования до около сотни футов (30,5 м) и прекращать работу до вхождения бурового долота 105 в любые потенциально проблематичные области пласта.

В системе 102 принимаются значения удельного сопротивления, имеющегося перед буровым долотом 105, и используются инверсии для образования значений положения инструмента (см. линии 250 изменения во времени положения на фиг. 2А) и удельного сопротивления в разрезе слоев 270, в котором поясняются измеренные значения удельного сопротивления. Эта система 102 опережающего просмотра очень отличается от обычных систем. Как отмечалось ранее, в обычных системах не используются опережающие измерения или сканирования, а вместо этого просматриваются данные, собираемые позади компоновки 100 низа бурильной колонны, для прогнозирования свойств пластов, которые могут быть обнаружены перед буровым долотом 105, что понятно обычному специалисту в соответствующей области техники.

Кроме того, энергию других видов вдобавок к радиочастотной энергии можно использовать для получения опережающих измерений. Например, энергия других видов может включать в себя, но без ограничения ею, акустическую энергию. Эта акустическая энергия может распространяться при использовании частот от около 0,5 кГц до около 8,0 кГц. Энергия других видов, конкретно не указанных, включена в объем этого раскрытия.

На фиг. 2А представлено графическое изображение пользовательского интерфейса 200А, содержащего график 205 отношения анизотропий и график 210А модели опережающего просмотра, которые образованы на основании опережающих сканирований, выполненных устройством 111 опережающего сканирования. Как отмечалось ранее, устройство опережающего сканирования может содержать любой прибор 120 каротажа во время бурения, если прибор 120 осуществляет опережающие сканирования относительно бурового долота 105. В частности конфигурацией антенн прибора 120 каротажа во время бурения могут обеспечиваться измерения при различных глубинах исследования.

Инверсией этих опережающих измерений можно получать контраст удельного сопротивления пласта (модель слоистого пласта), который полностью соответствует измерению на каждой глубине замера (ГЗ) относительно компоновки 100 низа бурильной колонны. Для улучшения результатов инверсию обычно выполняют относительно диапазона (окна) измерений на глубинах замера.

При бурении компоновкой 100 низа бурильной колонны в направлении представляющей интерес области, такой как нефтеносная или сланцевая, точность вида спереди (относительно бурового долота 105) повышается, поскольку буровое долото 105 подходит ближе к представляющей интерес области. Большее количество информации становится доступным по мере приближения компоновки 100 к профилю и/или другим представляющим интерес областям. Как отмечалось выше, опережающие сканирования или опережающие измерения, выполняемые устройством 111 опережающего сканирования, могут содержать электромагнитные (ЭМ) измерения удельного сопротивления, что понятно обычному специалисту в соответствующей области техники.

На основании измерений устройством опережающего сканирования можно выявлять различные слои представляющих интерес областей, в которых каждый слой (ниже бурового долота 105) может иметь отличающееся удельное сопротивление вследствие различных химических и физических составов отдельных слоев, измеряемых перед буровым долотом 105. Как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, каждый слой может иметь полное горизонтальное удельное сопротивление (RH).

При использовании пользовательского интерфейса 200А можно выбирать различные разрешения, чтобы можно было намного легче обнаруживать детали измерений удельного сопротивления. Дисплей 200А позволяет наблюдать измерения вертикального удельного сопротивления (RV) и дисплей 200А позволяет оперативно изменять граничные условия, чтобы улучшать измерения удельного сопротивления. Как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, при использовании этого дисплея 200А можно видеть глубину погружения инструмента (компоновки 100 низа бурильной колонны) или фактическую глубину замера или другие дополнительные глубины.

На графике 210А модели опережающего просмотра из пользовательского интерфейса 200А в вертикальном направлении дан вид слоев 270 перед буровым долотом 105. В горизонтальном направлении или по оси x на графике 210А модели опережающего просмотра дано вертикальное снижение бурового долота 105 в зависимости от времени в процессе бурения слоев 270.

Линией 250 обозначается примерное положение бурового долота 105 по мере движения вперед через слои 270. Линию 250В можно назвать линией 250В изменения во времени положения бурового долота. Каждая точка 245В линии 250В изменения во времени положения бурового долота соответствует одному положению во времени (по оси x) относительно измеряемого вертикального расстояния по оси y графика 210А модели опережающего просмотра.

По мере продвижения компоновки 100 низа бурильной колонны через слои 270 представляющие интерес области перед буровым долотом 105 могут становиться более определенными и более ясными, поскольку расстояние между буровым долотом 105 и границей представляющих интерес слоев 270 сокращается. Вид спереди слоев 270, обеспечиваемый графиком 210А модели опережающего просмотра, позволяет оператору принимать решения относительно операции бурения, такие как прекращение операции бурения или измерение угла наклона или атаки относительно представляющих интерес областей.

Информация на графике 210А опережающего просмотра по мере перемещения слева направо представляет собой все более и более точную информацию об одном и том же наборе слоев. Поэтому каждый визуально кодированный столбец 240В относится к одному и тому же представляющему интерес слою (то есть, к одному и тому же пласту), причем при перемещении каждого столбца 240В направо на графике 210А точность повышается, поскольку компоновка 100 низа бурильной колонны продвигается все ближе и ближе к пласту через слои, представленные данными 270. По существу, каждый столбец 240В данных на графике 210А относится к одному и тому же пласту, но дает дополнительную информацию по сравнению с каждым столбцом, находящимся слева от конкретного рассматриваемого столбца 240В.

В варианте осуществления схемы визуального кодирования можно использовать для усиления различий между измерениями удельного сопротивления, отображаемыми на графике 210А опережающего просмотра. Такие схемы визуального кодирования могут включать в себя использование затенения градаций серого, цветового кодирования и использование различных графических символов и других аналогичных схем визуального кодирования.

В цветном варианте осуществления на графике 210А опережающего просмотра могут регистрироваться каротажные измерения удельного сопротивления, в которых определенными цветами представлены различные уровни измерений удельного сопротивления. Например, красный цвет может означать измерения повышенного удельного сопротивления, тогда как голубой цвет означает измерения низкого или пониженного удельного сопротивления. На фиг. 2А показан вариант осуществления с тоновым визуальным кодированием, но обычный специалист в соответствующей области техники должен признать, что цветовым кодированием можно легко заменить тоновое визуальное кодирование, представленное на этой фигуре.

По оси x графика 210А опережающего просмотра могут иметься около 86 точек (хотя только 66 точек показаны на фиг. 2А), которыми задаются столбцы 240В, продолжающиеся вверх и вниз относительно линии 250В изменения во времени положения, и они могут проходить параллельно оси y. Точки, показанные по оси x, могут быть рядом соответствующих чисел, что может признать обычный специалист в соответствующей области техники. Каждый столбец 240В может представлять измерения, регистрируемые и вычисляемые в бурильной системе 102. Как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, большее или меньшее количество столбцов 240В данных можно использовать без отступления от объема этого раскрытия.

Что касается столбца 240В, то данные 265 выше линии 250В изменения во времени положения представляют фактические данные, измеренные прибором 120 каротажа во время бурения, тогда как данные 270 ниже линии представляют данные, оцененные на основании моделей пластов, полученных на основании опережающих измерений прибором 120 каротажа во время бурения. В частности, данные 270, характеризующие пласты ниже линии 250В, представляют собой данные, оцененные на основании инверсий измерений удельного сопротивления, полученных приборами 120 каротажа в процессе бурения, что понятно обычному специалисту в соответствующей области техники.

На основании данных 270 ниже линии 250В изменения во времени положения можно прогнозировать вид слоев, через которые буровое долото 105 может проходить, когда оно достигает слоев. Точки, образующие линию 250В изменения во времени положения на левой стороне, являются точками старых данных, тогда как точки на правой стороне дисплея 200А являются точками более новых данных, собираемых устройством 111 опережающего сканирования, которое может содержать приборы 120 каротажа во время бурения.

