Способ бурения горизонтальной скважины Российский патент 2023 года по МПК E21B7/04 E21B44/02 

Изобретение относится к области бурения горизонтальной скважины и, в частности к оптимальному управлению этим бурением с условием обеспечения нахождения ствола горизонтальной скважины между границами пласта-коллектора - его кровлей и подошвой, а в случае слоистости самого пласта-коллектора - в его продуктивных слоях или прослоях.

Бурение горизонтальных скважин является одной из актуальных проблем, решение которой связывают как с определением геометрического места скважин в геологическом пространстве, так и с оценкой свойств пластов-коллекторов и их вмещающих пород.

Широко известны способы управления бурением горизонтальных скважин на основе измерений углов в магнитном поле Земли или с помощью гироскопов. Эти сведения необходимы в комплексе геофизических измерений для интерпретации данных других видов исследований, например, электрического каротажа.

Однако такая геометрическая корректировка траектории по данным ранее пробуренных скважин и прогнозируемому залеганию пластов не гарантирует от ошибок выхода ствола скважины в непродуктивные толщи.

Широко известны также способы управления бурением горизонтальной скважины на основе данных бокового (электрического) каротажного зондирования (БКЗ, ЭКЗ) для исследования электрических свойств вокруг скважины. Однако эти способы не обеспечивают достаточной разрешающей способности к геоэлектрическим свойствам пород, простирающихся вдоль ствола горизонтальной скважины. Кроме того, им присущи экранные эффекты от уплотненных слоев, что существенно усложняет интерпретацию результатов измерения. Существуют также технологические трудности доставки на забой горизонтальных скважин зондовых устройств БКЗ в особенности не жестких - шлангового типа.

Известен способ управления бурением горизонтальной скважины, включающий геофизический каротаж в процессе бурения и использование его данных для корректирования траектории ствола горизонтальной скважины (Betts Р. andothers, Acquiringandinterpreting Logsin Horizontal Wells, Schlumberger, Oilfield Review, vol. 2, №3, 1990).

Такие системы каротажа в процессе бурения существуют за рубежом (Schlumberger, Anadril, Sperry-Surmnp.). Они предусматривают использование специальной аппаратуры (Logging While Driling или LWD-системы).

Известный способ имеет недостатки. Во-первых, он предусматривает использование индукционных средств, которые не имеют геометрической и электродинамической изопараметричности, что не позволяет достоверно определять свойства пластов. Во-вторых, порядок и схема использования этих средств не обеспечивают получение своевременной текущей информации о породах, что повышает риски лишних - нежелательных вскрытий границ пласта-коллектора (его кровли/или подошвы). При этом, не обеспечивают возможности оперативной обработки информации о свойствах породы вокруг бурящейся скважины и своевременного принятия решения для корректирования бурения горизонтальной скважины - отсутствуют алгоритмы принятия решения.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности управления бурением горизонтальной скважины за счет предотвращения лишних операций по корректировке бурения и ускорения принятия решений об изменении траектории бурения в режиме реального времени.

Технический результат достигается тем, что по способу бурения горизонтальной скважины определяют тип пород в реальном времени бурения скважины в месте положения породоразрушающего инструмента. Это осуществляют по совокупности геолого-технических данных для задания режимов бурения - его скорости, осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент, момента вращения последнего и его оборотов. Для этого в заданных интервалах бурения горизонтальной части ствола выделяют литологические группы пород - реперы, характеризующие коллектор, неколлектор и плотные породы, влияющие на отмеченные выше режимы бурения. Выбирают ряд опорных скважин с координатами забоев, близкими к текущим координатам бурящейся скважины и группами пород, сходными с группой пород бурящейся скважины. Дополнительно используют исторические данные по ранее пробуренным скважинам в районе бурящейся скважины, характеризующие упомянутые режимы бурения. В процессе бурения анализируют типы пород бурящейся скважины, сопоставляют его с типами пород опорных скважин, устанавливают функциональную зависимость реперов - группы пород от режимов бурения. По большему коэффициенту корреляции сопоставляемых данных выбирают в режиме реального времени соответствующую опорную скважину в качестве реперной для обеспечения бурения скважины между кровлей и подошвой пласта-коллектора с предотвращением вскрытия упомянутых кровли и/или подошвы или плотных прослоев пласта-коллектора. В процессе бурения непрерывно контролируют зенитный угол скважины и допустимые расстояния до кровли и/или подошвы пласта-коллектора относительно положения породоразрушающего инструмента, при критическом несоответствии которых корректируют траекторию бурения скважины. При этом, контроль за положением породоразрушающего инструмента осуществляют в автоматическом режиме с индивидуализацией участка бурения по внутренним и внешним характерным границам пласта-коллектора и использованием непрерывных геофизических исследований для оценки пород, в том числе впереди забоя бурящейся скважины, с обеспечением возможности возврата последней на заданную траекторию при риске ее выхода за пределы пласта-коллектора.

