ОПТИМИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА ПОСРЕДСТВОМ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО КАРТИРОВАНИЯ Российский патент 2018 года по МПК E21B43/24 E21B44/00 G01V3/30 E21B47/12 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] В настоящей заявке заявляется преимущество приоритета по предварительной заявке на патент с порядковым номером 62/062451, поданной 10 октября 2014 года, которая включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] Легкость доступа к углеводородным ресурсам и их добыча исчерпывается, оставляя более трудные для доступа и добычи скважины. Удовлетворение растущих мировых потребностей в углеводородном сырье привело к разработке усложненных способов проведения работ по извлечению сырья, часто именуемых как комплексные способы вскрытия и освоения скважин. Эти способы могут включать паровой гравитационный дренаж (ПГД), тепловой гравитационный дренаж (ТГД), внутрипластовое горение с вертикальной воздухонагнетательной скважиной и горизонтальной добывающей (ГНВ), добычу гравитационным дренированием при закачке растворителя (РГД) и создание в пласте движущегося очага горения. Эти способы направлены на решение проблемы подвижности флюида в скважинах по добыче тяжелой нефти путем термического и/или химического изменения вязкости битуминозной нефти для создания возможности облегчения извлечения. В то время как каждый из сложных способов вскрытия и освоения скважин предлагает новый подход к извлечению тяжелой нефти, их успех может зависеть от трудного способа точного размещения стволов скважин по отношению к близлежащим геологическим структурам.

[0002] Один сложный сценарий включает в себя залежи ограниченного распространения, которые имеют потенциальную возможность вызывать прорыв пара, приводящий к образованию неоптимальной зоны прогрева паром. В этом случае, так как пар нагнетается из нагнетательной скважины, он прорывается выше или ниже залежей и в результате приводит к недостаточному нагреву битуминозной нефти и, таким образом, к сокращению объема добычи.

[0003] В одном из возможных решений добывающие скважины размещены с использованием методов каротажа удельного электрического сопротивления или гамма каротажа для выявления напластования продуктивных горизонтов с расстояния. В данном случае расстояние до ближайших напластований используется для оптимального размещения добывающей скважины в месторождении при помощи непрерывного геологического сопровождения (геонавигации) бурения скважины. После того, как определено место добывающей скважины, определяется место нагнетательной скважины относительно добывающей скважины с использованием устройств для измерения расстояний, которые могут измерить относительное расстояние и направление между двумя скважинами.

[0004] Широко известные коммерческие подходы к этим техническим способам основаны на вращающихся магнитах (например, патент США №5589775) или на наведении по магнитному полю (патент США №5923170), которые используют оба ствола скважин для определения расстояния. Большинство из этих подходов, однако, нежелательны, поскольку они используют два разных звена (то есть каротажный кабель и каротажный прибор для измерения забойных параметров во время бурения (КВБ)), что не является эффективным с точки зрения затрат. Один из предшествующих подходов использования магнита основан на единой системе скважины, в которой и передатчик, и приемники размещены в скважине. Однако этот подход основан на измерении абсолютной величины магнитного поля для расчета расстояния (патент США №7812610), что не позволяет получить надежные результаты в связи с изменениями тока на целевой трубе.

[0005] Кроме того, предшествующие технические способы, как правило, размещают нагнетательную скважину на фиксированном расстоянии над добывающей скважиной. Выбор фиксированного расстояния может быть выполнен эвристически без учета геологических и петрофизических изменений. Это может привести к размещению нагнетательной скважины в неоптимальных местах и к сокращению объема доступных углеводородов.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0006] На фиг. 1 проиллюстрирована блок-схема, показывающая способ для оптимизации добычи залежей флюида с использованием геологического картирования в соответствии с различными примерами.

[0007] На фиг. 2 проиллюстрирован вид в разрезе, отображающий геологический пласт, имеющий залежь флюида, которая должна быть нанесена на карту с использованием различных вариантов реализации изобретения, которое заключается в способе определения местоположения залежи из добывающей скважины в соответствии с различными примерами.

[0008] На фиг. 3 проиллюстрирована блок-схема, показывающая вариант реализации способа для определения местоположения залежи с использованием электромагнитных (ЭМ) измерений удельного электрического сопротивления в соответствии с различными примерами.

[0009] На фиг. 4 проиллюстрирована блок-схема, показывающая вариант реализации способа для определения местоположения залежи с использованием измерения утечки тока в соответствии с различными примерами.

[0010] На фиг. 5 проиллюстрирована блок-схема, показывающая другой вариант реализации способа для определения местоположения с использованием измерения утечки тока в соответствии с различными примерами.

[0011] На фиг. 6 проиллюстрирована блок-схема, показывающая другой вариант реализации способа для определения местоположения залежи с использованием измерения утечки тока в соответствии с различными примерами.

[0012] На фиг. 7 проиллюстрирована блок-схема, показывающая другой вариант реализации способа для определения местоположения залежи с использованием измерения утечки тока в соответствии с различными примерами.

[0013] На фиг. 8 проиллюстрирован вид в разрезе, отображающий геологический пласт с вариантом реализации зоны прогрева паром при ПГД в соответствии с различными примерами.

[0014] На фиг. 9 проиллюстрирована блок-схема, показывающая вариант реализации способа для оптимизации разработки залежи флюида в соответствии с различными примерами.

[0015] На фиг. 10 проиллюстрирована блок-схема, показывающая другой вариант реализации способа для оптимизации разработки залежи флюида в соответствии с различными примерами.

[0016] На фиг. 11 проиллюстрирована блок-схема, показывающая другой вариант реализации способа для оптимизации разработки залежи флюида в соответствии с различными примерами.

[0017] На фиг. 12 проиллюстрирован вид в разрезе геологического пласта, в котором около залежи использован вариант реализации способа оптимизации с использованием геонавигации в соответствии с различными примерами.

[0018] На фиг. 13 проиллюстрирован вид в разрезе геологического пласта, в котором около залежи использованы различные варианты обсаживания скважины способа оптимизации в соответствии с различными примерами.

[0019] На фиг. 14 проиллюстрирована схема варианта реализации системы каротажного кабеля в соответствии с различными примерами.

[0020] На фиг. 15 проиллюстрирована схема варианта реализации системы буровой установки в соответствии с различными примерами.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0021] Варианты реализации изобретения, описанные в настоящем документе, включают два этапа: определение местоположения и оценивание залежей флюида с низким удельным электрическим сопротивлением и оптимизацию добычи, принимая во внимание данную информацию о геологии. Определение местоположения и оценивание могут осуществляться посредством измерений внутрискважинного или поверхностного удельного электрического сопротивления в связи с низко резистивным характером залежей. Этап определения местоположения и оценивания может также упоминаться как картирование залежей в геологическом пласте.