Истинный отсчет для пласта представлен на дальней правой стороне дисплея 200А дальним правым столбцом 230В1 на графике 210А модели пласта. График 210А опережающего просмотра можно охарактеризовать как отображение прослеживания, поскольку на нем представлены данные за прошедший период, ранее вычисленные при измерениях удельного сопротивления. По мере приближения компоновки 100 низа бурильной колонны к реальному подземному пласту повышается точность измерений и соответствующих инверсий. Можно видеть, что графиком 210А опережающего просмотра представляется объект прослеживания, что позволяет оператору и/или системе определять (оценивать) качество инверсии по мере приближения к кровле коллектора.

По мере того, как кровля коллектора становится более детализированной, компоновка 100 низа бурильной колонны приближается к слою, оцениваемому с использованием опережающих измерений удельного сопротивления. В анизотропных случаях, когда инверсию выполняют относительно горизонтального удельного сопротивления (RH) и вертикального удельного сопротивления (RV), график 210А опережающего просмотра, который представляет собой отображения прослеживания RH, можно воспроизводить одновременно с графиком 205 отношения анизотропий, на котором показано RV/RH и который будет описан более подробно ниже.

Графиком 205 отношения RV/RH оператору предоставляется лучшая концепция фактической глубины и формы представляющей интерес области (которая может быть признаком пласта при обнаружении). Схемы визуального кодирования, такого как тоновое или цветное, могут помочь оператору понять качество данных, которые прослеживаются и вычисляются системой 102 при опережающих сканированиях.

На каждом из графиков 210А-210С опережающего просмотра, показанных на фигурах 2А-2С, данные выше каждой точки линии 250 изменения во времени положения содержат данные 265, которые точно измерены приборами/модулями 120 каротажа во время бурения, тогда как данные 270 ниже линии 250 представляют области, сканируемые перед буровым долотом 105, свойства которых определяют и вычисляют на основании теоретических принципов, в которых можно использовать инверсии, такие как инверсии методом Гаусса-Ньютона или Монте-Карло. Фактически, источником измерений, вычисляемых для каждой точки на линии 250 изменения во времени положения, служит излучатель 420 (см. фиг. 2Н), который в этом примере расположен приблизительно на 5 футов (1,5 м) выше бурового долота 105. Обычному специалисту в соответствующей области техники понятно, что другие расстояния между буровым долотом 105 и излучателем могут быть эффективными и при этом будут находиться в объеме этого раскрытия.

В варианте осуществления из фиг. 2А для столбцов, которые имеют светлый оттенок или белый цвет на дальней левой части графика 210А опережающего просмотра, эти более светлые оттенки могут означать, что качество инверсии данных об удельном сопротивлении является низким, а точность невысокой. По мере перехода по столбцам данных вправо на графике 210А опережающего просмотра, при котором компоновка 100 низа бурильной колонны становится ближе к пласту или представляющей интерес области, качество данных повышается, на что указывается столбцами 240, которые содержат более темные теневые сегменты, а также светлые теневые сегменты, при этом темные теневые сегменты расположены выше или поверх светлых теневых сегментов (см. в основном в областях 253 на фиг. 2А).

В этих столбцах 240, имеющих темные теневые элементы и светлые теневые элементы в многоуровневой компоновке (такой как в области 253), темные теневые элементы могут указывать на представляющую интерес область высокого удельного сопротивления, которая по всей вероятности находится в пласте. При этом светлые теневые элементы могут указывать на представляющую интерес область низкого удельного сопротивления, которая по всей вероятности отсутствует в пласте.

В левой части дисплея 200А имеется график 205 отношения анизотропий, который можно использовать для тонового визуального представления данных для пробуриваемых слоев 260. Как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, измерениями анизотропии обеспечивается отношение вертикального удельного сопротивления к горизонтальному удельному сопротивлению.

Вертикальное удельное сопротивление обычно больше, чем горизонтальное удельное сопротивление, и поэтому отношение вертикального удельного сопротивления к горизонтальному удельному сопротивлению больше единицы. Если горизонтальное удельное сопротивление и вертикальное удельное сопротивление равны друг другу, то сканируемый или оцениваемый слой характеризуется как изотропный.

Аналогично графику 210А опережающего просмотра график 205 отношения анизотропий также может иметь линию 250 изменения во времени положения, которая прямо соответствует линии 250В изменения во времени положения из графика 210А модели пласта. Данные 260 ниже линии 250В изменения во времени положения могут представлять слои, пробуриваемые компоновкой 100 низа бурильной колонны, тогда как данные 255 могут представлять слои, которые пройдены компоновкой 100 низа бурильной колонны и точно измерены модулями 120 каротажа во время бурения.

Что касается идентификации целевых сред, таких как нефтяные или газовые, то обычно горизонтальное удельное сопротивление считают более важным из этих двух параметров удельного сопротивления. Однако, как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, параметр вертикального удельного сопротивления в большей части случаев необходим для определения параметра горизонтального удельного сопротивления.

Теперь обратимся к меньшему прямоугольному графику 215 на нижней левой стороне дисплея 200А, который может обеспечивать данные о падении пласта. Падением пласта оцениваются слои пласта на основании углового сканирования в противоположность прямому продольному измерительному (180°) сканированию относительно бурового долота 105, предусмотренному для графика 205 отношения анизотропий и графика 210А опережающего просмотра. Горизонтальная ось x графика 215 согласована с осью x графика 205 отношения анизотропий. Например, столбец 240А графика 205 отношения анизотропий можно продолжить до графика 215 и осуществить пересечение с отсчетом падения пласта на графике 215 в точке 275.

На дальнем правом, меньшем прямоугольном графике 220, расположенном ниже графика 210А опережающего просмотра, можно представлять несоответствие в данных или погрешности при вычислениях инверсии, используемых для данных 270 ниже линии 250В изменения во времени положения. Как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, параметры, связанные с инверсией, трудно вычислять, поскольку имеется тенденция к возникновению погрешностей и допускается изменение граничных условий и оценок.

Аналогично соответствию между графиком 205 отношения анизотропий и левым, меньшим графиком 215 ось x правого, меньшего графика 220 может быть непосредственно согласована с осью x графика 210 опережающего просмотра. Например, столбец 240В графика 210А опережающего просмотра можно продолжить до графика 220 и осуществить пересечение с отсчетом несоответствия графика 220 в точке 280.

График 210А опережающего просмотра можно использовать для вертикальной скважины или искривленной скважины, в которой компоновка 100 низа бурильной колонны в конечном счете пересекает представляющий интерес пограничный слой. На основании графика 210 опережающего просмотра можно прогнозировать свойства слоев до пересечения слоев компоновкой 100 низа бурильной колонны.

Пользовательский интерфейс 200А может предоставлять оператору различные дополнительные возможности, которые можно выбирать. Например, оператор может выбирать кнопку 267А графика распределения на пользовательском интерфейсе 200А, чтобы осуществлять построение графика 400А распределения, показанного на фиг. 2С. Дополнительные подробности относительно графика 400А распределения будут описаны ниже в связи с фиг. 2С.

Теперь обратимся к фиг. 2В, на которой представлена диаграмма, иллюстрирующая схему визуального кодирования, которую можно использовать на графике 210А опережающего моделирования из фиг. 2А. Схема визуального кодирования согласно этому варианту осуществления содержит кодированные цветом столбцы С1-С5 и 230В2. Столбцом 225В дается ключ цветового кодирования или цветовая шкала. Многие части графика 210В опережающего моделирования соответствуют частям графика 210А опережающего моделирования из фиг. 2А.

Схема цветового кодирования представлена буквами, поскольку только черно-белые изображения могут быть представлены в этом раскрытии. Обычному специалисту в соответствующей области техники понятно, что реальные цвета, представляемые цветовыми кодами, могут быть представлены на обычном цветном дисплее, таком как дисплей 147 вычислительного устройства 106, которое будет описано ниже в связи с фиг. 2G.