Кроме того,

• в процессе бурения скважины осуществляют повторные геофизические исследования с автоматическим контролем сходимости основных и упомянутых повторных исследований для оценки качества этих исследований и, одновременно, увязки меры бурильного инструмента для уточнения положения породоразрушающего инструмента;

• в качестве геофизических исследований используют, по меньшей мере, гамма-каротаж и/или плотностной каротаж, и/или электрокаротаж с измерениями удельного электрического сопротивления;

• приближение к границам пласта-коллектора контролируют автоматически по анализу мощностей пласта, данным опорной скважины и маркерам пересечений внутренних и внешних характерных границ пласта-коллектора с выдачей команды в режиме реального времени на уточнение положения породоразрушающего инструмента;

• используют развертку данных геофизических исследований вокруг оси ствола бурящейся скважины - изображение ее стенки с постоянным их анализом с помощью компьютерного зрения и индивидуализацией участка бурения в режиме реального времени для выдачи своевременной команды на положение породоразрушающего инструмента;

• положение породоразрушающего инструмента дополнительно уточняют по повторным пересечениям характерных геологических границ в разных направлениях, что оценивают в автоматическом режиме в соответствии с заданным алгоритмом.

В соответствии с изобретением способ осуществляют следующим образом. Предусматривают бурение эксплуатационной горизонтальной скважины. Основной проблемой бурения такой скважины является необходимость постоянного контроля и управление ее траекторией в целях соблюдения основного требования - нахождения в пределах продуктивного пласта - коллектора, который характеризуется определенным типом пород. Поэтому при бурении скважины определяют, как маркер, тип пород в реальном времени бурения в месте положения породоразрушающего инструмента по совокупности геолого-технических данных. Данные по типу пород необходимы также для задания режимов бурения - его скорости, осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент, момента вращения последнего и его оборотов. Для этого в заданных интервалах бурения горизонтальной части ствола выделяют литологические группы пород - реперы, характеризующие коллектор, неколлектор и плотные породы, влияющие на отмеченные выше режимы бурения. Выбирают также ряд опорных скважин с координатами забоев, близкими к текущим координатам бурящейся скважины и группами пород, сходными с группой пород бурящейся скважины. Дополнительно используют исторические данные по ранее пробуренным скважинам в районе бурящейся скважины, характеризующие упомянутые режимы бурения. Производят дополнительные вышеописанные операции по способу в отношении оптимизации собственно бурения. Одновременно решают одну из главнейших задач горизонтального бурения - обеспечение постоянного контроля за траекторией скважины и управление бурением таким образом, чтобы скважина постоянно находилась между кровлей и подошвой пласта-коллектора, чтобы были заблаговременно предусмотрены все меры по нежелательному вскрытию упомянутых выше кровли и/или подошвы или плотных прослоев пласта-коллектора. Для этого в соответствии с изобретением предусматривают также в автоматическом режиме анализ положения породоразрушающего инструмента относительно характерных геологических границ. Эти границы выделяют по геофизическим исследованиям (каротажным кривым - диаграммам).

Сопоставляют участки каротажных кривых, например, из двух скважин и устанавливают сходство по совокупности следующих характеристик:

- мощности пластов (истинной стратиграфической мощности);

- свойствам пластов (электропроводности, естественной радиоактивности и пр.);

- последовательности пластов.

По появлению аномалий в последовательности залегания пород в разрезе какой-либо скважины делают заключение о стратиграфических несогласиях в залегании пород или наличии тектонических нарушений. Повторно отмечается, что все вышеперечисленные операции осуществляют в режиме реального времени.

Очевидно, что степень индивидуализации участка разреза при использовании такой комплексной характеристики и такого режима оценки обстановки будет выше, чем при использовании отдельных ее составляющих.

При сопровождении бурения, когда данная скважина еще не пересекла реперы, используют автоматический прогноз их положения на условиях плоско параллельной модели - при сохраненных мощностях пластов.