[0022] Оптимизация может быть выполнена с использованием множества способов. Например, бурильная колонна (например, буровое долото) нагнетательной или добывающей скважин может сопровождаться геонавигацией на удалении от залежей в трехмерном виде (например, вбок и/или вертикально). В другом варианте оптимизации буровые окна и/или пазы колонны обсадных труб скважины могут быть скорректированы на основании расположенных поблизости залежей. Оба вида оптимизации могут поддерживаться моделями зоны прогрева паром или геонавигации, которые включают соответствующую информацию о местной геологии и характеристиках бурения.

[0023] Залежи флюида, указанные в настоящем документе, включают залежь флюида с низким удельным электрическим сопротивлением. Залежи флюида с низким удельным электрическим сопротивлением могут характеризоваться путем измерения того, насколько сильно флюид оказывает сопротивление потоку электрического тока. Залежь флюида с низким удельным электрическим сопротивлением может быть определена как любой флюид, имеющей электрическое сопротивление менее 300 Ом, что распространяется на большинство углеводородов. Залежь флюида с низким удельным электрическим сопротивлением может упоминаться как просто флюид, залежь, или залежь флюида и в данном документе принимается, что все они должны быть с низким удельным электрическим сопротивлением.

[0024] На фиг. 1 проиллюстрирована блок-схема, показывающая способ для оптимизации добычи залежей флюида с использованием геологического картирования в соответствии с различными примерами. В блоке 101 в качестве первого этапа используется способ для определения местоположения и оценки залежей в геологическом пласте. На этом этапе на карту наносится размер и расположение залежей. Различные варианты реализации изобретения для определения местоположения и оценки залежей иллюстрируются на фиг. 2-7 и обсуждаются в дальнейшем.

[0025] Как только залежи нанесены на карту, их разработка может быть оптимизирована в блоке 103 регулированием по меньшей мере одного из: параметра бурения или параметра добычи. Различные варианты реализации изобретения для оптимизации добычи залежей иллюстрируются на фиг. 8-13 и обсуждаются в дальнейшем.

[0026] На фиг. 2 проиллюстрирован вид в разрезе, отображающий геологический пласт, содержащий залежь флюида, которая должна быть нанесена на карту с использованием различных вариантов реализации изобретения, которое заключается в способе определения местоположения залежи из добывающей скважины в соответствии с различными примерами. В данном документе указано, что изменения, которые включены в эту иллюстрацию, необязательно используются вместе, и они показаны вместе, главным образом, для их сопоставления по отношению друг к другу. Как описано ранее, детальные геологические модели залежей флюида, как правило, предварительно не доступны. Сейсмические исследования не имеют достаточно высокого разрешения и не так чувствительны к типам залежей, что может привести к прорыву пара. Можно получить уточнение границ залежей, которые регистрируются каротажным кабелем и скважинами, пробуренными с отбором керна, но получаемые при этом данные не являются близкими и не могут быть использованы для интерполяции между скважинами. Варианты реализации изобретения по локализации и оценке, показанные на фиг. 2, обеспечивают более высокую точность для последующей оптимизации добычи.

[0027] На фиг. 2 проиллюстрирована скважина 200 (например, добывающая или нагнетательная скважина), пробуренная через геологический пласт 210 и пласт залежи 211. Пласт залежи 211 может включать залежь флюида с низким удельным электрическим сопротивлением 205.

[0028] Проиллюстрирован вариант реализации измерения с использованием ЭМ томографии 201. Этот вариант реализации может включать передатчик 230 и приемник 231 на поверхности, передатчик 230 на поверхности и приемник 232 в скважине 200, передатчик 232 в скважине и приемник 231 на поверхности, или передатчик в одном стволе скважины, в то время как приемник находится в другом стволе скважины.

[0029] На фиг. 2 также проиллюстрирован прибор КВБ с датчиком для измерения удельного электрического сопротивления в большом радиусе 202 в бурильной колонне. Прибор включает в себя многочастотный, с большим радиусом измерения, азимутальный (направленного действия) датчик удельного электрического сопротивления, который может включать установленные под углом приемные измерительные катушки. Прибор КВБ с датчиком для измерения удельного электрического сопротивления 202 может обеспечить измерения на расстоянии приблизительно 20 футов (приблизительно 6 метров) от скважины 200. Прибор КВБ 202 может также использоваться в варианте реализации каротажа во время бурения удельного электрического сопротивления со сверхбольшим радиусом измерения (например, приблизительно более 20 футов или приблизительно более 6 метров).

[0030] Вариант реализации измерения утечки тока 203 проиллюстрирован по отношению к скважине 200. Как указано в дальнейшем, этот вариант реализации измеряет утечку тока на одной из труб для того, чтобы нанести на карту местоположение и форму залежей 205.

[0031] На фиг. 3 проиллюстрирована блок-схема, показывающая вариант реализации способа для определения местоположения залежей с использованием электромагнитной (ЭМ) томографии или измерений удельного электрического сопротивления в соответствии с различными примерами. Этот вариант реализации может использовать передатчик или приемники ЭМ томографии или прибор КВБ для ЭМ измерения удельного электрического сопротивления (например, азимутальный, неазимутальный, с большим радиусом измерения или сверхбольшим радиусом измерения) для выполнения ЭМ томографии или ЭМ измерений удельного электрического сопротивления.

[0032] В блоке 301 бурится 301 добывающая скважина или нагнетательная скважина, как это проиллюстрировано на фиг. 2. Затем в блоке '303 могут быть использованы передатчики или приемники ЭМ томографии или прибор КВБ для ЭМ измерения удельного электрического сопротивления.

[0033] Измерение ЭМ томографии может быть выполнено от поверхности к стволу скважины, из ствола скважины к другому стволу скважины или от поверхности к поверхности. Оно может быть выполнено как однократное измерение или как серия измерений с временным интервалом. Измерения ЭМ томографии могут использовать ряд передающих антенн и приемных антенн, которые могут представлять собой типы магнитного диполя, электрического диполя или электрического монополя. Эти передатчики и приемники могут быть отбуксированы на грузовиках, кораблях или подводных транспортных средствах в зависимости от условий эксплуатации.