В варианте осуществления, показанном на фиг. 2В, буквой “G” представлен зеленый цвет; буквой “R” представлен красный цвет; буквой “P” представлен пурпурный цвет; буквой “T” представлен желтовато-коричневый цвет; буквой “Y” представлен желтый цвет; буквой “B” представлен голубой цвет; буквами “Br” представлен коричневый цвет и буквами “LB” представлен светло-голубой цвет, как показано цветовой шкалой 305 на фиг. 2В. Обычному специалисту в соответствующей области техники понятно, что нет необходимости использовать цветовую шкалу или цветовой ключ 305 из фиг. 2В в реальном цветовом дисплее.

На фиг. 2С представлен пользовательский интерфейс 200В, который включает в себя график 400А, на котором графически изображено распределение всех оцененных пластов, полученное при опережающих измерениях в процессе операции бурения. График 400А однозначно связан с графиком 210С опережающего просмотра и изображением компоновки 100 низа бурильной колонны, иллюстрирующим относительную длину бурильного инструмента. Как отмечалось ранее, оператор может выбирать показанную на фиг. 2А кнопку 267А на графике распределения в пользовательском интерфейсе 200А, чтобы образовывать график 400А распределения, показанный на фиг. 2С. Аналогичным образом пользовательский интерфейс 200В также может содержать кнопку 267В отношения RV/RH, так что оператор может осуществлять переключение между пользовательским интерфейсом 200А, который содержит график 205 отношения RV/RH, и пользовательским интерфейсом 200В, который содержит график 400А распределения из фиг. 2С.

На графике 400А пользовательского интерфейса 200В показано статистическое распределение различных решений 405А-405Н и оно может быть названо графиком удельного сопротивления. По вертикальной оси y графика удельного сопротивления представлена глубина, тогда как по горизонтальной оси x представлено удельное сопротивление в Ом·м. Удельное сопротивление выше в областях, идентифицированных более светлыми теневыми линиями (такими как красного цвета, если используется схема цветового визуального кодирования), тогда как удельное сопротивление ниже в областях, маркированных более темными теневыми линиями (такими как голубого цвета, если используется схема цветового визуального кодирования).

Весь график 400А из фиг. 2С соответствует одной представляющей интерес точке 287 на линии 250В изменения во времени положения из графика 210С опережающего просмотра. Видно, что горизонтальная линия 405I, которая проходит горизонтально на графике 400А, пересекает линию 250В изменения во времени положения из графика 210С опережающего просмотра в точке 287.

Как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, график 400А распределения в сочетании с графиком 210С опережающего просмотра может быть очень полезным при обнаружении водонефтяного контакта (ВНК). График 210С опережающего просмотра прямо соответствует графикам 210А и 210В опережающего просмотра из фигур 2А-2В. Каждая точка линии 250В изменения во времени положения из графика 210С опережающего просмотра имеет свой собственный соответствующий график 400А, содержащий статистическое распределение различных решений 405А-405Н.

Статистическое распределение различных решений 405A-405J, показанное на графике 400А, получено в результате выполнений инверсий. Например, каждое решение 405, которое содержит одну линию на графике 400А, может быть решением, полученным в результате выполнения инверсии методом Монте-Карло, понятной обычному специалисту в соответствующей области техники. График 400А из фиг. 2Е в основном иллюстрирует распределение вероятностей решений для пласта и соответствует одному положению компоновки низа бурильной колонны в конкретной точке во времени, такой как точка 287 из графика 210С опережающего просмотра.

Как отмечалось ранее, и при наблюдении из одной точки 287 графика 210С опережающего просмотра вдоль линии 250В изменения во времени положения из фиг. 2С, можно видеть, что каждой точкой задается вертикальный столбец информации, в котором информация (данные) 265 в столбце выше точки 287 является точно измеренной и известной, между тем как информация (данные) 270 в столбце ниже каждой точки является неизвестной и оцененной с использованием различных математических способов, понятных обычному специалисту в соответствующей области техники, такими как, но без ограничения ими, инверсии методом Монте-Карло.

По мере продвижения компоновки 100 низа бурильной колонны из одного положения в следующее (например, по вертикальному пути в вертикальной скважине) неопределенность относительно распределения удельного сопротивления, показанная на графике 400А для данного слоя, по всей вероятности снижается. В показанном варианте осуществления выброс 405J на графике 400А представляет неопределенность относительно положения слоев.

При рассмотрении каждой точки распределения видно, что по мере хода направленной книзу линии 250В изменения во времени положения к правой стороне графика 210С опережающего просмотра неопределенность относительно удельного сопротивления также понижается и это может быть отражено схемой цветового кодирования, такой, что создается повышенное количество более светлых теневых линий 405. На графике 400А представлены данные об удельном сопротивлении, а также об уровнях анизотропии для конкретных слоев в конкретном положении компоновки низа бурильной колонны, которое соответствует одной точке на линии 250В изменения во времени положения из графика 210С опережающего просмотра.

Доступ к определенным каналам данных приборов каротажа удельного сопротивления, содержащихся в модулях 120 каротажа во время бурения, является важным элементом для системы. График 400А распределения и график 210С опережающего просмотра можно создавать с использованием 30-футового (9,1 м) приемного канала 425С, 60-футового (18,2 м) приемного канала 425В и 100-футового (30,5 м) приемного канала 425А, которые, как показано на фиг. 2Н, расположены вдоль компоновки 100 низа бурильной колонны, и они представляют схему прибора каротажа удельного сопротивления, способного выполнять опережающие измерения. Хотя в показанном для примера на фиг. 2Н варианте осуществления имеется один излучатель 420 вблизи долота 105, который используется вместе с многочисленными приемниками 425, обычный специалист в соответствующей области техники должен признать, что эта конфигурация излучателей и приемников может быть изменена на обратную вследствие принципа взаимности. Поэтому модули 120 каротажа во время бурения могут содержать один приемник вблизи долота 105 в сочетании с многочисленными излучателями (непоказанными).

По оси x графика 210С опережающего просмотра может отображаться положение компоновки 100 низа бурильной колонны относительно ствола скважины, когда инструмент проходит через слои геологической среды. Согласно другим вариантам осуществления по оси x может отображаться время, например, в минутах, секундах, часах и т.д. Ось x графика 210С опережающего просмотра может быть любой функцией времени относительно положения компоновки 100 низа бурильной колонны.

По оси y графика 400А распределения и графика 210С опережающего просмотра обычно представлена истинная вертикальная глубина (ИВГ) ствола скважины. Измерения обычно выполняют в равномерно распределенные моменты времени. Вот почему линия 250В изменения во времени положения из графиков 210А, В и С опережающего просмотра на фигурах 2А-2С является прямой. Если измерения истинной вертикальной глубины выполнять в неравномерно распределенные или неравные моменты времени, линия 250В изменения во времени положения не будет прямой, по всей вероятности она будет колебательной.

Что касается графика 400А распределения в верхней правой части, то он обеспечивает графическое представление компоновки 100 низа бурильной колонны, используемой в бурильной системе 102. Один конец инструмента 100 (обычно соответствующий забою скважины, который содержит буровое долото 105) представлен горизонтальной линией 405I, которая связывает линию 250В изменения во времени положения из фиг. 2Е с распределением вероятностей решений 405A-H в результате инверсий пласта.

В частности, графиком 400А распределения представлено распределение решений в результате инверсий для одного столбца линии 250В изменения во времени положения из графика 210С опережающего просмотра. Иначе говоря, график 400А распределения из фиг. 2С соответствует только одному столбцу графика 210С опережающего просмотра из фиг. 2С.

Компоновкой 100 низа бурильной колонны, показанной в верхней правой части графика 400А в пользовательском интерфейсе 200В, дается представление реальной компоновки 100 низа бурильной колонны. Представление компоновки 100 масштабировано так, что длина компоновки 100 низа бурильной колонны, показанной на дисплее 200В, соответствует реальному размеру инструмента в отличие от масштабирования вертикальной измеренной глубины на графике 400А распределения и графике 210С опережающего просмотра.