Необходимые исходные данные для прогноза подошвы анализируемого интервала - это расстояние от кровли до подошвы в опорной скважине, а также положение кровли в разбуриваемой - данной скважине.

На эти условия разрабатывают программный модуль - алгоритм со следующей последовательностью действий:

• контроль зенитного и азимутального углов (контроль отклонений от плановой траектории до вскрытия первого искомого репера);

• проверка по реперам (активируют после встречи первого маркера, установленного в опорной скважине);

• распределение весов сходимости (исключение скважин с измененными мощностями, когда мощность анализируемого интервала изменяется более установленной величины;

• расчет расстояния до кровли (если по скважинам разный прогноз - принимают среднее значение).

По результатам тестирования алгоритма на реальных скважинах (15 штук) было принято решение задать небольшое окно в районе искомых маркеров (примерно 1 м по вертикали), т.к. в виду малейшей неточности или несогласованности выделения реперов теряют часть информации по искомой конфигурации кривой. После установления окна качество «автокорреляции» значительно улучшили, что увеличило точность прогноза.

При этом, предусматривают дополнительное прогнозное значение по опорной скважине с лучшей сходимостью. В результате, на основании алгоритма получают средний прогноз по всем опорным скважинам (по принципу «голосования большинства») и по наиболее подходящей опорной скважине отдельно.

По итогам тестирования так же было выявлено, что немалое значение в точности прогноза на основании алгоритма имеет принцип расстановки маркеров.

Не стоит выделять неявные реперы (они могут быть явными согласно трендам секвентной стратиграфии, но при этом не иметь явный контраст на границе стратумов).

Интервалы менее 10 м и более 100 м по вертикали обрабатываются сложнее и не обеспечивают необходимого технического эффекта.

В результате, для эффективной работы алгоритма необходимо производить расстановку маркеров в диапазоне от 10 до 100 м. При этом, маркеры необходимо устанавливать на явные реперы с сильным контрастом свойств, например, естественной радиоактивности.

Для позиционирования породоразрушающего инструмента относительно характерных границ пласта-коллектора используют также метод выявления повторяющихся участков упомянутого пласта-коллектора.

При повторном пересечении стволом скважины пробуренных ранее участков наблюдают повторяющиеся по форме кривых каротажа. Эта форма может быть растянута или сжата по горизонтали (в зависимости от угла пересечения), а также зеркально отражена (при пересечении в обратном направлении).

Один и тот же участок может быть пересечен в разных направлениях и под различными углами. При этом, реальные геофизические данные складываются, как правило, в очень сложные конфигурации, которые выявить человеческим глазом затруднительно, а порой - невозможно (в условиях значительных сжатий или растяжений).

Для уточнения положения породоразрушающего инструмента относительно характерных границ также разработан алгоритм - алгоритм обнаружения повторяющихся интервалов по данным геофизических исследований на основе анализа временных рядов (алгоритм динамической трансформации временной шкалы).

При тестировании 15 скважин ввели условие, что нельзя пересечь один и тот же участок в одном и том же направлении, если перед этим не пересекли в обратном. Подобное возможно только в случае наличия разломов. Одновременно добавили процедуру верификации выявленного участка, в соответствии с которой уже выявленный интервал проверяют повторно с учетом полученной дополнительной информации. Реализовали работу алгоритма в виде поиска заданного интервала вперед, поиска заданного интервала назад и сравнения двух упомянутых интервалов между собой.

Метод не применим на скважинах, где бурение производят строго по напластованию, т.е. когда зенитный угол равен углу наклона структуры. В таком случае повторное пересечение одних и тех же геологических границ исключено и, соответственно, данные для анализа отсутствуют.

Дополнительным методом к перечисленным по уточнению положения породоразрушающего инструмента является метод выделения маркеров пластопересечений (характерных границ) в азимутальных каротажах по потоку числовых данных.

Азимутальные данные по квадрантам (имидж) представляют собой набор диаграмм определенного вида каротажа, записанного вокруг оси скважины по ее стенке. При разворачивании полученного изображения по азимутам - имиджа на 2D-плоскость (для наглядности с градиентной цветовой заливкой) можно увидеть «фотографию» стенки ствола скважины.

При пересечении стволом скважины породы вниз по напластованию нижним сенсором отбивают пропласток первым, затем отбивают этот пропласток правым и левым сенсорами (боковыми сенсорами) и последним пропласток отбивают верхним сенсором. Таким образом отбивают нисходящую синусоидальную кривую. При пересечении пропластка вверх по напластованию порядок отбивки сенсорами будет обратный. В этом случае отбивают восходящую синусоидальную кривую.