[0034] В ходе ЭМ томографии одночастотный, многочастотный или импульсный электромагнитный сигнал передается от передатчика в подземные пласты. Рассеянные и прерывистые сигналы, возникающие в результате переданного сигнала, принимаются от пласта приемниками. Полученные электрические и/или магнитные поля или электрические напряжения частично указывают на характеристики подземных пластов месторождения, в частности, на величину удельного электрического сопротивления пластов.

[0035] Измерения с использованием ЭМ томографии могут быть использованы для вычисления положения залежей на различных глубинах (например, от 0 до 6000 футов или от 0 до 1828,8 метров). ЭМ томография может быть использована, если залежи относительно большие по объему и если есть скачок электропроводности. Определение местоположения залежей способом ЭМ томографии может начинаться с первоначальной оценки пластов подстилающих горных пород. Это позволяет системе легко разобраться с пластами и сосредоточиться на залежах.

[0036] Азимутальные приборы КВБ для измерения удельного электрического сопротивления могут использоваться также для картирования залежей. Азимутальные приборы КВБ для измерения удельного электрического сопротивления могут выполнять несколько измерений удельного электрического сопротивления при различных азимутальных ориентациях относительно ствола скважины, в то время как прибор вращается с обычным вращением бурения. Прибор с большим радиусом измерений может быть использован для оценки залежей, имеющих маломощный характер (например, в радиусе до 20 футов или 6 метров от ствола скважины), чтобы дать операторам возможность нанести на карту удельное электрическое сопротивление части залежи, которая является локальной по отношению к положению прибора для измерения удельного электрического сопротивления.

[0037] В одном из вариантов реализации изобретения может быть использован азимутальный прибор для измерения удельного электрического сопротивления. Однако в другом варианте реализации изобретения может использоваться неазимутальный прибор, если не требуется знать относительное направление наблюдаемой залежи.

[0038] Прибор КВБ может быть помещен в бурильной колонне добывающей скважины и/или нагнетательной скважины. Затем данные каротажа удельного электрического сопротивления могут быть собраны на одной или более глубинах по мере того, как продолжается бурение. Залежи могут быть определены исходя из непредвиденных отклонений в показаниях прибора в то время, когда начинается горизонтальное бурение. Они также могут быть идентифицированы на расстоянии по отношению к инверсиям границ пластов, что может проводиться в различных точках. Приборы для считывания со сверхбольшим радиусом измерения могут быть использованы для картирования залежей на расстоянии вплоть до 100 футов (30,48 метров) от буровой скважины.

[0039] На фиг. 4 проиллюстрирована блок-схема, показывающая вариант реализации способа для определения местоположения залежи с использованием измерения утечки тока в соответствии с различными примерами. Этот вариант реализации может быть использован на одной из колонн обсадных труб (например, добывающей или нагнетательной) для того, чтобы нанести на карту относительное местоположение и форму залежей по отношению к используемому стволу скважины.

[0040] Для наглядности следующий способ описан применительно к току, который подается на колонну обсадных труб добывающей скважины. Однако термины "добывающая скважина" и "нагнетательная скважина" могут меняться местами, и способ будет действовать, как описано.

[0041] В блоке 401 колонна обсадных труб размещена в добывающей скважине. В блоке 403 начинается бурение нагнетательной скважины. После этого ток может быть подан на колонну обсадных труб добывающей скважины в блоке 405 от электрода, который соединен с верхней частью скважины. По мере того, как ток движется вниз в колонне обсадных труб в скважине, он вытекает наружу в геологический пласт. Утечка на каждой глубине пропорциональна локальному удельному электрическому сопротивлению на этом участке и в расположенных поблизости зонах. Любая расположенная поблизости залежь с низким удельным электрическим сопротивлением вызывает увеличение утечки тока. Разница величины утечки вдоль колонны обсадных труб может использоваться как указание на присутствие расположенной рядом залежи.

[0042] В блоке 407 ток может быть обнаружен в колонне обсадных труб нагнетательной скважины с помощью измерительного прибора, размещенного на бурильной колонне нагнетательной скважины. На добывающей скважине ток может быть рассчитан на текущей глубине измерения в блоке 409. Этот рассчитанный ток вычитается из значения измерения тока на прошлой глубине для того, чтобы рассчитать утечку тока в блоке 411.

[0043] Две разные операции 413 и 415 могут быть выполнены как результат определения утечки тока. В одном из вариантов реализации изобретения (то есть блок 413), рассчитанная утечка тока может быть объединена с данными прибора КВБ по ЭМ измерению удельного электрического сопротивления для получения улучшенного изображения залежи. В другом варианте реализации изобретения (то есть блок 415), рассчитанная утечка тока служит признаком зоны с низким удельным электрическим сопротивлением. Такая зона может являться признаком залежи флюида с низким удельным электрическим сопротивлением.

[0044] Эффект изменений удельного электрического сопротивления может быть устранен из расчетов путем использования программного обеспечения проектировщика скважины, которое может моделировать ожидаемую утечку тока для данной траектории ствола буровой скважины и геологической информации, но без залежей. Так как добывающая скважина, как правило, размещена на определенном расстоянии по отношению к ближайшим пластам геологических формаций (с помощью практики геонавигации), изменения в величине утечки тока хорошо коррелируются с залежами с низким удельным электрическим сопротивлением.

[0045] Утечка тока может быть измерена с использованием любого одного из множества вариантов реализации изобретения, которые используют в качестве первого шага измерение величины тока на каждой глубине. Один из вариантов реализации изобретения может использовать подачу тока на добывающую скважину и измерения магнитного поля с использованием КВБ во время бурения нагнетательной скважины. В этом случае измерения величины магнитного поля являются прямо пропорциональными току на добывающей скважине на участке, который является ближайшим к прибору для измерения величины магнитного поля в нагнетательной скважине. Это может быть проиллюстрировано уравнением (1) вида:

где Н является вектором магнитного поля, I является током, протекающим через трубу, r является кратчайшим расстоянием между приемниками и трубой, а φ является вектором, перпендикулярным как к оси z приемника, так и к кратчайшему вектору, соединяющему трубу и приемники.

[0046] Выражение уравнения (1) предполагает, что ток вдоль колонны обсадных труб является постоянным. Однако этот вариант реализации изобретения может быть распространен на любое распределение тока путем использования соответствующей электромагнитной модели. Эта модель и конфигурация могут быть использованы приборами для измерения расстояний для размещения нагнетательной скважины на определенном расстоянии и направления по отношению к добывающей скважине. В связи с этим прибор для измерения расстояний может быть использован как прибор двойного назначения: для размещения скважины, а также для нанесения залежей на карту. В этой конфигурации измерения градиента с использованием прибора для измерения расстояний может быть использованы для измерения расстояния и измерения абсолютной величины магнитного поля таким образом, что измеренное расстояние может быть использовано для вычисления тока.