Графиком 400А распределения из фиг. 2С дается больше информации относительно одного столбца, зарегистрированного на графике 210С опережающего просмотра. Графиком 400А распределения из фиг. 2С дается распределение удельного сопротивления, вычисленное в результате инверсий, и к тому же даются неопределенности относительно вычислений удельных сопротивлений. Кроме того, графиком 400А распределения из фиг. 2С даются вероятности неопределенностей, понятные обычному специалисту в соответствующей области техники.

Аналогично использованной схеме визуального кодирования, описанной выше в связи с фиг. 2В, для графика 400А распределения можно использовать схемы визуального кодирования одного или нескольких видов, такие как, но без ограничения ими, тоновое затенение, цветовое кодирование с использованием символов различных видов и другие аналогичные схемы визуального кодирования. В варианте осуществления, показанном на фиг. 2С, использована схема цветового кодирования.

В этом варианте осуществления графика 400А распределения использована следующая схема цветового кодирования: фраза “DBLU” представляет темно-голубой цвет (см. линию 405А решения); фраза “LBLU” представляет светло-голубой цвет (см. линию 405В решения); фраза “GRN” представляет зеленый цвет (см. линию 405G решения); фраза “YLW” представляет желтый цвет (см. линию 405Н решения); фраза “PUR” представляет пурпурный цвет (см. линию 405С решения); фраза “ORG” представляет оранжевый цвет (см. линию 405Е решения) и фраза “RED” представляет красный цвет (см. линию 405Е решения).

Схема цветового кодирования отражена на цветовой шкале или цветовом ключе 423 дисплея 200В. Обычному специалисту в соответствующей области техники понятно, что цветовой ключ 423 может не требоваться, если в пользовательском интерфейсе 200В используются реальные цвета.

На фигурах 2D, 2E и 2F представлены диаграммы, иллюстрирующие дополнительные графики 400B-400D, на которых графически показано распределение всех оцененных пластов, образованное в соответствии с опережающими измерениями в процессе операции бурения. В целом графики 400B-400D соответствуют первому графику 400А распределения из фиг. 2С, описанному выше. Ниже будут описаны только различия между графиком 400А и графиками 400B-400D.

Одно различие между вторым, третьим и четвертым графиками 400B-D распределения основано на количестве излучателей и приемников, используемых в устройстве 111 опережающего сканирования, которое содержит приборы 120 каротажа во время бурения. Для второго графика 400В распределения, показанного на фиг. 2D, три приемника 425, расположенных на расстояниях около 22-36 футов (6,7-11,0 м), около 53-68 футов (16,2-20,7 м) и около 88-115 футов (26,8-35,1 м) относительно бурового долота 105, и шесть частот использовались для выполнения инверсий, показанных на этом графике 400В. Удельное сопротивление, обнаруживаемое выше бурового долота 105, определялось выше бурового долота 105 на расстоянии приблизительно 7,0 футов (2,1 м) от него. Конфигурация приемников для фиг. 2D и графика 400А распределения из фиг. 2С была одной и той же.

Между тем, для третьего графика 400С распределения, показанного на фиг. 2Е, два приемника 425, расположенных на расстояниях около 22-36 футов (6,7-11,0 м) и около 53-68 футов (16,2- 20,7 м) относительно бурового долота 105, и шесть частот использовались для выполнения инверсий, показанных на этом графике 400С. Удельное сопротивление, обнаруживаемое выше бурового долота 105, определялось выше бурового долота 105 на расстоянии приблизительно 7,0 футов (2,1 м) от него.

Для четвертого графика 400D распределения, показанного на фиг. 2F, два приемника 425, расположенных на расстояниях около 22-36 футов (6,7-11,0 м) и около 53-68 футов (16,2-20,7 м) относительно бурового долота 105, и шесть частот использовались для выполнения инверсий, показанных на этом графике 400D. Удельное сопротивление, обнаруживаемое выше бурового долота 105, определялось выше бурового долота 105 на расстоянии приблизительно 40,0 футов (12,2 м) от него.

При сравнении каждого из распределений, показанных на фигурах 2D-2F, было обнаружено, что распределением решений 475 из фиг. 2D обеспечивается наилучшая чувствительность при обнаружении пласта и обнаружении водонефтяного контакта (ВНК) перед буровым долотом 105 по сравнению с распределением решений 480, 485 на графиках 400С-400В распределения из фигур 2E-2F. Как отмечалось ранее, три конфигурации приемников для относительно малоглубинного обнаружения удельного сопротивления согласно графику 400В распределения также использованы для графика 400А распределения из фиг. 2С, описанного выше.

Теперь обратимся к фиг. 2G, на которой представлена структурная схема некоторых элементов на базе компьютера в контроллере 106А, который включает в себя модуль (модули) 101 обработки опережающего сканирования (ООС) из бурильной системы 104 на месте расположения скважины из фиг. 1А. Как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, рабочая среда контроллера 106 может включать в себя вычислительное устройство общего назначения в виде обычного компьютера.

Обычно компьютер, образующий контроллер 106А, включает в себя центральный блок 121 обработки, системную память 122 и системную шину 123, которая соединяет различные системные компоненты, в том числе системную память 122 с блоком 121 обработки.

Системная шина 123 может быть шинной структурой любого из нескольких видов, в том числе шиной памяти или контроллера памяти, периферийной шиной и локальной шиной с использованием любой из ряда шинных архитектур. Системная память включает в себя постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) 124 и оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) 137. Базовая система 126 ввода-вывода (БСВВ), содержащая основные программы, которые способствуют передаче информации между элементами в компьютере, например, во время запуска, сохраняется в постоянном запоминающем устройстве 124.

Компьютер 106А может включать в себя дисковод 127А жесткого диска, предназначенный для считывания с жесткого диска (непоказанного) и записи на него, порт 128 универсальной последовательной шины для считывания со съемного диска 129 универсальной последовательной шины (УПШ) и записи на него и дисковод 130 оптического диска для считывания со съемного оптического диска 131, такого как компакт-диск, доступный только для чтения, универсальный цифровой диск или другие оптические носители, и, при возможности, записи на них. Дисковод 127А жесткого диска, дисковод 129 диска универсальной последовательной шины и дисковод 130 оптического диска соединены с системной шиной 123 через интерфейс 132 привода жесткого диска, интерфейс 133 привода диска универсальной последовательной шины и интерфейс 134 привода оптического диска, соответственно.

Хотя в среде, описанной в этой заявке, использованы жесткий диск 127А, привод 129 съемного диска универсальной последовательной шины и съемный оптический диск 131, обычному специалисту в соответствующей области техники должно быть понятно, что считываемые компьютером носители других видов, на которых можно сохранять данные, которые доступны компьютеру, такие как магнитные кассеты, карты флэш-памяти, цифровые видеодиски, картриджи Бернулли, оперативные запоминающие устройства, постоянные запоминающие устройства и тому подобные, также можно использовать в рабочей среде без отступления от объема системы 102. При таких применениях считываемых компьютером носителей других видов вдобавок к показанному аппаратному обеспечению можно использовать соединенные с Интернетом устройства, такие как портативное вычислительное устройство, подобное портативному компьютеру или карманному компьютеру.

Приводы и связанные с ними считываемые компьютером носители, показанные на фиг. 2G, обеспечивают энергонезависимое сохранение исполняемых компьютером инструкций, структур данных, программных модулей и других данных для компьютера или клиентского устройства 102В. Некоторое количество программных модулей может сохраняться на жестком диске 127, диске 129 универсальной последовательной шины, оптическом диске 131, в оперативном запоминающем устройстве 124 или постоянном запоминающем устройстве 137, в том числе, но без ограничения ими, модуль (модули) 101 обработки опережающего сканирования и модуль 110 тревоги, а также другие модули 177 управления бурением. Программные модули могут включать в себя, но без ограничения ими, программы, подпрограммы, программы работ, объекты, компоненты, структуры данных и т.д., с помощью которых решаются конкретные задачи или реализуются абстрактные данные.

