专利名称：当钻井时选择最优井眼轨迹的制作方法
技术领域：
本发明总体涉及井眼操作，并且更具体地涉及钻井时改变井眼轨迹的方法和系 统。
背景技术：
传统的井眼钻井作法是试图尽可能地钻接近垂直的井。然而，在过去的25年，为 了接近位于不能建立钻机的地面位置下面的油气矿床，通常钻定向井或斜井。定向钻井是 沿着限定的轨迹将钻头导向到达预定靶心的过程。因为这些定向钻井的能力，强大的经济 和环境压力已经增加了对于定向钻井使用的需要。由于这些压力，在过去一直未普遍使用 定向钻井的位置应用定向钻井。这些新的应用使井眼轨迹变得越来越更加复杂。井眼轨迹的位置通过由在地球各种深度处的一组测点定义的一组曲线坐标计算 得到的一组笛卡尔坐标来确定。每一个测点包括距离地面的深度测量值、沿着井眼轨迹在 一定位置处的倾角和方位角。为了根据曲线坐标将测点的信息转换成井眼轨迹，实施对井 眼轨迹进行一组假设的一些方法。这组假定与测点之间的井眼轨迹相关。关于处理井设计 的几种方法已经用于更新平均角、正切、平衡正切、Mercury、曲率半径和最小曲率。仅曲率 半径方法和最小曲率方法产生高定向井可以接受的轨迹。近几年来，井设计由于技术限制的减少变得更加复杂，如果可能，这使得这样的井 设计难以使用先前或传统的技术开钻井。这些设计井的复杂性迫使井设计者使用设计工 具，这反过来变得更加复杂。今天，井设计通常由绘制一系列曲线来完成并且利用每行表示井的单独段的电子 表格来保持各个段。轨迹设计工作流程一般通过增加段、绘制段、在电子表格上编辑数目和 再次绘制段来执行。这个程序重复实施直到井设计者得到满意的轨迹。在井的三维(3D) 特性不断增加并且必须避开已现有井的情况下，需要可以生成、处理和编辑井方案的新的 井设计方法。然而钻井开始以后，经常意识到的是预先设计的轨迹不能到达期望的靶区(一个 或多个)并且轨迹必须被校正。可以选地，可以确定的是要改变期望的靶区和改变轨迹以 到达新靶区。此外，可以确定的是具有用于到达期望靶区的改进的轨迹。期望提供一种用于选择并沿着最优的校正轨迹进行选择和钻进的方法和系统。可 以根据各种钻井和/或轨迹参数来分析和比较最优轨迹，以确定与每个可能的轨迹相关联 的成本函数。在一些实施例中，参数可以包括但不限于狗腿度、扭矩和阻力、以及钻机需求 和/或限制。
当结合附图阅读时，参照本发明具体实施例的下面的详细描述，可以很好的理解 本发明的上述及其它的特征和方面，其中图1示出了本发明钻柱的钻井系统的实施例；
图2是根据本发明的实施例的可以获取和处理数据的自动系统的图表说明；图3是根据本发明的实施例的正在被钻进的井眼的概念性说明；和图4是示出了根据本发明的实施例的用于当钻井时优化井眼轨迹的一个方法的 方框图。
具体实施例方式以下参照附图，其中描绘的元件未必按比例示出，并且在几个视图中相同或类似 的元件用相同的附图标记表示。如这里所用的术语“上”和“下”、“上部”和“下部”以及表示与给定点或元件的相 对位置的其它类似术语用来更清楚地描述本发明的实施例的一些元件。这些术语通常涉及 距离地面的参考位置，钻井作业从作为顶部位置或地面位置的所述地面开始。图1示出了可以采用本发明的井系统100。井系统100包括可以位于诸如陆上或 海上各种位置处的地面组件6。在此示例性系统中，井筒或井眼2以公知的方式通过旋转钻 井形成在总体由F表示的地下地层(一个或多个)内。本发明的实施例还可以使用如随后 所述的定向钻井。