[0047] На фиг. 5 проиллюстрирована блок-схема, показывающая другой вариант реализации способа для определения местоположения с использованием измерения утечки тока в соответствии с различными примерами. В этом варианте реализации изобретения ток подается на добывающую скважину и/или на нагнетательную скважину, а электроды размещены в скважине, на которую подается ток.

[0048] В блоке 501 начинается бурение добывающей скважины, и в блоке 503 колонна обсадных труб размещена по меньшей мере в части ствола скважины. По меньше мере два инжекционных электрода могут быть размещены на разных глубинах измерения колонны обсадных труб добывающей скважины в блоке 505. Эти электроды разнесены в осевом направлении на определенное расстояние вдоль колонны обсадных труб с механическим креплением и оба электрода находятся в контакте с колонной обсадных труб.

[0049] В блоке 507 на каждой глубине измеряется электрическое напряжение между двумя измерительными электродами. Эти измерительные электроды могут быть выбраны совершенно одинаковыми с инжекционными электродами или могут отличаться от них. Электрическое напряжение между измерительными электродами является прямо пропорциональным току на трубе между этими электродами и это может быть использовано при оценке. Это основано на законе Ома:

где V является электрическим напряжением между электродами, R является сопротивлением между измерительными электродами и I является расчетным током. В блоке 509 ток I может быть рассчитан на добывающей скважине для каждой измеренной глубины.

[0050] Сопротивление R может быть рассчитано, исходя из конструкции скважины, или оно может быть измерено путем подачи известного тока между инжекционными электродами и измерения напряжения между измерительными электродами. Если залежи обнаруживаются посредством наблюдения за изменениями утечки тока, то точность параметра R не является столь важной, так как он является всего лишь коэффициентом умножения.

[0051] В блоке 511 значение тока, рассчитанное для текущей глубины, вычитается из прошлого значения тока, рассчитанного на прошлой глубине, для того, чтобы определить утечку тока между текущей и прошлой глубинами. Эта рассчитанная утечка может быть использована двумя путями. В блоке 513 рассчитанная утечка объединяется с данными ЭМ измерения удельного электрического сопротивления прибором КВБ для получения улучшенного изображения залежи. В другом варианте реализации изобретения (блок 515) утечка тока может быть использована в качестве указания зоны низкого удельного электрического сопротивления.

[0052] На фиг. 6 проиллюстрирована блок-схема, показывающая другой вариант реализации способа для определения местоположения залежи с использованием измерения утечки тока в соответствии с различными примерами. Этот вариант реализации изобретения использует азимутальное магнитное поле из постоянного магнитного датчика, размещенного снаружи ствола скважины во время его строительства.

[0053] В блоке 601 начинается бурение добывающей скважины и в блоке 603 колонна обсадных труб размещается по меньшей мере в части ствола скважины. Затем в блоке 605 азимутальный магнитный датчик размещается снаружи колонны обсадных труб. Значения измерений магнитного поля являются прямо пропорциональными величине тока на участке трубы, который является ближайшим к датчику магнитного поля. Используя уравнение (1), этот вариант реализации изобретения определяет неизвестное значение тока с использованием измеренного магнитного поля и расстояния от датчика до центра колонны обсадных труб.

[0054] В блоке 607 величина тока может быть рассчитана на добывающей скважине для каждой измеренной глубины. В блоке 609 значение тока, рассчитанного для текущей глубины, вычитается из прошлого значения тока, которое было рассчитано на прошлой глубине для того, чтобы определить ток утечки между текущей и прошлой глубинами. Эта рассчитанная утечка может быть использована двумя путями. В блоке 611 рассчитанная утечка объединяется с данными прибора КВБ по ЭМ измерению удельного электрического сопротивления для получения улучшенного изображения залежи. В другом варианте реализации изобретения (блок 613) утечка тока может быть использована в качестве указания зоны низкого удельного электрического сопротивления.

[0055] На фиг. 7 проиллюстрирована блок-схема, показывающая другой вариант реализации способа для определения местоположения залежи с использованием измерения утечки тока в соответствии с различными примерами. Этот вариант реализации изобретения использует радиальный датчик электрического поля.

[0056] В блоке 701 начинается бурение добывающей скважины и в блоке 703 колонна обсадных труб размещается по меньшей мере в части ствола скважины. Затем в блоке 705 радиальный датчик электрического поля размещается снаружи колонны обсадных труб. Величина радиального электрического поля является прямо пропорциональной величине утечки тока и может обеспечить прямую оценку местоположения залежи.

[0057] В блоке 707 величина тока может быть рассчитана на добывающей скважине для каждой измеренной глубины. В блоке 709 значение тока, рассчитанного для текущей глубины, вычитается из прошлого значения тока, которое было рассчитано на прошлой глубине для того, чтобы определить ток утечки между прошлой и текущей глубинами. Эта рассчитанная утечка может быть использована двумя путями. В блоке 711 рассчитанная утечка объединяется с данными прибора КВБ по ЭМ измерению удельного электрического сопротивления для получения улучшенного изображения залежи. В другом варианте реализации изобретения (блок 713) утечка тока может быть использована в качестве указания зоны низкого удельного электрического сопротивления.

[0058] В вариантах реализации изобретения на фиг. 4-6 величина утечки тока между двумя точками на колонне обсадных труб может быть рассчитана посредством простого вычитания значений двух токов вдоль скважины в этих двух точках. Если в практической работе точки выбираются слишком близко друг к другу, то точность оценки утечки тока не может быть настолько достоверной, как для более удаленных точек, так как измеряется крайне малая величина тока. Если точки выбираются слишком далеко друг от друга, то разрешающая способность измерения утечки может стать слишком низкой (разрешающая способность измерения определяется величиной расстояния между двумя электродами). В связи с этим существует оптимальное расстояние, когда соблюдаются оба критерия. Оптимальное расстояние может меняться с величиной удельного электрического сопротивления геологического пласта и залежей, в то же время оно может быть в пределах между 1 футом и 50 футами (примерно между 0,3 метра и 15,2 метра).

[0059] Залежи флюида с низким удельным электрическим сопротивлением также могут находиться с помощью скважинных приборов акустического каротажа или способов скважинной сейсмической разведки с использованием отраженных сигналов или устройств радиального зондирования. Если залежи пересекают ствол скважины, то может использоваться скважинный метод визуализации или метод взятия проб для сбора более разносторонних данных о залежах.