Пользователь может вводить команды и информацию в компьютер 106А через устройства ввода, такие как клавиатура 140 и указательное устройство 142. Указательные устройства могут включать в себя мышь, шаровой манипулятор и электронное перо, которое можно использовать в сочетании с планшетом для графического ввода данных. Другие устройства ввода (непоказанные) могут включать в себя джойстик, игровой манипулятор, спутниковую параболическую антенну, сканер или подобные. Эти и другие устройства ввода часто соединяют с блоком 121 обработки через интерфейс 146 последовательного порта, который соединяют с системной шиной 123, но их можно соединять с помощью других интерфейсов, таких как параллельный порт, игровой порт, универсальная последовательная шина (УПШ) или что-либо подобное.

Дисплей 147 также может быть соединен с системной шиной 123 через интерфейс, такой как видеоадаптер 148. Как отмечалось выше, дисплей 147 может представлять собой дисплейное устройство любого вида, такой как жидкокристаллический дисплей (ЖКД), плазменный дисплей, дисплей на органических светоизлучающих диодах (ДОСД) и дисплей на электроннолучевой трубке (ЭЛТ).

Камера 175 также может быть соединена с системной шиной 123 через интерфейс, такой как адаптер 170. Камера 175 может представлять собой видеокамеру. Камера 175 может быть камерой на приборах с зарядовой связью (ПЗС) или камерой на комплементарных структурах металл-оксид-полупроводник (КМОП-структурах). В дополнение к этому монитор 147 и камера 175, клиентское устройство 100А, содержащее компьютер, могут включать в себя другие периферийные устройства вывода (непоказанные), такие как принтер.

Кроме того, компьютер может включать в себя микрофон 111, который соединен с системной шиной 123 через звуковой процессор 113, что понятно обычному специалисту в соответствующей области техники. Микрофон 111 можно использовать в сочетании с модулем 206 распознавания голоса, чтобы обрабатывать звуковые команды, принимаемые от оператора.

Компьютер, образующий центральный контроллер 106А, может работать в сетевой среде с использованием логических соединений с одним или несколькими удаленными компьютерами, такими как веб-сервер. Удаленный компьютер 102В может быть еще одним персональным компьютером, сервером, мобильным телефоном, маршрутизатором, сетевым персональным компьютером, одноранговым устройством или другим общесетевым узлом. Хотя веб-сервер или удаленный компьютер 106В может включать в себя многие из элементов или все элементы, описанные выше относительно контроллера 106А, на этой фиг. 2G показано только запоминающее устройство 127В. Логические соединения, показанные на фиг. 2G, включают в себя локальную сеть (ЛС) 142А и глобальную сеть (ГС) 142В. Такими сетевыми средами являются обычные сети в офисах, компьютерные сети в масштабе предприятия, внутрикорпоративные сети и Интернет.

При использовании локальной сетевой среды компьютер, образующий контроллер 106А, часто соединяют с локальной сетью 142А через сетевой интерфейс или адаптер 153. При использовании глобальной сетевой среды компьютер 106А может включать в себя модем 154 или другое средство для установления связи по глобальной сети 142В, такой как Интернет. Модем 154, который может быть внутренним или внешним, соединен с системной шиной 123 через интерфейс 146 последовательного порта. В сетевом окружении программные модули или части их, показанные для сервера 102В, могут сохраняться в удаленном запоминающем устройстве 127А. Следует понимать, что показанные сетевые соединения являются лишь примерами, и можно использовать другие средства организации линии связи между компьютерами.

Кроме того, специалистам в соответствующей области техники должно быть понятно, что систему 102 можно реализовывать в других конфигурациях компьютерных систем, в том числе в виде портативных устройств, многопроцессорных систем, микропроцессорных или программируемых бытовых электронных устройств, сетевых персональных компьютеров, миникомпьютеров, мэйнфреймов и т.п. Кроме того, на практике систему 102 можно применять в распределенных вычислительных средах, в которых задания выполняются удаленными устройствами обработки, которые связаны по сети связи. В распределенной вычислительной среде программные модули могут находиться в локальных или удаленных запоминающих устройствах.

На фиг. 3 представлена блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая способ 500 получения опережающих измерений профиля в процессе операции бурения. Блок 505 представляет собой первый блок способа 500. Согласно блоку 505 излучатель энергии, такой как излучатель 420, описанный выше в связи с прибором 120 каротажа во время бурения из фиг. 2Н, может быть расположен вблизи бурильного инструмента, такого как буровое долото 105.

Затем согласно блоку 510 размещают один или несколько приемников энергии, таких как одна из приемных антенн 425А-С, описанных выше в связи с прибором 120 каротажа во время бурения из фиг. 2Н. Затем согласно блоку 515 можно начать операцию бурения.

Согласно блоку 520 модули 101 опережающего сканирования могут управлять излучателем энергии, таким как излучающие антенны Т1-Т6, так что один или несколько излучателей выполняют опережающие сканирования перед буровым долотом 105. Далее согласно блоку 525 излученную энергию принимают одним или несколькими приемниками энергии, которые содержат приемные антенны, обозначенные позициями 425, расположенные, как показано на фиг. 2Н, вдоль прибора 120 каротажа во время бурения. Кроме того, модули 101 опережающего сканирования могут управлять приемными антеннами 425.

Затем согласно блоку 530 подпрограммы или подспособа модулями 101 опережающего сканирования образуются данные графика опережающего моделирования, при этом ось x является функцией положения бурильного инструмента. Дальнейшие подробности относительно блока 530 подпрограммы или подспособа будут описаны ниже в связи с фиг. 4. Согласно этому блоку 530 подпрограммы модулями 101 опережающего сканирования обрабатываются данные, которые используются для образования пользовательских интерфейсов 200А и 200В, показанных на фигурах 2А и 2С.

Затем согласно блоку 535 модулями 101 опережающего сканирования также образуются данные прослеживания, предназначенные для построения графика 200А отношения анизотропий из фиг. 2А. Согласно блоку 540 модулями 101 опережающего сканирования осуществляется построение графика 200В опережающего моделирования и график отображается на дисплейном устройстве 147, таком, как показанное на фиг. 2В. Согласно блоку 545 модулями 101 опережающего сканирования осуществляется построение графика 200А анизотропии и график отображается на дисплейном устройстве 147, показанном на фиг. 2В.

Затем согласно блоку 550 модулями опережающего сканирования может осуществляться построение графика 215 падения пласта и график может отображаться на дисплейном устройстве 147, показанном на фиг. 2В. Согласно блоку 555 модулями 101 опережающего сканирования может осуществляться построение графика 220 данных несоответствия и график может отображаться на дисплейном устройстве 147, показанном на фиг. 2А.

Обычному специалисту в соответствующей области техники должно быть понятно, что хотя блоки с 530 по 555 показаны и описаны как осуществляемые в конкретной последовательности или конкретном порядке, эти блоки с 530 по 555 могут выполняться в любом порядке и на самом деле могут выполняться параллельно. То есть, многочисленные параметры опережающего просмотра, описанные выше, вычисляются одновременно в результате инверсии. Эти параметры включают в себя данные для графика 205 отношения анизотропий и графика 210 опережающего моделирования, графика 215 падения пласта и графика 220 данных несоответствия из фиг. 2. Как понятно обычному специалисту в соответствующей области техники, эти четыре графика 205, 210, 215 и 220 могут воспроизводиться в любом порядке или по существу одновременно в соответствии с вычислениями инверсии.

Согласно блоку 560 модулями 110 опережающего сканирования могут генерироваться сигналы тревоги, такие как звуковые и/или визуальные сигналы 110 тревоги, которые могут отображаться на дисплейном устройстве и воспроизводиться громкоговорителями. Сигналы 110 тревоги могут соответствовать пластам, прослеживаемым на графиках 210А и 210С опережающего моделирования, показанных на фигурах 2А и 2В. Затем в способе 500 возвращаются к блоку 520, в соответствии с которым по желанию оператора системы 102 повторяют опережающие сканирования.