钻柱4悬挂在井眼2内并具有底部钻具组合10，所述底部钻具组合包括在其底端 的钻头11。在图1的实施例中，地面装置6包括转盘7、方钻杆8、大钩9和转环5。钻柱4 通过转盘7旋转，所述转盘通过未示出的装置通电，所述转盘在钻柱4的上端处与方钻杆8 接合。钻柱4由大钩9悬挂，所述大钩通过方钻杆8和转环5与游动滑车(未示出)连接。 转环5可以允许钻柱4相对大钩9旋转。众所周知，顶部驱动系统(未示出)可以用来旋 转钻柱4。另外，井下马达(未示出)可以用来旋转钻头11。在本实施例的的示例中，钻井液或泥浆12储存在形成在井位处或所述井位附近 的槽或池13内。泵14通过诸如转环5内的端口将钻井液12输送到钻柱4的内部。钻井 液12由方向箭头Ia所示向下流动通过钻柱4。钻井液12在钻头11处离开钻柱4，然后如 方向箭头Ib所示大致向上循环通过钻柱4的外部与井眼2的壁之间的环空区域。以此公 知的方式，钻井液12润滑钻头11，并将岩屑与钻井液12 —起带到地面。在返回到池14用 于再循环之前，可以过滤、筛选或以其它方式处理携带岩屑的钻井液12。所述实施例的底部钻具组合(“BHA”)10可以包括随钻测井(“LWD”)模块15、 随钻测量(“MWD”)模块16、旋转导向系统17( “SS”)、马达21和钻头11。LWD模块15和 MWD模块16可以包括传感器和测量装置，所述测量装置适于获得关于地层、钻井系统、井筒 流体、地层流体、倾角、方向角、位置和类似参数的井下数据。在本实施例中，LWD模块15可 以测量和记录地层性质并且得到与所述地层特性相关的测量值，而MWD模块16可以测量和 记录与钻井有关的测量值和方位测量特性。LWD模块15可以以容纳在如本领域所公知的专用钻铤内，并且可以包括一个或多 个已知类型的测井仪。也可以理解的是可以使用不止一个LWD模块和/或MWD模块，例如 整体由15A表示。(在整个附图中，在位置15处的模块可以可以选地也表示在位置15A处 的模块)。LWD模块15包括用于测量、处理和存储信息的能力，以及用于与地面设备进行通 信的能力。在本实施例中，LWD模块15可以包括一个或多个地层评价(FE)装置。地层成 像装置也可以包括在LWD模块内。
MWD模块16可以如本领域所公知的容纳在专用钻铤内，并且可以包括一个或多个 用于测量钻柱和钻头的特征的装置或传感器。BHAlO可以包括用于向井下系统供电的设备 (未示出)。例如，泥浆涡轮机可以通过钻井液的流动产生电力，然而，应该理解的是可以使 用其它电力和/或电池系统。此外，电力可以从地面或地面附近的接头提供。在本实施例 中，MWD模块16包括下面类型测量装置中的一个或多个钻压测量装置、扭矩测量装置、振 动测量装置、震动测量装置、粘滑测量装置、方向测量装置和倾角测量装置。在实施例中，BHAlO包括地面/本地通信模块或程序包18。通信模块18可以提 供控制器19、井下工具、传感器和类似装置之间的通信连接。在示出的实施例中，控制器19 可以从地面发送或以其它方式传输数据和信号至钻柱4和/或BHAlO。控制器19还可以 从钻柱4和/或BHAlO接收数据和信号。此外，控制器19可以分析或处理来自钻柱4和/ 或BHAlO的数据和信号。例如，控制器19可以从BHAlO接收原始数据和信号，分析和处理 所述数据和信号并给BHAlO发射指令。控制器19可以与钻柱4和/或BHAlO无线通信、通 过有线连接通信或通过有线和无线组合的方式进行通信。参考图2，在本实施例中，控制系统19可以是具有中央处理单元(CPU) 20的基于计 算机的系统。例如，CPU20可以是用于处理从LWD模块15、MWD模块16、数据存储系统、用户 输入和/或从与控制器19通信的其它位置接收的数据和/或信号的基于微处理器的CPU。 数据和信号可以例如通过存储在数据库中的指令、存储在数据库中的软件或操作者或类似 个人来处理。此外，CPU20可以与存储器22、输入装置24和输出装置26操作地连接并与所 述存储器、所述输入装置和所述输出装置通信。输入装置24可以包括各种装置，例如键盘、 鼠标、声音识别装置、触摸屏、其它输入装置或这些装置的组合。输出装置26可以包括视频 和/或音频输出装置，例如具有图形化用户界面的监控器。本领域的普通技术人员应理解 控制系统19可以包括通信中的单台设备或多台设备。本方法和系统在此的一个具体优点是与“地质导向”共同使用，所述地质导向是根 据地层的地质特性钻井，而不是根据预定几何设计钻井。然而，本领域的普通技术人员应理 解所描述的方法和系统可以用于预定设计，例如将钻头11返回到预定设计。此外，本领域 的普通技术人员应理解所描述的方法和系统可以用于在钻井眼前确定最优的几何设计。其 它的用处对于本领域的技术人员是显而易见的。地质导向包括控制导向或“定向钻井”。在这样一个实施例中，提供旋转导向子系 统17。定向钻井是井眼与所述井眼本身发生的轨迹的有意偏斜。换句话说，定向钻井是对 钻柱4进行导向，使得钻柱4沿期望的方向移动。因为定向钻井能够从单个平台钻多口井， 因此定向钻井的优势在于海上钻井。定向钻井还能够通过储层进行水平钻井。水平钻井能 够使更长的井筒穿过储层，这增加了井的开采率。定向钻井系统同样也可以用于垂直钻井 操作中。通常，钻头11由于被穿过的地层的不可预测的特性或钻头受到的变化力而离开设 计好的钻井轨迹。当这种井斜发生时，定向钻井系统可以用于将钻头放回在规定的轨迹上。定向钻井公知的方法包括使用旋转导向钻井系统(“RSS”) 17。在RSS17中，井下装 置使钻头11沿期望或预定的方向钻进。RSS17还可以用于在地球中钻斜井。示例型RSS17 包括“面向钻头”系统和“推进钻头”系统。在面向钻头系统中，钻头11的旋转轴线沿新井的 大致方向偏离BHA的局部轴线。根据由上下稳定器接触点和钻头限定的常规三点几何尺寸 扩展井筒2。钻头11的轴线的偏斜角与钻头和下稳定器之间的有限距离相关联，并且可以产生将被生成的弯曲所需的非共线条件。有许多方法可以实现此，包括在BHA中靠近下稳 定器的点处的固定弯曲或在上稳定器与下稳定器之间分布的钻头驱动轴的挠曲。美国专利 No. 6，401，842,No. 6，394，193,No. 6，364，034，No. 6，244，36UNo. 6，158，529,No. 6，092，666 和No. 5，113,953中说明了面向钻头型旋转导向系统的示例和所述面向钻头型旋转导向系 统是如何操作的，所有这些申请通过弓I用在此并入。在推进钻头旋转导向系统中，通常没有具体识别机构来使钻头11的轴线偏离局 部底部钻具组合轴线；相反，通过使上稳定器或下稳定器或所述上稳定器和下稳定器在相 对于井扩展的方向被优选定向的方向上施加偏心力或位移来实现所需的非共线条件。此 外，有许多方法可以实现此，包括但不限于不旋转(相对于井)偏心稳定器(基于位移的方 法)和沿期望的导向方向将力施加到钻头的偏心致动器。此外，通过在钻头11与至少两 个其它接触点之间产生非线性对应来实现导向。美国专利No. 5，265，682 ；No. 5，553，678 ； No. 5，803，185 ；No. 6，089，332 ；No. 5，695，015 ；No. 5，685，379 ；No. 5，706，905 ； No. 5，553，679 ；No. 5，673，763 ；No. 5，520，255 ；No. 5，603，385 ；No. 5，582，259 ； No. 5，778，992 ；No. 5，971，085中说明了推进钻头型旋转导向系统的示例和所述推进钻头 型旋转导向系统是如何操作的，这些申请通过弓I用在此并入。以下参考图3，根据本发明的实施例示出了井眼2的总体说明。在本例中，井眼2 延伸进入地层并终止在地层Fl内的深度和位置“A”处。目的层或靶心用点“T”表示。在 本示例中，靶心T位于地层F2中。要注意的是如图3中所示，位置A和靶心T可以在相同 的地质地层内或在不同地层内。靶心T可以是井眼2的终点，或者是井眼2的现有位置A 和终点之间的一个靶心。在实施例中，靶心T可以改变或移动。例如，靶心T可以设定在钻 头11前的预定的距离处。靶心T可以是井眼2的预定几何设计上的一个位置。靶心T也 可以通过例如操作者、地质师、工程师或类似的与井眼系统100有关的个体人工选择。靶心 T可以是地质师选择的最终靶心，例如，这里描述的方法和系统可以运用多个中间靶心(例 如，钻头11前预定距离处的靶心)，以到达最终靶心T。根据本发明的一个示例性实施例，提供一种可以用于校正或提供从位置A到靶心 T的轨迹的方法。传统地，校正的轨迹运用最直接逼近的方法(具体地实际位置和靶心T之 间的最小距离)被校正以趋向靶心T。设计井眼轨迹的方向和倾角的方法的示例在美国专 利No. 6，757，613给出，该申请通过引用在此并入。在本发明中，轨迹可以根据一种或多种 因素或考虑因素而被确定或校正。在优选的实施例中，本发明提供了一种通过考虑一种或 多种因素而对轨迹(或井设计)进行校正的方法。例如，在一些实施例中，通过给定每一个 可能的轨迹的成本并且基于成本函数分析，从大量可能的轨迹中选择校正轨迹。因从位置A到靶心T有接近无穷多个路径，所述因素或考虑因素允许选择路径中 的一个，所述路径中的一个是根据所述因素或考虑因素优选地为最优路径。图3运用剖面 线示出了从位置A延伸到靶心T的两个最优的轨迹28和30的示例。最优轨迹(或井设 计)可以通过控制器19、钻柱4中的接头、通信模块18或井下BHAlO中的其它接头或模块 进行选择。可选地，最优轨迹可以在远离井眼2和控制器19的位置处被选择。例如，轨迹 或井设计可以在钻机上或远离钻机的远位置处被选取。在这样的实施例中，控制器19可以 用于将最优轨迹(或井设计)通信给井下BHA10。控制器19可以将指令通信给井下BHAlO，例如，沿着校正的最优轨迹弓丨导BHAlO和井眼2的钻进。计算机可以读介质中的计算机软件程序例如可以用于分析与最优轨迹相关 的因素或考虑因素并且选择最优轨迹。为此目的，最优轨迹(或井设计)可以在无人干预 的情况下自动选择。用于选择最优轨迹的因素或考虑因素可以基于接收和/或储存的与当 前钻井条件和地层特征、历史钻井条件和地层特征、预测的钻井条件和地层特征、操作或钻 进限制和/或生产考虑因素有关的数据。钻井条件和地层特征可以包括与地层评价特性和钻井测量值(例如，深度、温度、 钻井液压力、钻井液密度和钻井液流量、钻进速度、钻头和/或管柱的位置、扭矩或阻力相 关信息或本领域技术人员公知的其它钻井和地层测量值)相关的数据。来自过去钻井条件 获得的数据可以包括来自其它井眼(例如，井位处或所述井位附近的井眼、通过诸如BHAlO 的部件的大致类似的工具钻的井眼和需要进行类似轨迹校正的井眼)的数据。预测的钻井 条件和地层特征可以包括例如用于后续钻进的扭矩和阻力计算。例如，可能的轨迹不仅要 进行扭矩和阻力分析以达到靶心T，而且从靶心T将井眼3钻到井眼2的终点或到下一个靶 心的扭矩和阻力也应被分析。操作或钻井限制的示例包括钻头11、RRS17、或井眼系统100任何其它部件的限 制。操作或钻进限制的其它示例包括与最大狗腿度或可以使用的钻井液流量有关的限制。 例如，由于一些约束或必需，最大或最小流量可以排除最优轨迹。操作限制的其它示例包括 钻柱转弯半径和已知的造斜率限制。例如，根据历史钻井数据，可以知道难以在给定的地层 井眼中钻超过2° /100’的井眼。因此，可能的轨迹限于造斜率小于或等于2° /100’的轨 迹。操作或钻井限制可以被钻进的实际轨迹，并因此影响最优轨迹。生产考虑因素可以涉及选择最大化在油藏生命期采出的油气产量的轨迹。有利的 生产考虑因素可以提供钻柱4沿具体地层区(例如，薄储层)的最长部分。在用于注入流 体以保持储层内的压力的水平井中，例如，生产考虑因素可以最大化沿着允许保持地层压 力的具体路径所钻的井的最大长度。可能的轨迹可以通过获取或输入以下钻井考虑因素或本领域技术人员了解的与 钻井相关的其它考虑因素来选择，例如，最小化狗腿度、最小化扭矩和阻力以达到靶心T，最 小化超过靶心T(例如到达井眼的终点或到达下一个点或靶心)进行钻进的预测的扭矩和 阻力，最大化钻进速度，最小化所需的钻井液流量。通过根据生产考虑因素和/或钻井考虑 因素分析数据可以从可能的轨迹中选择最优轨迹。当生产和钻井考虑因素可以被确定时， 一个或多个钻井或生产考虑因素可以被排序或作为数据输入体系。为了选择最优轨迹，可 能需要分析与井眼相关的数据，例如，钻井条件和地层特征数据、历史钻井条件和地层特征 数据、与预测的钻井条件和地层特征相关的数据。可能的轨迹可以通过钻井限制并且进一 步通过生产和钻井考虑因素被排除。当最大化生产和钻井考虑因素时，最优的路径或轨迹 可以是符合钻井限制的轨迹。在实施例中，最优轨迹可以是符合钻井限制并最好地满足体 系排序的生产或钻井考虑因素的轨迹。在示例中，如图3所示，轨迹28和30可以是基于钻井、地层考虑因素和生产考虑 因素的最优轨迹。轨迹28和30可以根据操作和钻井限制(例如，狗腿度和扭矩和阻力) 被检查。在此示例中，可以根据操作和钻井限制以及地层限制确定轨迹28和轨迹30在可 能最大的狗腿度范围内。轨迹28相对于轨迹30提供了最小的狗腿度和并且最小化了用于 向前移动钻柱4的摩擦力或阻力。因此，如果达到靶心T的阻力是主要考虑因素，则可以选择轨迹28。可以根据诸如造斜率的第二个操作和钻井限制检查轨迹28、30。从钻进到位置A 记录的数据可以表明仅实现了在到达位置A时的最小造斜率。因此，根据获得和分析的钻 井数据，可以确定的是轨迹30提供了到在钻井限制内所遇到的靶心T的路径。因此，在此 示例中，轨迹30可以被选择为用于趋向靶心T的最优轨迹。如本示例所述，轨迹28已经是 被以传统的方式选择和设计的路径，并且由于具体装置的钻井限制可能已经产生不能到达 靶心T的井眼2。要注意的是主要关于从位置A延伸到靶区T的路径主要说明了提出并优 化的轨迹。然而，要认识的是虽然靶心T可以是最终目标，但是所述靶心也可以被描述为短 程靶心。可选地，要认识的是在多段中可以分析并选择靶心以实现优化的整个轨迹。以下参考图4，其中框图示出了一种根据本发明的实施例的当钻井时用于优化井 眼轨迹的方法。参照图1-4说明所述方法。在步骤40中，控制器19利用从BHAlO获得的地层评价数据以更新地层F 1 (图3) 的几何尺寸。在步骤42中，选择在图3中用“B”示出的短程靶心。在本示例中，选择短程 靶心以并入弯曲段或转向以朝着靶心T定向轨迹。可以利用各种参数选择短程靶心，并且 在一些实施例中，可以不使用短程或阶段靶心(term target)。在步骤44中，从A到B的 设计轨迹段的开始位置A、方向和狗腿度(DLS)被确定和选择用于分析。例如，对于图3中 的示例提出的轨迹28和30选择步骤44的特征以用于分析。在步骤46中，根据钻井作业 限制和考虑因素来分析提出的轨迹段的可行性。参考上述图3的描述，没有排除钻井系统， 从而实现除狗腿段A-B。在步骤48中，可以选择具有最小DLS的轨迹。在图3的示例中， 基于A-B段选择轨迹28。在这个示例中，步骤48也可以包括或进行到选择下一个轨迹段 (例如，图3中的B-T段)的步骤。步骤48的另一个步骤还可以包括根据其它钻井或地层 参数分析A-B段。在步骤50，对选择的轨迹28分析B-T段。如参照图3所述，从BHAlO接 收的钻井数据表示钻井系统不可以实现导向钻头11所需的造斜率，并且因此不可以实现 沿着轨迹28的B-T段的井眼2。在这个示例中，分析轨迹30并且确定所述轨迹是可实现的 (以上参照图3所述)。因此，在选择从A延伸到靶心T的最优轨迹时，选择轨迹30作为跟 随的实时轨迹。步骤52可以表示在本方法中各种结构中实施的步骤。例如，在最初评价和 选择最优轨迹时，步骤52包括随后的选择段的选择和分析。在钻井期间，步骤52可以表示 轨迹的连续评价以及当需要时对所述轨迹的校正。如所述，这里从时间到时间的轨迹被称作为实时轨迹。在这里使用的术语实时轨 迹通常说明根据所述方法的轨迹的动态特性。例如，以传统的方式设计并提供预定轨迹。然 而，由于各种原因，井眼不可能沿着所述轨迹被钻进。本方法提供了对当正在钻井时被实时 选择使得以最优方式到达所选择的靶心的轨迹的选择。因此，这里被称作为实时轨迹的轨 迹可以根据定位钻头和井眼的实际能力和/或期望靶心的变化而连续改变。还应注意的是 实时轨迹和相关术语用于表示将要被钻进的井眼的提出并期望的路径，并且在事后不用于 参考已经钻完的井眼。从本发明的具体实施例的上述详细说明中，应该认识的是已经公开了一种用于实 时优化井眼的轨迹的、具有新颖性的系统。虽然在一些细节中已经公开了本发明的具体实 施例，但是进行这些详细说明仅仅是为了说明本发明的各种特征和方面，并且不旨在相对 于本发明的保护范围限制本发明。要认识的是在不背离所附权利要求限定的本发明的精神和保护范围的情况下，可以实现包括但不限于这里已经建议的这些实施例的变形例的各 种替代、改变、和/或修改。
权利要求
一种用于在钻井眼时选择所述井眼的轨迹的方法，包括以下步骤获得与所述井眼有关的数据；获得与一个或多个钻井限制或生产考虑因素有关的数据；在所述井眼内选择靶心；根据所述钻井限制或所述生产考虑因素检查可能的轨迹；以及根据所述钻井限制或所述生产考虑因素选择到所述靶心的最优轨迹。
2.如权利要求1中的方法，其中，所述生产考虑因素包括最大化能够由所述井眼产生 的油气的量。
3.如权利要求1中的方法，其中，所述钻井限制包括造斜率。
4.如权利要求1中的方法，其中，所述最优轨迹基于所述钻井限制和所述生产考虑因素。
5.如权利要求1中的方法，其中，所述最优轨迹进行自动选择，而无需人工干预。
6.如权利要求1中的方法，其中，所述最优轨迹具有所述可能的轨迹中的任一个的最 小扭矩和阻力。
7.如权利要求1中的方法，其中，所述最优轨迹最小化用于超过所述靶心钻所述井眼 的预测的扭矩和阻力。
8.如权利要求1中的方法，其中，所述生产考虑因素包括最大化位于目的地层内的井 眼的长度。
9.如权利要求1中的方法，其中，所述钻井限制包括最大轨迹，且所述最优轨迹最小化 狗腿度。
10.一种在计算机可读介质中用于优化井眼轨迹的计算机程序，包括用于获得在钻所述井眼时获得的井下数据的指令；用于选择靶心的指令；用于优化钻井考虑因素或生产考虑因素的指令；用于根据钻井限制分析一个或多个可能的轨迹的指令；和用于根据所述钻井考虑因素或所述生产考虑因素选择最优轨迹的指令，其中所述最优 轨迹在所述钻井限制内。
11.如权利要求10中的计算机程序，其中，所述钻井限制包括最大狗腿度、最大造斜率 和钻井液流量中的至少一个。
12.如权利要求11中的计算机程序，其中，所述生产考虑因素包括最大化能够由所述 井眼产生的油气的量。
13.如权利要求12中的计算机程序，其中，所述钻井考虑因素包括最小化用于超出所 述靶心钻所述井眼的扭矩和阻力和最小化狗腿度中的一个。
14.如权利要求13中的计算机程序，其中，所述计算机程序分析所述可能的轨迹，并且 自动选择所述最优轨迹。
15.如权利要求14中的计算机程序，其中，通过对所述钻井考虑因素和所述生产考虑 因素中的一个优先排序来自动选择所述最优轨迹。
16.一种用于当钻井眼时选择所述井眼的轨迹的方法，包括以下步骤获得与所述井眼有关的实时数据；获得与钻井限制有关的数据；获得与生产考虑因素和钻井考虑因素有关的数据；在所述井眼内选择靶心；从到达所述靶心的可能的轨迹中选择最优轨迹，其中，所述最优轨迹符合所述钻井考 虑因素，并且满足所述生产考虑因素和所述钻井考虑因素中的一个或多个。
17.如权利要求16中的方法，其中，所述钻井考虑因素包括最小化超出所述靶心的预 测的扭矩和阻力。
18.如权利要求17中的方法，其中，所述钻井考虑因素包括最小化狗腿度。
19.如权利要求17中的方法，其中，所述钻井考虑因素包括最大造斜率。
20.如权利要求19中的方法，其中，所述生产考虑因素和所述钻井考虑因素被优先排
全文摘要
本发明公开了一种用于当钻井时选择最优井眼轨迹的方法和一种具有用于优化井眼轨迹的指令的计算机程序。所述方法和程序可以包括获得与井眼有关的诸如实时数据的数据，以及获得与钻井限制有关的数据。所述方法和程序还包括获得与生产考虑因素或钻井考虑因素有关的数据。从到达靶心的可能轨迹中选择靶心和最优轨迹。理想地，最优轨迹符合钻井限制，并且满足生产考虑因素或钻井考虑因素中的一个或多个。
文档编号E21B7/04GK101936134SQ20101013551
公开日2011年1月5日 申请日期2010年1月22日 优先权日2009年1月22日
发明者吉恩-米克尔·德内彻欧, 迪米特瑞欧斯·皮瑞夫洛乌 申请人:普拉德研究及开发股份有限公司