[0060] На фиг. 8 проиллюстрирован вид в разрезе, отображающий геологический пласт с вариантом реализации зоны прогрева паром при ПГД в соответствии с различными примерами. Способ ПГД может быть использован в сочетании с различными вариантами оптимизации, обсуждаемыми в дальнейшем со ссылкой на фиг. 9-13. Способ ПГД показан исключительно с целью наглядности, в то время как могут быть использованы другие способы добычи.

[0061] В этом варианте реализации изобретения добывающая скважина 801 и нагнетательная скважина 802 бурятся через геологический пласт 800 и в пласт залежи 811. Затем через нагнетательную скважину 802 вводится пар. Пар образует зону прогрева 810 вокруг добывающей скважины 801.

[0062] Пар зоны прогрева паром 810 снижает вязкость любых углеводородов в пласте залежи 811. Это может увеличивать подвижность углеводородов.

[0063] В другом варианте реализации изобретения может применяться подогрев с использованием устройств с высоким электрическим сопротивлением, расположенных в нагнетательной скважине 802. Этот подогрев также может образовывать зону прогрева паром 810, который при этом образуется из любых прилегающих вод. По мере того, как зона прогрева паром 810 расширяется, две скважины 801 и 802 соединяются гидродинамически. Распределение пара вокруг скважин 801 и 802, как правило, не однородно и может отличаться в зависимости от геологических и петрофизических свойств пород.

[0064] Варианты реализации способа оптимизации добычи проиллюстрированы на фиг. 9-11. Эти варианты реализации изобретения используют геонавигацию, выполнение оптимизации параметров или оценку характеристик пара. Эти варианты реализации изобретения применяются после определения местоположения залежей с использованием одного из вариантов определения местоположения, как было описано ранее.

[0065] На фиг. 9 проиллюстрирована блок-схема, показывающая вариант реализации способа для оптимизации добычи залежи флюида в соответствии с различными примерами. Этот вариант реализации изобретения использует геонавигацию, как проиллюстрировано на фиг. 12.

[0066] В блоке 901 определяется местоположение залежей и выполняется их оценка. Варианты для выполнения этого этапа обсуждались ранее.

[0067] В блоке 903 бурение добывающей или нагнетательной скважин сопровождается геонавигацией на основании положения залежи, ее формы и/или удельного электрического сопротивления как было описано ранее. Геонавигация может выполняться в один или более этапов в блоках 905, 907 и 909. Например, в блоке 905 бурение добывающей скважины сопровождается геонавигацией на удалении от залежей. В блоке 907 бурение нагнетательной скважины сопровождается геонавигацией на удалении от залежей. В блоке 909 формирование зоны прогрева паром сопровождается геонавигацией на удалении от залежей.

[0068] На фиг. 10 проиллюстрирована блок-схема, показывающая другой вариант реализации способа для оптимизации добычи залежи флюида. Этот вариант реализации изобретения регулирует один или более параметров процесса заканчивания скважины.

[0069] После того, как определено местоположение залежи и выполнено ее измерение в блоке 1001, один или более параметров процесса заканчивания скважины могут быть отрегулированы на основании информации об относительном положении залежи, ее форме и/или удельного электрического сопротивления, как это видно в блоке 1003.

[0070] Примеры параметров процесса заканчивания скважины могут включать регулировку локальных буровых окон и/или пазов обсадных труб на основании свойств расположенных поблизости залежей, как это видно в блоке 1005. Другой пример в блоке 1007 включает регулирование плотности и/или размера бурового окна и/или паза на основании свойств расположенных поблизости залежей. В еще одном примере в блоке 1009 возле залежей может использоваться меньше буровых окон и/или пазов или не использоваться вообще. В другом примере в блоке 1011 возле залежей может быть использовано больше буровых окон и/или пазов.

[0071] На фиг. 11 проиллюстрирована блок-схема, показывающая другой вариант реализации способа для оптимизации добычи залежи флюида в соответствии с различными примерами. Этот вариант реализации изобретения использует модель зоны прогрева паром для оценки паровых характеристик залежи.

[0072] В блоке 1101 определяется местоположение 1101 залежей. В блоке 1103 данные из процесса по определению местонахождения залежи вводятся в модель зоны нагрева паром для оценки паровых характеристик залежи и/или эксплуатационных характеристик.

[0073] На фиг. 12 проиллюстрирован вид в разрезе геологического пласта, в которой около залежи использован вариант реализации способа оптимизации с использованием геонавигации в соответствии с различными примерами. В этом варианте реализации изобретения добывающая и нагнетательная скважины 1200 и 1201 уклоняются 1202, 1203 от залежи с низким удельным электрическим сопротивлением 1230, но остаются в пределах зон с высокой продуктивностью в месторождении пласта 1209.

[0074] Геонавигация может быть выполнена путем регулирования вертикального или горизонтального размещения скважин 1200 и 1201. Возможность оптимизации в вертикальном направлении может быть ограничена в связи с ограниченным размером месторождения пласта в вертикальном направлении. Размещение добывающей и нагнетательной скважины 1200 и 1201 может быть оптимизировано по отдельности. В соответствии с другим решением скважины 1200 и 1201 могут быть оптимизированы совместно с помощью модели зоны нагрева паром, которая может производить оценку размера добычи на основании размещения скважин 1200 и 1201 по отношению к соседним пластам геологических формаций и залежей. Планируется наиболее подходящее размещение, которое оптимизирует добычу. Геонавигация и эксплуатационные ограничения (например, максимальное резкое искривление ствола скважины) также могут применяться в качестве ограничения при оптимизации.

[0075] Оптимизация добычи и определение места расположения залежей могут происходить одновременно. Например, по мере того, как бурится скважина, прибор КВБ может предоставлять данные, которые могут определять место расположения залежей. Затем эта информация может быть использована в режиме реального времени для определения наиболее подходящей траектории скважины, которая выполняется путем применения геонавигации. В новой траектории скважины приборы КВБ собирают новые данные, и этот процесс может повторяться. В данном варианте реализации изобретения данная оптимизация может привести к разным расстояниям между добывающей скважиной и нагнетательной скважиной как функция наличия находящихся поблизости залежей.

[0076] На фиг. 13 проиллюстрирован вид в разрезе геологического пласта, в которой около залежи использованы различные варианты обсаживания скважины способа оптимизации в соответствии с различными примерами. Этот вариант может использовать плотность и/или распределение буровых окон и/или пазов обсадных труб скважин для обслуживания залежей с определенным местоположением.