На фиг. 4 представлена блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая подспособ или подпрограмму 530 из фиг. 3 для образования данных графика опережающего моделирования с осью x, являющейся функцией положения бурильного инструмента в процессе операции бурения. Блок 605 представляет собой первый блок подспособа 530. Согласно блоку 605 модулями 101 опережающего сканирования могут прослеживаться номера точек наблюдения или истинная измеряемая глубина для модели опережающего просмотра с использованием оси x или горизонтальной оси пользовательского интерфейса, такой как ось x графика 210 опережающего просмотра в пользовательском интерфейсе 200А из фиг. 2А и графика 210В опережающего просмотра, находящего в пользовательском интерфейсе 200В из фиг. 2С.

Затем с использованием оси y или вертикальной оси согласно блоку 610 модулями 101 опережающего сканирования могут прослеживаться оцененные пластовые значения ниже фактического положения инструмента одним или несколькими способами моделирования геологической среды. В частности, этот блок 610 соответствует данным 270, соответствующим оси y и находящимся ниже линии 250В изменения во времени положения инструмента из графика 210А опережающего моделирования на фиг. 2А и графика 210В опережающего моделирования на фиг. 2С. В этих вариантах осуществления оцениваемые пластовые значения основаны на инверсиях и в частности, на инверсиях методом Монте-Карло, понятных обычному специалисту в соответствующей области техники.

Затем с использованием оси y или вертикальной оси графика 210А или графика 210В согласно блоку 615 модулями 101 опережающего сканирования могут прослеживаться фактические измеряемые значения удельного сопротивления выше положения инструмента. Этот блок 615 обычно соответствует данным 265 об измеряемых значениях удельного сопротивления, которые имеются выше линии 250В изменения во времени положения инструмента, показанной на фигурах 2А и 2С.

Согласно блоку 620 каждое значение по направлению оси y на графике опережающего моделирования может быть отображено с использованием схемы цветового кодирования для содействия быстрому обнаружению пластов/областей, представляющих интерес. Например, схему цветового кодирования, такую, как показанная на фиг. 2В, можно использовать для графика 210В опережающего моделирования.

Затем согласно необязательному блоку 625 изображение бурильного инструмента, такого как прибор 120 каротажа во время бурения, можно воспроизвести при использовании относительной длины, соответствующей значениям оси y или вертикальной оси. Необязательный блок 625 показан пунктирными линиями, чтобы показать, что этот блок может или может не быть в зависимости от желания оператора системы 102.

Согласно необязательному блоку 630 модулями 101 опережающего сканирования может осуществляться построение графика 400А, такого, как показанный на фиг. 2С, на котором графически изображается распределение всех пластов, оцененных при опережающих измерениях. Блок 630 является необязательным и может выбираться оператором при использовании пользовательских интерфейсов 200А и 200В, показанных на фигурах 2А и 2С. Как отмечалось ранее, график 400А распределения может выбираться, когда оператор нуждается в дополнительной информации о конкретной точке данных, прослеживаемой с помощью линии 250В изменения во времени положения. В частности, оператор может выбирать кнопку 267А графика распределения на пользовательском интерфейсе 200А, чтобы осуществлять построение графика 400А распределения, показанного на фиг. 2С.

Согласно необязательному блоку 635 модулями 101 опережающего сканирования может отображаться график 400А оцениваемого пласта, прилегающий к графику 210С опережающего просмотра, так что график 400А оцененного пласта соответствует одному положению инструмента, такого как компоновка 100 низа бурильной колонны и в частности, буровое долото 105, во времени, прослеживаемого с помощью графика 210С опережающего просмотра. Как описывалось выше, необязательные блоки показаны пунктирными линиями для обозначения того, что оператор может выбирать или может не выбирать эти необязательные элементы системы 102. От блока 530 подспособа или подпрограммы переходят обратно к блоку 535 из фиг. 3.

В этой системе 102 представлен прибор 111 глубинного каротажа удельного сопротивления нового поколения, располагаемый очень близко к буровому долоту 105, который обеспечивает чувствительность к контрасту удельного сопротивления пластов перед долотом 105. С помощью этой системы 102 теперь можно в реальном времени отслеживать близость кровли коллектора при глубине исследования до около 100 футов (30,5 м) и выполнять остановку компоновки низа бурильной колонны (геоостановку) до входа в потенциально проблематичную область пласта. Аналогичная геоостановка также возможна при навигации внутри и вне соляного купола.

Этой системой 102 предоставляется способ прослеживания характеристики удельного сопротивления приближающегося пласта и отображения ее. При использовании прослеживания этой характеристики оценка, основанная на хронологическом отображении характеристики перед долотом 105, позволяет иметь большую степень достоверности при принятии решения в процессе операции бурения.

В этом описании термин «приложение» может также охватывать файлы, имеющие выполняемое содержимое: объектный код, сценарии, байтовый код, файлы языка разметки и вставки в программы. В дополнение к этому «приложение», упоминаемое в этой заявке, может также включать в себя файлы, которые не являются выполняемыми по природе, такие как документы, которые могут нуждаться в открытии, или другие файлы данных, к которым необходимо обращаться.

Термин «содержимое» может также охватывать файлы, имеющие выполняемое содержимое, такое как объектный код, сценарии, байтовый код, файлы языка разметки и вставки в программы. В дополнение к этому «содержимое», упоминаемое в этой заявке, может также включать в себя файлы, которые не являются выполняемыми по природе, такие как документы, которые могут нуждаться в открытии, или другие файлы данных, к которым необходимо обращаться.

Используемые в этом описании термины «компонент», «база данных», «модуль», «система» и подобные предполагаются относящимися к связанному с компьютером объекту или к аппаратному обеспечению, микропрограммному обеспечению, сочетанию аппаратного обеспечения и программного обеспечения, программному обеспечению или программному обеспечению при выполнении. Например, компонент может быть, но без ограничения ими, процессом, выполняемом в процессоре, процессором, объектом, выполняемым файлом, потоком выполнения, программой и/или компьютером. В качестве примера приложение, выполняемое в вычислительном устройстве, и вычислительное устройство могут быть компонентами. Один или несколько компонентов могут находиться в процессе и/или потоке выполнения, а компонент может быть локализован на одном компьютере и/или распределен между двумя или большим количеством компьютеров. Кроме того, эти компоненты могут выполняться из различных считываемых компьютером носителей, имеющих различные структуры данных, сохраняемые на них. Компоненты могут обмениваться данными с помощью локальных и/или удаленных процессов, например, сигналами, имеющими один или несколько пакетов данных (например, данными от одного компонента, взаимодействующего с другим компонентом в локальной системе, распределенной системе и/или по сети, такой как Интернет, с другими системами с помощью сигнала). Портативное вычислительное устройство может включать в себя сотовый телефон, пейджер, персональный цифровой ассистент, смартфон, навигационное устройство или портативный компьютер с беспроводным соединением или линией.

В этом описании термин «приложение» может также охватывать файлы, имеющие выполняемое содержимое, такое как объектный код, сценарии, байтовый код, файлы языка разметки и вставки в программы. В дополнение к этому «приложение», упоминаемое в этой заявке, может также включать в себя файлы, которые не являются выполняемыми по природе, такие как документы, которые могут нуждаться в открытии, или другие файлы данных, к которым необходимо обращаться.

Термин «содержимое» может также охватывать файлы, имеющие выполняемое содержимое, такое как объектный код, сценарии, байтовый код, файлы языка разметки и вставки в программы. В дополнение к этому «содержимое», упоминаемое в этой заявке, может также включать в себя файлы, которые не являются выполняемыми по природе, такие как документы, которые могут нуждаться в открытии, или другие файлы данных, к которым необходимо обращаться.