Таким образом, все свелось к задаче выделения синусоидальных кривых на данных имиджей, где форма синусоидальной кривой свидетельствует о том, сверху или снизу отмечено изменение породы.

Из необходимости множественной обработки информации по стволу скважины, связанной с изображением ее стенки следует вывод о целесообразности анализа такой информации с помощью технологий компьютерного зрения с выбором перспективных направлений и, в том числе, с применением машинного обучения.

В рамках изобретения разработана методика, позволяющая выделять синусоидальные кривые по данным имиджей. Ключевыми алгоритмами, на которых основана упомянутая методика, являются алгоритм бинаризации, который позволяет разделить пиксели изображения на «полезные» и «фоновые» при минимальной внутриклассовой дисперсии и фильтр Канни, который позволяет определять границы, оптимальные по критериям выделения, локализации и минимизации нескольких откликов одного края.

В рассматриваемой задаче входные данные представляют собой числовой массив, отражающий развертку, например, плотностного каротажа вокруг оси ствола скважины.

Диаграммы синусоидальных кривых выделяют в скользящих окнах шириной 10 и 20 м с шагом 5 м, дубликаты объединяют.

С помощью предложенного метода было проанализировано 20 скважин месторождений Западной и Восточной Сибири (общее количество характерных синусоидальных кривых, выделенных автоматически, превысило 450). В выборке участвовали данные, полученные с четырех различных приборов с глубинами проникновений от 4,572 см до 8,89 см. По результатам данного тестирования было выявлено около 80% характерных кривых.

Для повышения качества проводки горизонтальных скважин оценивают угол падения структуры в режиме реального времени непосредственно в направлении бурения. При этом, осуществляют следующее:

- оценивают длину синусоидальной кривой;

- определяют угол между осью скважины и выделенной геологической структурой;

- определяют угол упомянутой структуры, исходя из угла наклона скважины; Одновременно учитывают параметры, влияющие на определение угла залегания

пласта по азимутальным каротажам:

- диаметр ствола скважины;

- глубина проникновения измерительного прибора

- длина синусоидальной кривой;

- угол наклона скважины.

Определение вышеупомянутых параметров предусматривают в рамках разработанного алгоритма с использованием тривиальных тригонометрических выражений.

Конкретный пример осуществления изобретения (на примере скважины 2518Г, куст 20, целевой пласт БС8-1).

Осуществляют бурение горизонтальной скважины на глубине залегания продуктивного пласта, где абсолютную отметку кровли ожидают на глубине 2332,5 м, а подошвы - на глубине 2334,5 м. В процессе бурения осуществляют геофизические исследования в виде гамма каротажа в транспортной секции и гамма + УЭС (удельное электрическое сопротивление) + плотностной + нейтронный + имидж (азимутальная плотностная развертка) каротаж в горизонтальной секции. По совокупности геолого-технических данных, а именно гамма-каротажа в транспортной секции в реальном времени бурения определяют тип пород, а именно породы типа песчаников с прослоями, представленными аргиллитами. Продуктивный пласт залегает относительно горизонтально. По совокупности полученных в процессе бурения данных выявляют оптимальные для данного типа пород режимы бурения - скорость проходки (30-50 м/час), осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент (3-5 т), задают момент вращения этого инструмента из условия обеспечения необходимых оборотов вращения колонны (например, 25-40 об/мин). Для этого используют имеющиеся опытные данные, полученные ранее в аналогичных условиях по соседним скважинам или в аналогичных породах на аналогичных глубинах. В развитие этого выделяют (25ЮГ-пилот, 2557Г-пилот, 2518Г-пилот, 69Р, 2539Г-пилот) с координатами забоев, близкими к текущим координатам бурящейся скважины и группами пород, сходными с группой пород бурящейся скважины. Дополнительно используют исторические данные по ранее пробуренным скважинам в районе бурящейся скважины, характеризующие упомянутые режимы бурения. Эти исторические данные подготавливают заранее в виде архива данных, к которому имеется постоянный доступ в процессе бурения и что предусматривает автоматический алгоритм запроса данных из архива, предусмотренный для сопровождения бурения. Исторические данные включают в себя: конкретное месторождение, конкретный номер скважины, конкретный номер куста, которому принадлежит скважина, целевой пласт, тип скважины, тип заканчивания скважины, рассматриваемая секция, класс и тип события, MD события, потеря эффективной длины (Ьэфф), позиция события, маркер события, интервал обнаружения маркера, принятие решения с помощью геонавигатора, получение результата и заключение.

При бурении скважины 2518Г осуществляют следующее. Начинают сопровождение бурения по рассматриваемой технологии с глубины 2913,57 м. Осуществляют необходимые геофизические исследования в целевом интервале - с глубины 596,55 м. Достигают плановую эффективную проходку по коллектору - 357,93 м (60%). Для посадки эксплуатационной колонны вскрывают только прикровельные аргиллиты под зенитным углом не более 86° без вскрытия собственно кровли пласта, для чего бурение останавливают выше кровли пласта на 1 м по вертикали с допустимым отклонением от расчетного профиля не более 1 м по вертикали.

На забое фактической скважины (на глубине 2913 м) начинают поиск реперов. При этом, определяют коэффициент корреляции по всем опорным скважинам. Прогнозируют положение кровли целевого пласта (по методике анализа мощностей). Предпочтение отдают прогнозу, основанному на опорной скважине с наибольшим коэффициентом корреляции с фактической скважиной. В данном случае это скважина 69Р с коэффициентом корреляции 0,95. Для реперов с абсолютными отметками 2130 м, 2160 м кровлю прогнозируют на абсолютной отметке 2336 м. В ходе дальнейшего бурения по достижении абсолютной отметки 2262 м коэффициенты корреляции меняются и, в результате, получают рекомендацию алгоритма - «настройка на опорные скважины 2518PL и 2539g_ps_fact. MD 3278 м с прогнозом кровли целевого пласта на абсолютной отметке 2327,3 м».

После прохождения абсолютной отметки 2318 м наилучшую корреляцию (94%) получают по-прежнему с опорной скважиной 2518PL, MD 3307 м с прогнозом кровли целевого пласта на абсолютной отметке 2327,5 м. Таким образом, посадку башмака эксплуатационной колонны планируют строго в 1 метре над кровлей целевого пласта, что подтверждают дальнейшим бурением.

Кроме того:

- по результатам привязки данных в скважине 2518Г по модулю перезаписи в интервале MD3160-3200 м определяют сдвиг на 4,86 метра на основании повторных геофизических исследований. В соответствии с этим корректируют меру бурового инструмента;

- после привязки и коррекции продолжают бурение горизонтальной секции, в ходе которого используют признаки по пп. 3-4 формулы. На забое MD 3103 м по показаниям гамма-каротажа (58API), плотностного каротажа (2.4 г/см3), и электрокаротажа (8 Омм), фиксируют вход в целевой пласт (коллектор) и автоматически получают команду на набор зенитного угла до 89,5 градусов;

- угол падения пласта автоматически определяют с помощью признаков по п. 5 формулы. На забое MD 3080 м фиксируют синусоидальную кривую, по форме характерную для входа в пласт сверху на основании ее амплитуды. Угол падения пласта определяют автоматически. Он составляет 0,3 градуса;

- далее на забое скважины (глубине 4285 м) используют признаки по п. 6 формулы. На основании алгоритма получают сообщение - «MD 4285 м, интервал 4240-4285 м соответствует интервалу 3996-4050 м (кровля, пересечение в том же направлении)».

Изобретение относится к области бурения горизонтальной скважины и, в частности, к оптимальному управлению этим бурением с условием обеспечения нахождения ствола горизонтальной скважины между его кровлей и подошвой. Технический результат: повышение эффективности управления бурением за счет предотвращения лишних операций по корректировке бурения и ускорения принятия решений об изменении траектории бурения в режиме реального времени. Сущность изобретения: по способу определяют тип пород в реальном времени бурения скважины в месте положения породоразрушающего инструмента. Это осуществляют по совокупности геолого-технических данных для задания режимов бурения - его скорости, осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент, момента вращения последнего и его оборотов. Для этого в заданных интервалах бурения горизонтальной части ствола выделяют литологические группы пород - реперы, характеризующие коллектор, неколлектор и плотные прослои пласта-коллектора, влияющие на отмеченные выше режимы бурения. Выбирают ряд опорных скважин с координатами забоев, близкими к текущим координатам бурящейся скважины и группами пород, сходными с группой пород бурящейся скважины. Дополнительно используют исторические данные по ранее пробуренным скважинам в районе бурящейся скважины, характеризующие упомянутые режимы бурения. В процессе бурения анализируют типы пород бурящейся скважины, сопоставляют его с типами пород опорных скважин, устанавливают функциональную зависимость реперов - группы пород от режимов бурения. По меньшему коэффициенту корреляции сопоставляемых данных выбирают в режиме реального времени соответствующую опорную скважину в качестве реперной для обеспечения бурения скважины между кровлей и подошвой пласта-коллектора. При этом, предотвращают вскрытие кровли и/или подошвы. В процессе бурения непрерывно контролируют зенитный угол скважины и допустимые расстояния до кровли и/или подошвы пласта-коллектора относительно положения породоразрушающего инструмента. При необходимости корректируют траекторию бурения скважины. Контроль за положением породоразрушающего инструмента осуществляют в автоматическом режиме с индивидуализацией участка бурения по внутренним и внешним характерным границам пласта-коллектора и использованием непрерывных геофизических исследований и, в том числе, впереди забоя бурящейся скважины. 5 з.п. ф-лы.

1. Способ бурения горизонтальной скважины в пределах продуктивного пласта - коллектора, включающий определение типа пород в реальном времени бурения скважины в месте положения породоразрушающего инструмента по совокупности геолого-технических данных для задания режимов бурения - его скорости, осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент, момента вращения последнего и его оборотов, для чего в заданных интервалах бурения горизонтальной части ствола, выделяют литологические группы пород - реперы, характеризующие коллектор, неколлектор и плотные прослои пласта-коллектора, влияющие на отмеченные выше режимы бурения, выбирают ряд опорных скважин с координатами забоев, близкими к текущим координатам бурящейся скважины и группами пород, сходными с группой пород бурящейся скважины, дополнительно используют исторические данные по ранее пробуренным скважинам в районе бурящейся скважины, характеризующие упомянутые режимы бурения, в процессе бурения анализируют типы пород бурящейся скважины, сопоставляют их с типами пород опорных скважин, устанавливают функциональную зависимость реперов - группы пород от режимов бурения, по большему коэффициенту корреляции сопоставляемых данных выбирают в режиме реального времени соответствующую опорную скважину в качестве реперной для обеспечения бурения скважины между кровлей и подошвой пласта-коллектора с предотвращением вскрытия упомянутых кровли и/или подошвы или плотных прослоев пласта-коллектора, в процессе бурения непрерывно контролируют зенитный угол скважины и допустимые расстояния до кровли и/или подошвы пласта-коллектора относительно положения породоразрушающего инструмента, при критическом несоответствии которых корректируют траекторию бурения скважины, при этом контроль за положением породоразрушающего инструмента осуществляют в автоматическом режиме с индивидуализацией участка бурения по внутренним и внешним характерным границам пласта-коллектора и использованием непрерывных геофизических исследований для оценки пород, в том числе впереди забоя бурящейся скважины, с обеспечением возможности возврата последней на заданную траекторию при риске ее выхода за пределы пласта-коллектора.

2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что в процессе бурения скважины осуществляют повторные геофизические исследования с автоматическим контролем в режиме реального времени сходимости основных и упомянутых повторных исследований для оценки качества этих исследований и, одновременно, увязки меры бурильного инструмента для уточнения положения породоразрушающего инструмента.

3. Способ по п. 2, характеризующийся тем, что в качестве геофизических исследований используют, по меньшей мере, гамма-каротаж и/или плотностной каротаж, и/или электрокаротаж с измерениями удельного электрического сопротивления.

4. Способ по пп. 1 или 2, характеризующийся тем, что приближение к границам пласта-коллектора контролируют автоматически по анализу мощностей пласта, данным опорной скважины и маркерам пересечений внутренних и внешних характерных границ пласта-коллектора с выдачей команды в режиме реального времени на уточнение положения породоразрушающего инструмента.

5. Способ по одному из пп. 1-4, характеризующийся тем, что используют развертку данных геофизических исследований вокруг оси ствола бурящейся скважины -изображение ее стенки с постоянным их анализом с помощью компьютерного зрения индивидуализацией участка бурения в режиме реального времени для выдачи своевременной команды на положение породоразрушающего инструмента.

6. Способ по одному из пп. 1-5, характеризующийся тем, что положение породоразрушающего инструмента дополнительно уточняют по повторным пересечениям характерных геологических границ в разных направлениях, что оценивают в автоматическом режиме в соответствии с заданным алгоритмом.