[0077] На фиг. 13 проиллюстрирована добывающая и нагнетательная скважины 1310 и 1311, каждая из которых имеет колонны обсадных труб/хвостовик. Колонны обсадных труб имеют различные плотности буровых окон и/или пазов 1320-1326 в зависимости от размещения залежей 1300 и 1301. Например, меньшее количество или отсутствие буровых окон и/или пазов может быть предусмотрено в районах с находящимися поблизости залежами, так что пар может быть сосредоточен в тех местах, где может быть увеличена добыча. Также может быть использована противоположная стратегия, которая заключается в использовании большего количества (или более широких) буровых окон и пазов в районах с наличием залежей для компенсации потерь пара в необходимом объеме. Определение того, какие стратегии должны использоваться, может быть сделано на основании гидродинамической и петрофизической модели зоны нагрева паром.

[0078] На фиг. 14 проиллюстрирована схема, показывающая систему каротажного кабеля 1464 и на фиг. 15 проиллюстрирована схема, показывающая систему буровой установки 1564 в соответствии с различными примерами. Таким образом, системы 1464 и 1564 могут содержать части корпуса кабельного каротажного прибора 1420 в качестве части процесса кабельного каротажа или скважинного снаряда 1524, включая ЭМ томографию или приборы КВБ для ЭМ измерения удельного электрического сопротивления, описанные ранее, как часть скважинных буровых работ.

[0079] На фиг. 14 проиллюстрирована скважина, которая может использоваться либо как нагнетательная скважина, либо как добывающая скважина. В этом случае бурильная платформа 1486 оборудована вышкой для бурового станка 1488, которая поддерживает подъемник 1490.

[0080] Бурение нефтяных и газовых скважин обычно осуществляется с использованием колонны бурильных труб, соединенных между собой для образования бурильной колонны, которая опускается через поворотный стол 1410 в ствол скважины или в буровую скважину 1412. В данном документе принято, что бурильная колонна была временно удалена из буровой скважины 1412, чтобы позволить опускание корпуса кабельного каротажного прибора 1420 с помощью проводного или каротажного кабеля 1474 (например, кабеля с тросовой проволокой) в буровую скважину 1412. Как правило, корпус кабельного каротажного прибора 1420 опускается на дно исследуемой области и затем тянется вверх в основном с постоянной скоростью.

[0081] Во время подъема на целом ряде глубин могут быть использованы различные инструменты для проведения измерений на подземных геологических пластах 1414, прилегающих к скважине 1412 (и к корпусу прибора 1420). Данные, полученные с помощью прибора на кабеле, могут быть переданы на средство регистрации 1492 показаний прибора на поверхности геологической формации для обработки, анализа и/или хранения. Средство регистрации 1492 показаний прибора может быть снабжено электронным оборудованием для различных типов обработки сигналов. Аналогичные данные оценки параметров продуктивного пласта могут быть собраны и проанализированы в ходе буровых работ (например, во время операций каротажа или измерений во время бурения (ИВБ), и, как само собой разумеющееся, отбора проб во время бурения). Эти данные могут быть использованы для определения местоположения и оценки залежей, как это было описано ранее.

[0082] В некоторых вариантах реализации изобретения корпус прибора 1420 подвешивается в буровой скважине с помощью каротажного кабеля 1474, который соединяет прибор с блоком управления (например, содержащий рабочую станцию 1454) на поверхности. Прибор может быть размещен в стволе скважины 1412 на колонне гибких труб, на сочлененной буровой трубе, на жестко смонтированной буровой трубе или на любых других подходящих технических средствах для размещения оборудования.

[0083] Обращаясь к фиг. 15, можно увидеть, что система 1564 также может составлять часть буровой установки 1502, размещенной на поверхности 1504, скважины 1506. Буровая установка 1502 выполнена с возможностью обеспечения опоры для бурильной колонны 1508. Бурильная колонна 1508 может работать с прохождением через поворотный стол 1410 для бурения ствола скважины 1412 через подземные пласты 1414. Бурильная колонна 1508 может содержать бурильную трубу 1518 и компоновку низа бурильной колонны 1520, возможно расположенную в нижней части бурильной трубы 1518.

[0084] Компоновка низа бурильной колонны 1520 может содержать утяжеленные бурильные трубы 1522, скважинный прибор 1524, а также буровое долото 1526. Буровое долото 1526 выполнено с возможностью создания буровой скважины 1412 путем прохождения через поверхность 1504 и подземные пласты 1414. Скважинный прибор 1524 может содержать любое количество приборов различных типов, включая приборы ИВБ, приборы КВБ и другие.

[0085] Во время операций бурения бурильная колонна 1508 (которая, возможно, содержит буровую трубу 1518 и компоновку низа бурильной колонны 1520) может вращаться с помощью поворотного стола ротора 1410. Несмотря на то, что это не показано, в дополнение или в качестве альтернативы, компоновка низа бурильной колонны 1520 также может приводиться во вращение с помощью двигателя (например, забойного двигателя), который расположен в забое скважины. Для дополнительной весовой нагрузки на буровое долото 1526 могут использоваться утяжеленные бурильные трубы 1522. Утяжеленные бурильные трубы 1522 могут также служить для увеличения жесткости компоновки низа бурильной колонны 1520, позволяя компоновке низа бурильной колонны 1520 передавать дополнительный вес на буровое долото 1526, а также, в свою очередь, помогать буровому долоту 1526 в прохождении через поверхностные 1504 и подземные пласты 1414.

[0086] Во время операций бурения буровой насос 1532 может перекачивать буровой раствор (иногда называемый специалистами в данной области техники "буровой грязью") из бака для бурового раствора 1534 через гибкую трубу 1536 в бурильную трубу 1518 и вниз к бурильному долоту 1526. Буровой раствор может вытекать из бурового долота 1526 и возвращаться на поверхность 1504 через затрубное пространство 1540 между бурильной трубой 1518 и стенками скважины 1412. Буровой раствор затем может возвращаться в бак для бурового раствора 1534, в котором фильтруется указанный раствор. В некоторых вариантах реализации изобретения буровой раствор может использоваться для охлаждения бурового долота 1526, а также для обеспечения смазки бурового долота 1526 во время операций бурения. Кроме того, буровой раствор может использоваться для удаления осколков подземной породы, образованных во время работы бурового долота 1526.