Используемые в этом описании термины «компонент», «база данных», «модуль», «система» и подобные предполагаются относящимися к связанному с компьютером объекту или к аппаратному обеспечению, микропрограммному обеспечению, сочетанию аппаратного обеспечения и программного обеспечения, программному обеспечению или программному обеспечению при выполнении. Например, компонент может быть, но без ограничения ими, процессом, выполняемом в процессоре, процессором, объектом, выполняемым файлом, потоком выполнения, программой и/или компьютером. В качестве примера приложение, выполняемое в вычислительном устройстве, и вычислительное устройство могут быть компонентами. Один или несколько компонентов могут находиться в процессе и/или потоке выполнения, а компонент может быть локализован на одном компьютере и/или распределен между двумя или большим количеством компьютеров. Кроме того, эти компоненты могут выполняться из различных считываемых компьютером носителей, имеющих различные структуры данных, сохраняемые на них. Компоненты могут обмениваться данными с помощью локальных и/или удаленных процессов, например, сигналами, имеющими один или несколько пакетов данных (например, данными от одного компонента, взаимодействующего с другим компонентом в локальной системе, распределенной системе и/или по сети, такой как Интернет, с другими системами с помощью сигнала). Портативное вычислительное устройство может включать в себя сотовый телефон, пейджер, персональный цифровой ассистент, смартфон, навигационное устройство или портативный компьютер с беспроводным соединением или линией.

Чтобы действия изобретения выполнялись так, как описано, некоторые этапы в способах или в последовательности действий способов, рассмотренные в этом описании, естественным образом предшествуют другим. Однако изобретение не ограничено описанным порядком следования этапов, если такой порядок или последовательность не влияет на функциональные возможности изобретения. То есть, признается, что некоторые этапы могут выполняться до, после или параллельно с (по существу одновременно с) другими этапами без отступления от объема и сущности раскрытия. В отдельных случаях некоторые этапы могут пропускаться или не выполняться без отступления от изобретения. Кроме того, такие слова, как «впоследствии», «далее», «затем» и т.д., не предполагаются ограничивающими порядок следования этапов. Эти слова используются просто для проведения читателя через описание примеров способов, рассмотренных в этой заявке.

Кроме того, обычный специалист в области программирования может без труда написать компьютерный код или идентифицировать соответствующее аппаратное обеспечение и/или схемы для реализации раскрытого изобретения, например, на основании блок-схем последовательности действий и связанного с ними рассмотрения в этом описании.

Поэтому раскрытие конкретного набора инструкций программного кода или детализированных аппаратных устройств не считается необходимым для адекватного понимания осуществления и использования изобретения. Обладающие признаками изобретения функциональные возможности заявленных, реализуемых компьютером способов пояснены более подробно в приведенном выше описании и в сочетании с чертежами, которыми поясняются различные последовательности действий способов.

Согласно одному или нескольким аспектам описанные функции могут быть реализованы в аппаратном обеспечении, программном обеспечении, микропрограммных средствах или любом сочетании их. При реализации в программном обеспечении функции могут сохраняться в виде одной или нескольких инструкций или кодов на считываемом компьютером носителе или могут передаваться в таком виде. Считываемые компьютером носители включают в себя носители данных компьютера и среды передачи данных, включающие в себя среду, которая обеспечивает передачу компьютерной программы с одного места на другое. Носители данных могут быть любыми имеющимися носителями, к которым может иметь доступ компьютер. Например, без ограничения такие считываемые компьютером носители могут представлять собой оперативное запоминающее устройство, постоянное запоминающее устройство, электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство, компакт-диск, доступный только для чтения, или другой накопитель на оптических дисках, накопитель на магнитных дисках или другие магнитные устройства хранения данных, или любой другой носитель, который можно использовать для переноса и сохранения необходимого программного кода в виде инструкций или структур данных и к которому может иметь доступ компьютер.

Кроме того, любое соединение соответственно именуется считываемым компьютером носителем. Например, если программное обеспечение передается с веб-сайта, сервера или другого удаленного источника с использованием коаксиального кабеля, волоконно-оптического кабеля, скрученной пары, цифровой абонентской линии (ЦАЛ) или беспроводных технологий, таких как инфракрасная техника, радиотехника и микроволновая техника, то коаксиальный кабель, волоконно-оптический кабель, скрученная пара, цифровая абонентская линия или беспроводные технологии, такие как инфракрасная техника, радиотехника и микроволновая техника, включаются в определение носителя.

Термины «дисковое запоминающее устройство» и «диск», используемые в этой заявке, охватывают компакт-диск (К-Д), лазерный диск, оптический диск, цифровой универсальный диск (ЦУД), дискету и диск высокого разрешения, работающий на основе сине-фиолетового лазера, при этом с дисковых запоминающих данные можно воспроизводить магнитным способом, тогда как с дисков данные воспроизводятся оптически лазерами. Сочетания приведенных выше также следует включать в объем считываемых компьютером носителей.

Хотя выше были подробно описаны всего лишь несколько вариантов осуществления, специалисты в соответствующей области техники без труда поймут, что в вариантах осуществления возможны многочисленные модификации без значительного отклонения от этого изобретения. В соответствии с этим все такие модификации предполагаются включенными в объем этого раскрытия, определенный в нижеследующей формуле изобретения.

В формуле изобретения выражения «средство плюс функция» предполагаются охватывающими структуры, описанные в этой заявке, выполняющие изложенную функцию, и не только структурные эквиваленты, но также и эквивалентные структуры. Таким образом, хотя гвоздь и винт не могут быть структурными эквивалентами по той причине, что в случае гвоздя цилиндрическая поверхность используется для скрепления деревянных деталей друг с другом, тогда как в случае винта используется винтовая поверхность, но в ситуации скрепления деревянных деталей гвоздь и винт могут быть эквивалентными структурами. Заявитель выражает желание, чтобы раздел 35 кодекса законов США, §112, пункт 6, не применялся для каких-либо ограничений любого пункта формулы изобретения, за исключением тех пунктов формулы изобретения, в которых определенно используются слова «средство для» вместе с соответствующей функцией.

1. Способ получения опережающих измерений профиля, содержащий этапы, на которых:
располагают излучатель энергии вблизи инструмента компоновки низа бурильной колонны;
располагают один или несколько приемников энергии по длине компоновки низа бурильной колонны;
излучают энергию для выполнения опережающих сканирований относительно инструмента компоновки низа бурильной колонны;
образуют данные графика опережающего просмотра с осью x, являющейся функцией времени относительно положения инструмента компоновки низа бурильной колонны;
строят график опережающего просмотра;
отображают график опережающего просмотра на дисплейном устройстве.

2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий прослеживание оцененных пластовых значений на основании моделей геологической среды при опережающих сканированиях.

3. Способ по п. 2, дополнительно содержащий отображение оцененных пластовых значений на дисплейном устройстве, при этом оцененные значения располагают ниже линии изменения во времени положения инструмента, которая является частью графика опережающего просмотра.

4. Способ по п. 3, в котором оцененные пластовые значения основаны на инверсиях данных об удельном сопротивлении.

5. Способ по п. 4, в котором инверсии содержат инверсии методом Монте-Карло.

6. Способ по п. 1, дополнительно содержащий прослеживание измеряемых значений удельного сопротивления и отображение этих измеряемых значений удельного сопротивления выше линии изменения во времени положения инструмента на графике опережающего просмотра.

7. Способ по п. 3, дополнительно содержащий отображение графика распределения, содержащего оцененные пласты, образованного при опережающих сканированиях, так, чтобы график распределения соответствовал одному положению инструмента при прослеживании в соответствии с линией изменения во времени положения инструмента.

8. Способ по п. 1, дополнительно содержащий начало операции бурения.

9. Способ по п. 8, дополнительно содержащий образование одного или нескольких сигналов тревоги на основании данных графика опережающего просмотра.