[0087] Рабочая станция 1454 и контроллер 1496 могут включать модули, содержащие аппаратные схемы, процессор и/или схемы памяти, которые могут хранить программные модули и объекты, и/или фирменное программное обеспечение, а также их комбинации. Рабочая станция 1454 и контроллер 1496 могут быть выполнены с возможностью контроля направления и глубины бурения для того, чтобы сопровождать бурение геонавигацией, как было указано ранее. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения такие модули могут быть включены в пакет моделирования устройства и/или эксплуатации системы, такой, как пакет моделирования программного электрического сигнала, пакет моделирования потребления энергии и ее распределения, пакет моделирования потерь мощности или тепла и/или комбинации программного обеспечения и аппаратных средств, используемых для имитации работы различных возможных вариантов реализации изобретения.

[0088] Дополнительные варианты реализации изобретения могут включать следующие примеры:

[0089] Пример 1 является способом для оптимизации добычи в скважине, при этом способ включает: определение местоположения залежей флюида с низким удельным электрическим сопротивлением в геологическом пласте; и оптимизацию разработки залежей флюида из геологического пласта на основании определения местоположения путем регулирования по меньшей мере одного из: параметра бурения и параметра добычи.

[0090] В примере 2 предмет изобретения по примеру 1 может при этом дополнительно включать определение местоположения залежей, которое предусматривает электромагнитную томографию с использованием передатчика на поверхности геологического пласта и приемника в буровой скважине через геологический пласт.

[0091] В примере 3 предмет изобретения по примерам 1-2 может при этом дополнительно включать определение местоположения залежей, которое предусматривает электромагнитную томографию с использованием передатчика в буровой скважине через геологический пласт и приемника на поверхности геологического пласта.

[0092] В примере 4 предмет изобретения по примерам 1-3 может при этом дополнительно включать определение местоположения залежей, которое предусматривает электромагнитную томографию с использованием передатчика и приемника на поверхности геологического пласта.

[0093] В примере 5 предмет изобретения по примерам 1-4 может при этом дополнительно включать определение местоположения залежей, которое предусматривает использование азимутального прибора каротажа электрического сопротивления.

[0094] В примере 6 предмет изобретения по примерам 1-5 может при этом дополнительно включать использование азимутального прибора каротажа электрического сопротивления, предусматривающего измерение утечки тока из колонны обсадных труб через геологический пласт.

[0095] В примере 7 предмет изобретения по примерам 1-6 может при этом дополнительно включать колонну обсадных труб, которая является колонной обсадных труб добывающей скважины, и измерение утечки тока, которое включает: подачу тока на колонну обсадных труб добывающей скважины; и измерение магнитного поля внутри нагнетательной скважины.

[0096] В примере 8 предмет изобретения по примерам 1-7 может при этом дополнительно включать колонну обсадных труб, которая является колонной обсадных труб добывающей скважины и/или колонну обсадных труб нагнетательной скважины и измерение утечки тока, которое включает: подачу тока на колонну обсадных труб добывающей скважины и/или колонну обсадных труб нагнетательной скважины; и измерение магнитного поля внутри колонны обсадных труб, на которую подается ток.

[0097] В примере 9 предмет изобретения по примерам 1-8 может при этом дополнительно включать измерение утечки тока, которое включает: измерение магнитного поля магнитными датчиками, расположенными снаружи колонны обсадных труб скважины.

[0098] В примере 10 предмет изобретения по примерам 1-9 может при этом дополнительно включать оптимизацию добычи, которая предусматривает геонавигацию бурильной головки.

[0099] В примере 11 предмет изобретения по примерам 1-10 может при этом дополнительно включать оптимизацию добычи, которая предусматривает регулирование буровых окон и/или пазов в колонне обсадных труб добывающей скважины.

[0100] В примере 12 предмет изобретения по примерам 1-11 может при этом дополнительно включать регулирование буровых окон и/или пазов в колонне обсадных труб, которое включает по меньшей мере одно из: корректировку конструкции буровых окон и/или пазов на основании характеристик залежи флюида и/или регулирование плотности и/или размера буровых окон и/или пазов на основе характеристик залежи флюида.

[0101] В примере 13 объект изобретения по примерам 1-12 может при этом дополнительно включать оптимизацию добычи, которая предусматривает оценку характеристик пара и/или характеристик продуктивности залежи флюида.

[0102] Пример 14 является способом для оптимизации добычи в скважине, при этом способ включает: бурение добывающей или нагнетательной скважины в геологическом пласте; определение местоположения, принимая во внимание добывающую или нагнетательную скважины, залежей флюида с низким удельным электрическим сопротивлением в геологическом пласте, используя электромагнитную томографию, измерение утечки тока или каротаж во время бурения с большим радиусом измерения для нанесения на карту залежей флюида с низким удельным электрическим сопротивлением в геологическом пласте; и геонавигацию бурения, регулирование параметров колонны обсадных труб или оценку характеристик пара флюида на основании определения местоположения.

[0103] В примере 15 предмет изобретения по примеру 14 может при этом дополнительно включать геонавигацию, которая предусматривает геонавигацию бурового долота в добывающей скважине в трех измерениях через геологический пласт.

[0104] В примере 16 предмет изобретения по примерам 14-15 может при этом дополнительно включать определение местоположения залежей флюида в геологическом пласте, которое включает использование прибора каротажа во время бурения.

[0105] Пример 17 является системой бурения, содержащей: скважинный снаряд, содержащий прибор электромагнитной томографии, прибор для измерения утечки тока или прибор для каротажа во время бурения с большим радиусом измерения, выполненные с возможностью нанесения на карту залежей флюида с низким удельным электрическим сопротивлением в геологическом пласте; и контроллер, присоединенный к скважинному снаряду и выполненный с возможностью управления оптимизацией добычи флюида путем контроля параметра бурения или параметра добычи на основании картирования флюида.

[0106] В примере 18 предмет изобретения по примеру 17 может при этом дополнительно включать скважинный снаряд, содержащий прибор каротажа во время бурения с неазимутальным, азимутальным принципом действия, а также принципом действия с большим радиусом измерения или сверхбольшим радиусом измерения.

[0107] В примере 19 предмет изобретения по примерам 17-18 может при этом дополнительно включать контроллер, дополнительно выполненный с возможностью управления геонавигации бурильной колонны на основании картирования флюида.

[0108] В примере 20 предмет изобретения по примерам 17-19 может при этом дополнительно включать колонну обсадных труб в нагнетательной скважине, при этом колонна обсадных труб содержит конструкцию бурового окна или паза в соответствии с картированием флюида.

[0109] В примере 21 предмет изобретения по примерам 17-20 может при этом дополнительно включать конструкцию бурового окна или паза, которая включает плотность и/или местоположение бурового окна и/или пазов колонны обсадных труб скважины.

[0110] В примере 22 предмет изобретения по примерам 17-21 может при этом дополнительно включать контроллер, дополнительно выполненный с возможностью управления зоной нагрева паром на удалении от флюида.

[0111] Сопроводительные графические материалы, являющиеся частью данного документа, показывают в виде иллюстраций, но без ввода ограничений, конкретные варианты реализации изобретения, в которых может быть осуществлен на практике предмет изобретения. Проиллюстрированные варианты реализации изобретения описаны с детализацией, достаточной для предоставления специалистам в данной области возможности практического осуществления изложенных здесь идей. Возможно использование других вариантов реализации изобретения и производных от них таким образом, что возможны структурные и логические подстановки и изменения без отступления от объема данного изобретения. Поэтому данному подробному описанию не следует придавать ограничительный смысл, и объем различных вариантов реализации определяется исключительно прилагаемой формулой изобретения, а также полным диапазоном действия эквивалентов, которые законно приданы данной формуле.

Изобретение относится к способу и системе оптимизации добычи в скважине. Техническим результатом является оптимизация добычи углеводородного сырья из скважины. Способ включает этапы, на которых определяют местоположение залежей флюида с низким удельным электрическим сопротивлением в геологическом пласте на основании расчета разности двух значений электрического тока, которые соответствуют различным глубинам в скважине, и оптимизируют разработку залежей флюида из геологического пласта на основании определения местоположения путем регулирования по меньшей мере одного из: параметра бурения или параметра добычи. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 15 ил.

1. Способ для оптимизации добычи в скважине, при этом способ включает этапы, на которых:

определяют местоположение залежей флюида с низким удельным электрическим сопротивлением в геологическом пласте на основании расчета разности двух значений электрического тока, которые соответствуют различным глубинам в скважине; и

оптимизируют разработку залежей флюида из геологического пласта на основании определения местоположения путем регулирования по меньшей мере одного из: параметра бурения или параметра добычи.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение местоположения залежей включает этап, на котором осуществляют электромагнитную томографию с использованием передатчика на поверхности геологического пласта и приемника в буровой скважине через геологический пласт.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение местоположения залежей включает этап, на котором осуществляют электромагнитную томографию с использованием передатчика в буровой скважине через геологический пласт и приемника на поверхности геологического пласта.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение местоположения залежей включает этап, на котором осуществляют электромагнитную томографию с использованием передатчика и приемника на поверхности геологического пласта.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение местоположения залежей включает этап, на котором используют азимутальный прибор каротажа удельного электрического сопротивления.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что использование азимутального прибора каротажа удельного электрического сопротивления включает этап, на котором измеряют утечку тока из колонны обсадных труб через геологический пласт.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что колонна обсадных труб является колонной обсадных труб добывающей скважины, а измерение утечки тока включает этапы, на которых:

подают ток на колонну обсадных труб добывающей скважины; и

измеряют магнитное поле внутри нагнетающей скважины.

8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что колонна обсадных труб является колонной обсадных труб добывающей скважины и/или колонной обсадных труб нагнетательной скважины, а измерение утечки тока включает этапы, на которых:

подают ток на колонну обсадных труб добывающей скважины и/или нагнетательной скважины; и

измеряют магнитное поле внутри колонны обсадных труб, на которую подается ток.

9. Способ по п. 6, отличающийся тем, что измерение утечки тока включает этап, на котором:

измеряют магнитное поле магнитными датчиками, расположенными снаружи колонны обсадных труб скважины.

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оптимизация добычи включает этап, на котором осуществляют геонавигацию бурильной головки.

11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оптимизация добычи включает этап, на котором регулируют буровые окна и/или пазы в колонне обсадных труб добывающей скважины.

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что регулирование буровых окон и/или пазов в колонне обсадных труб включает этап, на котором осуществляют по меньшей мере одно из: корректировку конструкции буровых окон и/или пазов на основании залежи флюида и/или регулирования плотности и/или размера буровых окон и/или пазов на основании залежи флюида.

13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оптимизация добычи предусматривает этап, на котором оценивают характеристики пара и/или характеристики продуктивности залежи флюида.

14. Способ для оптимизации добычи в скважине, при этом способ включает этапы, на которых:

осуществляют бурение добывающей или нагнетательной скважины в геологическом пласте;

принимая во внимание добывающую или нагнетательную скважины, определяют местоположение залежей флюида с низким удельным электрическим сопротивлением в геологическом пласте на основании расчета разности двух значений электрического тока, которые соответствуют различным глубинам в добывающей или нагнетательной скважине, с использованием: электромагнитной томографии, измерения утечки тока или каротажа во время бурения с большим радиусом исследования для нанесения на карту залежей флюида с низким удельным электрическим сопротивлением в геологическом пласте; и

осуществляют геонавигацию бурения, регулирования параметров колонны обсадных труб или оценки характеристик пара флюида на основе определения его местоположения.

15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что бурение с геонавигацией включает этап, на котором осуществляют геонавигацию бурового долота в добывающей скважине в трех измерениях через геологический пласт.

16. Способ по п. 14, отличающийся тем, что определение местоположения залежей флюида в геологическом пласте включает этап, на котором используют прибор каротажа во время бурения.

17. Система бурения, содержащая:

скважинный снаряд, содержащий прибор электромагнитной томографии, прибор для измерения утечки тока или прибор каротажа во время бурения с большим радиусом измерения, выполненный с возможностью нанесения на карту залежей флюида с низким удельным электрическим сопротивлением в геологическом пласте на основании расчета разности двух значений электрического тока, которые соответствуют различным глубинам в скважине; и

контроллер, присоединенный к скважинному снаряду и выполненный с возможностью управления оптимизацией добычи флюида путем контроля параметра бурения или параметра добычи на основании картирования флюида.

18. Система по п. 17, отличающаяся тем, что скважинный снаряд содержит прибор каротажа во время бурения с неазимутальным, азимутальным принципом действия, а также принципом действия с большим радиусом измерения или сверхбольшим радиусом измерения.

19. Система по п. 17, в которой контроллер дополнительно выполнен с возможностью управления геонавигацией бурильной колонны на основании картирования флюида.

20. Система по п. 17, дополнительно содержащая колонну обсадных труб в нагнетательной скважине, при этом колонна обсадных труб содержит конструкцию бурового окна или паза в соответствии с картированием флюида.

21. Система по п. 20, отличающаяся тем, что конструкция бурового окна или паза включает плотность и/или места расположения буровых окон и/или пазов колонны обсадных труб.

22. Система по п. 17, в которой контроллер дополнительно выполнен с возможностью управления зоной нагрева паром на удалении от флюида.