10. Система для определения геометрии ствола скважины, содержащая:
средство для расположения излучателя энергии вблизи инструмента компоновки низа бурильной колонны;
средство для расположения одного или нескольких приемников энергии по длине компоновки низа бурильной колонны;
средство для излучения энергии для выполнения опережающих сканирований относительно инструмента компоновки низа бурильной колонны;
средство для образования данных графика опережающего просмотра с осью x, являющейся функцией времени относительно
положения инструмента компоновки низа бурильной колонны;
средство для построения графика опережающего просмотра; и
средство для отображения графика опережающего просмотра на дисплейном устройстве.

11. Система по п. 10, дополнительно содержащая средство для прослеживания оцененных пластовых значений на основании моделей геологической среды при опережающих сканированиях.

12. Система по п. 11, дополнительно содержащая средство для отображения оцененных пластовых значений на дисплейном устройстве, при этом оцененные значения располагаются ниже линии изменения во времени положения инструмента, которая является частью графика опережающего просмотра.

13. Система по п. 12, в которой оцененные пластовые значения основаны на инверсиях данных об удельном сопротивлении.

14. Система по п. 13, в которой инверсии содержат инверсии методом Монте-Карло.

15. Система по п. 14, дополнительно содержащая средство для прослеживания измеряемых значений удельного сопротивления и отображения этих измеряемых значений удельного сопротивления выше линии изменения во времени положения инструмента на графике опережающего просмотра.

16. Система для мониторинга операции бурения и управления операцией бурения, содержащая:
бурильную систему, при этом бурильная система содержит модуль каротажа и управления для прослеживания измеряемых данных;
излучатель энергии, связанный с инструментом компоновки
низа бурильной колонны, и приемник энергии, связанный с излучателем энергии; и
контроллер, соединенный с бурильной системой, излучателем энергии и приемником энергии; при этом контроллер содержит модуль опережающего сканирования, который управляет излучателем энергии и приемником энергии; модуль опережающего сканирования управляет выполнением опережающих сканирований относительно инструмента компоновки низа бурильной колонны; модуль опережающего сканирования образует данные графика опережающего просмотра с осью x, являющейся функцией времени относительно положения инструмента компоновки низа бурильной колонны; модуль опережающего сканирования осуществляет построение графика опережающего просмотра, отображение графика опережающего просмотра на дисплейном устройстве.

17. Система по п. 16, в которой излучатель энергии и приемник энергии являются частью модуля каротажа во время бурения (КВБ).

18. Система по п. 16, в которой модуль опережающего сканирования прослеживает оцененные пластовые значения на основании моделей геологической среды при опережающих сканированиях.

19. Система по п. 18, в которой модуль опережающего сканирования отображает оцененные значения пласта на дисплейном устройстве, при этом оцененные значения располагаются ниже линии изменения во времени положения инструмента, которая является частью графика опережающего просмотра.

20. Система по п. 19, в которой оцененные пластовые значения основаны на инверсиях данных об удельном сопротивлении.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к измерительной технике, представляет собой способ каротажа и может быть использовано для определения удельного электрического сопротивления вмещающей среды.

Изобретение относится к области геофизики, геологической разведки и может быть использовано при пробном, поисковом и эксплуатационном бурении скважин. Предложен способ зондирования, каротажа пород и позиционирования снаряда в буровой скважине, включающий генерацию электромагнитного и магнитного полей с помощью излучающей антенны и индуктора в виде постоянного магнита или электромагнита, дистанционные измерения параметров этих полей с помощью приемных антенн, трехосных магнитометров и градиентомеров, установленных в контрольных точках наблюдений (КТН) на поверхности Земли, и последующие вычисления на основе полученной при измерениях многомерной информации по соответствующим алгоритмам параметров идентифицируемых пород и параметров пространственного положения снаряда в буровой скважине.

Изобретение относится к геофизическим измерениям в скважине. Сущность: способ включает в себя создание модели для прогнозирования измерений, которые получают приемниками благодаря передачам с помощью источников, на основании оцененных положений приемников относительно источников.

Изобретение относится к области электромагнитной геофизической разведки и может быть использовано для проведения электромагнитного каротажа скважин. Сущность: устройство содержит корпус (1), выполненный в виде цельнометаллического цилиндра.

Изобретение относится к геофизике. Сущность: устройство содержит каротажный инструмент, перемещаемый по стволу скважины, электромагнитный зонд 1, включающий в себя башмак 2 каротажного зонда, установленный на каротажном инструменте, выполненный с возможностью сцепления со стволом скважины, сцепляющейся со стенкой поверхностью башмака, по меньшей мере, одну пару передающих антенн TxA, TxB, установленных в сцепляющейся со стенкой поверхностью башмака, и множество разнесенных принимающих антенн RxA, RxB, установленных в сцепляющейся со стенкой поверхностью башмака, расположенных на расстоянии от пары передающих антенн TxA, TxB.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при электрокаротаже подземных формаций. .

Изобретение относится к электромагнитному зонду для измерения электромагнитных свойств геологической формации в ограниченной зоне, окружающей ствол скважины. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком.

Изобретение относится к средствам для выполнения скважинного каротажа. Техническим результатом является повышение чувствительности и точности информации в процессе измерений в скважине.

Изобретение относится к способам получения характеристик трехмерных (3D) образцов породы пласта, в частности к укрупнению масштаба данных цифрового моделирования.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам направленного бурения и корректировки траектории скважины. Техническим результатом является обеспечение предотвращения прямых или косвенных пересечений стволов скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при исследовании качества цементирования элементов конструкции скважины. Техническим результатом является повышение эффективности определения качества цементирования элементов конструкции скважины.

Группа изобретений относится к нефтегазовой отрасли и может быть использована для мониторинга и обработки скважинной среды. Патронный скважинный фильтр содержит цилиндрическую стенку, внутреннюю и наружную поверхность, отверстие, проходящее во внутреннее пространство через цилиндрическую стенку между наружной поверхностью и внутренней поверхностью для создания доступа текучей среды от наружной поверхности во внутреннее пространство, фильтрующий текучую среду материал, исключающий проход слишком крупных частиц через отверстие, и материал трассера текучей среды, который перемещается в скважинном трубном изделии и расположенный на установочной площадке, размещенной на расстоянии от отверстия, проходящего к внутреннему пространству, снаружи от внутреннего пространства.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтедобывающего оборудования, а именно, к способу и устройству, применяемым для контроля состояния насосных штанг нефтедобывающих скважин.

Предлагаемые технические решения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к системам и устройствам приема/передачи информации и электрической энергии к исполнительным приборам и механизмам при эксплуатации скважин для добычи флюида.

Изобретение относится к области нефтедобычи и позволит повысить точность и объективность контроля при эксплуатации нефтяных месторождений. Технический результат заключается в точности, устойчивости контроля обводненности скважинных продуктов в процессе эксплуатации без сепарации, с возможностью использования этих данных при управлении нефтедобычей.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту.

Изобретение относится к закладке взрывчатого вещества в стволы взрывных скважин и/или соответствующим устройствам или инструментам осуществления контроля правильности заполнения взрывчатым веществом в стволах скважин. Техническим результатом является повышение безопасности и производительности взрыва. Устройство содержит трубчатый корпус, осветительное средство и средство получения изображения, размещенные в корпусе, по меньшей мере один канал циркуляции для текучей среды и распыляющий элемент, предназначенный для набрызгивания текучей среды под давлением циркулирующей по меньшей мере через один канал циркуляции, на прозрачную крышку, обеспечивающую освещение и получение изображения, через нее, гибкую трубу для технологических линий с требуемой жесткостью на кручение, и центрирующий элемент, выполненный в виде удлиненного элемента, деформирующегося под действием силы и с памятью формы, который имеет верхний сектор, нижний сектор и два изгиба в противоположных направлениях на центральном участке, причем верхний сектор выполнен с возможностью оставаться, по существу, в контакте со стенкой ствола скважины, и нижний сектор выполнен с возможностью оставаться, по существу, по центру в стволе скважины. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх