Определение водонасыщенности и фракции пласта песка с использованием инструмента формирования изображения удельного сопротивления в буровой скважине, инструмента поперечного индукционного каротажа и тензорной модели водонасыщенности

 

Изобретение относится к области интерпретации измерений, выполненных посредством инструментов индукционного каротажа для определения содержания пластовых флюидов. Сущность: в слоистом пласте, включающем нефтеносный пласт, который может содержать диспергированные сланцы, определяют полную пористость пласта, включая фракционный объем сланца и его удельное сопротивление. Тензорная петрофизическая модель определяет объем слоистого сланца и проводимость слоистого пласта песка из вертикальной и горизонтальной проводимостей, выведенных из многокомпонентных данных индукционного каротажа. Используя подход Thomas-Stieber-Juhasz, определяют объем диспергированного сланца, а также полную и эффективную пористость слоистой фракции песка. Исключение проводимости слоистого сланца и эффектов пористости упрощает проблему слоистого сланцеватого песка до единой модели диспергированного сланцеватого песка, к которой применимо уравнение Waxman-Smits. Технический результат: повышение точности оценки отдачи пласта. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил.

Настоящее изобретение относится к области интерпретации измерений, выполненных посредством инструментов каротажа скважин для определения содержания пластовых флюидов. Более конкретно, изобретение относится к способам вычисления фракционных объемов различных флюидов, осажденных в поровых пространствах земных пластов, которые включают перемежающиеся слои глинистого сланца с продуктивной скальной породой, которые могут включать диспергированные глинистые сланцы.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Значительное количество углеводородных пластов включают глубоководные мутные месторождения, которые состоят из тонко напластованных слоистых песков и сланцев. Обычный способ оценки содержания углеводородов в пластах состоит в измерении удельного сопротивления. В способах интерпретации, известных из уровня техники, обычно один или более типов измерений, связанных с пористостью, объединяют с измерениями электрического удельного сопротивления (или обратной величины, электрической проводимости) земных пластов, чтобы вывести содержание флюидов в порах земных пластов. Фракционные объемы реликтовых вод и углеводородов могут быть выведены из эмпирических зависимостей удельного сопротивления пласта Rt относительно пористости и удельного сопротивления реликтовых вод, например, таких, как хорошо известное соотношение Арчи. В соотношении Арчи фракционный объем воды представлен параметром Sw, известным как "водонасыщенность"

где а и m - эмпирические коэффициенты, которые соотносят пористость φ с удельным сопротивлением пористого скального пласта, когда он является полностью водонасыщенным (R_o), R_w - удельное сопротивление реликтовых вод, осажденных в пустотах пластов, а m - эмпирически определенный показатель степени "цементации", n - показатель степени насыщенности.

Зависимости типа формулы Арчи, представленной в уравнении (1), дают плохие результаты, когда конкретный анализируемый пласт включает некоторое количество мелкозернистых, глинистых компонентов, известных в уровне техники как "глинистые сланцы". Обычно сланцы встречаются в земных пластах в виде "диспергированных" сланцев, в которых частицы глинистых минералов занимают некоторую часть поровых пространств в нефтеносных пластах, или в виде напластований скальных пород, основанных на глинистых минералах, перемежающихся со слоями скальных пород в конкретном пласте.

Для диспергированного сланца были разработаны различные эмпирические зависимости для вычисления фракционного объема поровых пространств, которые могут содержать подвижные продуктивные углеводороды. Фракционный объем этих пластов, который занят диспергированным сланцем, можно оценить с использованием таких каротажных приборов, как детекторы природного гамма-излучения (см., например, публикацию М.Н.Waxman и др. "Electrical Conductivities in Oil Bearing Shaly Sands", SPE Journal, том 8, № 2, Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX, 1968.

Для слоистых сланцев указанные слои иногда бывают достаточно толстыми, чтобы находиться в пределах вертикального разрешения каротажных инструментов, таких как детекторы природного гамма-излучения, и следовательно, могут определяться этими инструментами. В этих случаях определяют, что слои сланца не являются пластом продуктивной скальной породы, и, в общем случае, игнорируются для определения содержания углеводородов в конкретном земном пласте. Проблема в слоистых сланцевых нефтеносных пластах возникает там, где сланцевые слои не являются достаточно толстыми, чтобы их можно было полностью определить с использованием гамма-детекторов, но при этом не являются достаточно толстыми, чтобы иметь свое электрическое удельное сопротивление, точно определяемое известными приборами для измерения удельного электрического сопротивления.

Нефтеносная порода, которая имеет высокую насыщенность углеводородами, обычно имеет большее сопротивление, чем сланцы. В пластах, состоящих из тонких слоев нефтеносных слоев и сланцев, известные инструменты индукционного каротажа не могут точно определить удельное сопротивление нефтеносного пласта: токи, индуцированные в пласте каротажным инструментом, проходят предпочтительно через проводящие сланцевые слои, приводя к переоценке проводимости пласта.

Один из способов оценки содержания углеводородов земных пластов, в которых присутствуют сланцевые слои, был разработан Пупоном (см. например, A. Poupon, "A Contribution to Electrical Log Interpretation in Shaly Sands", Transactions AIMR, Vol.201, стр. 138-145, 1959). В общем случае в уравнении Пупона предполагается, что сланцевые слои воздействуют на полную удельную электропроводность анализируемого земного пласта пропорционально фракционному объему сланцевых слоев в анализируемом конкретном земном слое. Фракционный объем обычно обозначается Vsh ("объем" сланцев). Модель Пупона также предполагает, что удельная электропроводность, измеряемая каротажным инструментом, включает пропорциональные эффекты сланцевых слоев, оставляя остаток от измеряемой удельной электропроводности, как возникающий в "чистых" (не содержащих сланцы) продуктивных скальных слоях, согласно следующему выражению:

где R_t - электрическое удельное сопротивление (величина, обратная проводимости) в продуктивных скальных слоях пласта, R_sh - удельное сопротивление сланцевых слоев.

Анализ уравнения показывает, что пренебрегают эффектом анизотропии в удельном сопротивлении продуктивной породы, включающей тонкорасслоенные пласты песка и сланцы. Использование неправильных оценочных моделей во многих случаях может приводить к недооценке отдачи пласта и резервов углеводородов на 40% или более, как отмечено Бергом и Шандором. Анализ измерений каротажного инструмента для определения содержания флюидов возможных углеводородных пород включает вычисление фракционного объема перового пространства ("пористость") и вычисление фракционных объемов как углеводородов, так и реликтовых вод, находящихся в поровых пространствах. Как отмечалось выше, может быть использовано соотношение Арчи.

В тонко расслоенных продуктивных породах, в которых длина зондирующей электромагнитной волны больше, чем толщина отдельных слоев, продуктивная порода проявляет анизотропию в удельном сопротивлении. Эта анизотропия может быть обнаружена посредством использования каротажного прибора, который, в дополнение к обычной передающей катушке и приемной катушке, центрирован с осью ствола скважины, имеет приемную и передающую катушку, установленные под углом к оси ствола скважины. Такие приборы были известны прежде для определения погружения (см., например, патент США №3510757 и патент США №5115198).

В патенте США №5656930 раскрыт способ определения горизонтального удельного сопротивления, вертикального удельного сопротивления и коэффициента анизотропии подземного пласта посредством каротажного инструмента индукционного типа, установленного в наклонном стволе буровой скважины в пределах подземного пласта. В предпочтительном варианте воплощения каротажный инструмент индукционного типа сначала калибруется для определения коэффициента пропорциональности. Затем вырабатывается заданная зависимость между коэффициентом пропорциональности, удельным сопротивлением, полученным из сдвига фаз, удельным сопротивлением, полученным из ослабления, горизонтальным удельным сопротивлением, вертикальным удельным сопротивлением и коэффициентом анизотропии, и такая зависимость сохраняется в памяти программируемого центрального процессора. Затем во время индукционного каротажа принимаются удельное сопротивление, полученное из сдвига фаз, и удельное сопротивление, полученное из ослабления, они обрабатываются программируемым центральным процессором в соответствии с заданной зависимостью, чтобы получить горизонтальное удельное сопротивление, вертикальное удельное сопротивление и коэффициент анизотропии. Эти измеренные значения горизонтального и вертикального удельных сопротивлений, когда они объединяются с заданной зависимостью между горизонтальным удельным сопротивлением, вертикальным удельным сопротивлением, отношением запасов углеводородов к общему объему месторождения и отношением удельного сопротивления слоя песка к удельному сопротивлению слоя сланца, позволяют получить отношение запасов углеводородов к общему объему месторождения.

Однако имеется много слоистых пластов, в которых пески могут включать диспергированные сланцы. Интерпретация водонасыщенности пласта в таких пластах может быть ошибочной, если не учитывать объединенные эффекты расслоения слоев, диспергированных сланцев в песке и возможной внутренней анизотропии сланцев.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩЕСТВА ИЗОБРЕТЕНИЯ

В основу настоящего изобретения поставлена задача создания способа определения свойств слоистого пласта нефтеносного или газового, который включает сланцы, чистые нефтеносные породы и нефтеносные породы, имеющие диспергированную в них глину. Указанный способ позволит предпочтительно определять водонасыщенность нефтеносных пород, чтобы дать более точную оценку отдачи пласта. Указанный способ предпочтительно позволит сделать все возможные предположения о свойствах нефтеносных пород и сланцев.

Согласно настоящему изобретению предложен способ оценки распределения сланцев в пласте, содержащем слоистую сланцеватую нефтеносную породу, используя вертикальную и горизонтальную проводимости, полученные из многокомпонентных индукционных данных. Наряду с инструментом индукционного каротажа, данные также могут быть собраны с использованием инструмента формирования изображения удельного сопротивления буровой скважины. Данные инструмента формирования изображения удельного сопротивления ствола скважины дают измерения угла падения пласта, а также удельного сопротивления и толщины слоев в мелком масштабе. Измерения, выполненные инструментом формирования изображения удельного сопротивления буровой скважины, калибруются с данными каротажного инструмента индукционного типа, который дает измерения, имеющие более низкое разрешение, чем инструмент формирования изображения удельного сопротивления скважины. Тензорная нефтефизическая модель определяет объем слоистого сланца и проводимость слоистого нефтеносного пласта из вертикальной и горизонтальной проводимостей, выведенных из данных каротажной диаграммы. Объем диспергированного сланца, а также полная и эффективная пористость ламинарной фракции нефтеносного пласта определяются с использованием подхода Thomas-Stieber Juhasz. Исключение проводимости ламинарного сланца и эффектов пористости упрощает проблему слоистого сланцеватого нефтеносного пласта до единой модели диспергированного сланцеватого нефтеносного пласта, к которому применимо уравнение Waxman-Smits.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

В дальнейшем изобретение поясняется описанием конкретных вариантов его воплощения со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:

фиг.1 изображает известный инструмент формирования изображения удельного сопротивления, подвешенный в буровой скважине;

фиг.2 изображает общую механическую схему известного инструмента формирования изображения;

фиг.2А изображает вид сверху электродной монтажной площадки для известного инструмента;

фиг.3 изображает пиктографический вид составной каротажной диаграммы, известной из уровня техники, полученной посредством объединения данных изображения удельного сопротивления, представленных в виде данных акустического изображения;

фиг.4 изображает блок-схему алгоритма способа согласно изобретению;

фиг.5 блок-схема алгоритма подпроцесса определения водонасыщенности из измеренных значений вертикального и горизонтального удельного сопротивления согласно изобретению;

фиг.6 изображает составляющие тензорной петрофизической модели (модели нефтеносного пласта) согласно изобретению.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ВОПЛОЩЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

На фиг.4 представлена блок-схема алгоритма способа, используемого в настоящем изобретении.

Один дополнительный вариант воплощения настоящего изобретения начинается с данных, собранных инструментом 102 формирования изображения удельного сопротивления буровой скважины, как описано в патенте США №5502686.

Следует отметить, что патент США является примером раскрытия прибора, который может использоваться для получения измерений удельного сопротивления буровой скважины. Для этого также может быть использован любой подходящий прибор.

Фиг.1 изображает инструмент 10 для формирования изображения, подвешенный в буровой скважине, который опускается через земные пласты 13 на подходящем кабеле 14, перекинутом через шкив 16, установленный на буровом станке 18. Согласно промышленному стандарту, кабель 14 содержит армирующую часть и семь проводников для передачи команд к инструменту и для приема данных обратно из инструмента, а также для подачи электропитания к инструменту. Инструмент 10 поднимается и опускается лебедкой 20. Электронный модуль 22, находящийся на поверхности 23 земли, передает рабочие команды вниз по скважине и принимает обратно цифровые данные, которые могут быть записаны на архивном носителе памяти любого требуемого типа для одновременной или последующей обработки. Для выполнения анализа данных в полевых условиях в реальном масштабе времени может быть использован процессор 24 данных, например подходящий компьютер, или записанные данные для последующей обработки могут посылаться в центр обработки, или могут использоваться оба способа.

На фиг.2 изображен схематически внешний вид унифицированной системы формирования изображения боковой стенки буровой скважины. Оно может быть использовано для получения данных, которые могут использоваться в дополнительном варианте воплощения настоящего изобретения. Инструмент 10, содержащий систему формирования изображения, включает четыре важных компонента: 1) резистивные матрицы 26; 2) электронные модули 28 и 38; 3) ячейка 30 для бурового раствора; и 4) кольцевой акустический скважинный телевизионный сканер 32. Все элементы установлены на оправке 34 хорошо известным способом. Внешний диаметр сборки составляет приблизительно 13,716 см (5.4 дюйма), и длина составляет приблизительно 1,524 м (5 футов). Модуль 36 ориентации, включающий магнитометр и инерционную направляющую систему, установлен над резистивными матрицами 26 и сканером 32 изображения. Верхняя часть 38 инструмента 10 содержит телеметрический модуль для осуществления выборки, преобразования в цифровую форму и передачи выборок данных от различных элементов вверх по стволу скважины к наземной электронике 22 стандартным способом. Предпочтительно, акустические данные преобразуются в цифровую форму, хотя в альтернативном варианте данные могут оставаться в аналоговой форме для передачи на поверхность, где они позже преобразуются в цифровую форму модулем 22.

На фиг.2, 2А показаны также три резистивных матрицы 26 (четвертая матрица не показана). Каждая матрица содержит электроды или кнопки 39, которые расположены на монтажной площадке 40, в четыре ряда по восемь электродов в каждом. Из конструктивных соображений соответственные ряды предпочтительно расположены в шахматном порядке, как показано на чертеже, чтобы улучшить пространственное разрешение. На фиг.2А показано меньше восьми кнопок. Для сборки диаметром 13,6525 см (5.375 дюймов) каждая монтажная площадка может быть шириной не более 10,16 см (4.0 дюйма). Контактные площадки поддерживаются выступающими фиксаторами 42. Гидравлические или пружинные кавернометро-рычажные приводы (не показаны) известного типа удлиняют монтажные площадки и электроды до упора о боковую стенку буровой скважины для измерений удельного сопротивления. Кроме того, выступающие рычаги 42 толщиномера обеспечивают действительное измерение диаметра ствола скважины, как хорошо известно из уровня техники. Используя мультиплексирование с разделением по времени, измеряют падение напряжения и ток между общим электродом инструмента и соответствующими электродами в каждой матрице, чтобы представить измерение удельного сопротивления (или обратной величины, электрической проводимости) боковой стенки как функцию азимута.

Акустическое устройство формирования изображения, которое формирует кольцевую систему 32 формирования изображения буровой скважины, обеспечивает 360° дискретизацию акустических данных коэффициента отражения боковой стенки, из которых может быть составлена каротажная диаграмма формирования акустического изображения или суммолента, чтобы обеспечить отображение визуализированных данных.

Матрица инструментов формирования изображения удельного сопротивления буровой скважины обязательно обеспечивает возможность дискретизации только по предварительно выбранному угловому сегменту боковой стенки скважины. Из этих данных можно составить и изобразить каротажную диаграмму формирования изображения сопротивления, состоящую из полосок данных, по одной полоске на матрицу, разделенных зазорами. Угловая ширина каждой полоски развертки данных равна 2 sin^-1{S/(2R)}, где S представляет собой ширину матрицы и R-радиус ствола скважины. Общие данные из двух устройств формирования изображения объединяются между собой при обработке данных, чтобы сформировать по существу бесшовное изображение, как показано на фиг.3. Объединение включает выравнивание динамического диапазона измерений удельного сопротивления относительно акустических измерений. Такой баланс является существенным для того, чтобы непрерывность изображаемых структурных элементов не искажалась при сканировании по изображенному сегменту удельного сопротивления между смежными акустическими сегментами.

Изображение на фиг.3 включает измерения из направленных датчиков, чтобы согласовать измерения удельного сопротивления по географическим координатам (Север, Восток, Юг, Запад) с изображением удельного сопротивления, "разворачиваемым" так, чтобы обеспечить плоское изображение цилиндрической поверхности буровой скважины. Специалистам должно быть понятно, что когда плоскость пересекает кольцевой цилиндр под углом, развернутое изображение плоскости может оказаться синусоидой. Изображение на фиг.3 показывает много таких синусоид, некоторые из которых соответствуют плоскостям напластования, а другие соответствуют разломам. Угол падения пласта и направление падения, соответствующие различным синусоидам, определяются в настоящем изобретении с использованием известных способов. Когда эти данные объединяются с измерениями из других каротажных диаграмм, например, гамма-лучевой или нейтронной каротажной диаграммы, могут быть идентифицированы дискретные слои различных литологий. Инструмент, использующий гамма-излучение, ЯРМ, плотностный каротаж или нейтронный каротаж, может быть использован для получения общего объема сланца. В частности, на большом полном интервале порядка нескольких метров или близко к этому может быть определен фракционный объем слоистого сланца, присутствующего в слоистом пласте, из акустического изображения, электрического изображения или удельного микросопротивления каротажного инструмента.

При плоских углах падения синусоиды имеют по существу нулевую амплитуду. В одном аспекте настоящего изобретения измерения удельного сопротивления усредняются по окружности и вертикально в пределах каждого идентифицированного слоя, чтобы дать среднее измерение удельного сопротивления для каждого слоя, идентифицированного выше. После этого подповерхностный пласт может быть охарактеризован рядом плоских слоев, каждый из которых имеет постоянное удельное сопротивление. При разрешающей способности кнопочно-электродного инструмента толщина этих слоев может находиться в диапазоне от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров.

Специалистам понятно, что когда границы залегания являются падающими, токи в электродах, особенно в направлениях падения, на монтажных площадках могут быть не ограниченными одним слоем и, следовательно, не представляют удельное сопротивление слоя в скважине. В одном аспекте изобретения усреднение, описанное выше, ограничивается электродами в направлении залегания пласта. Эти измерения более вероятно могли бы характеризовать истинное удельное сопротивление пласта на глубине измерения.

Измерения удельного сопротивления, полученные в процессе усреднения, соответствуют слоям, которые находятся вне разрешения инструментов электромагнитного индукционного каротажа или инструментов измерения удельного сопротивления методом распространения волн. Соответственно, измерения удельного сопротивления, полученные в данной точке, усреднены для получения значений удельного сопротивления в масштабе, который мог быть измерен инструментом индукционного каротажа. Это показано номером позиции 104 на фиг.4.

Как известно специалистам, тонко расслоенная последовательность слоев, имеющих различное удельное сопротивление, проявляет поперечную изотропию в большем масштабе, в котором длина электромагнитной волны намного больше толщины слоя. Это условие легко выполняется даже инструментами измерения удельного сопротивления методом распространения волн, которые работают, например, на частоте 2 МГц (с длиной волны λ=6 м); инструментами индукционного каротажа, которые работают на частотах порядка от 50 КГц до 200 КГц (длины волн еще больше). Для таких зондирующих частот слоистая среда характеризуется горизонтальным удельным сопротивлением R_h* и вертикальным удельным сопротивлением Rν*, которые определяются следующими выражениями:

и

где W_i - окно, используемое для усреднения удельных сопротивлений, Δh - шаг выборки глубины электродов и R_i - измеренное удельное сопротивление для заданной глубины.

В настоящем изобретении термины "горизонтальный" и "вертикальный" должны пониматься в условиях привязки к плоскостям напластования и осям анизотропии подповерхностных пластов, т.е., термин "горизонтальный" относится к параллели к плоскости напластования, а термин "вертикальный" относится к вертикали к плоскости напластования. Когда ствол скважины является наклонным к плоскости напластования, данные из модуля 36 ориентации на фиг.1 могут быть использованы для того, чтобы корректировать измерения удельного сопротивления, выполненные посредством инструмента формирования изображения удельного сопротивления, чтобы иметь измерения, параллельные и перпендикулярные к плоскостям напластования.

Специалистам понятно, что измерения удельного сопротивления, выполненные системой электродов монтажной площадки, могут быть ошибочными, и, в частности, для них может понадобиться масштабирующий множитель для данных. Когда данные собраны, их можно калибровать посредством соотнесения значений, полученных из уравнений (3) и (4), с данными инструмента индукционного каротажа или инструмента измерения удельного сопротивления методом распространения волн.

Как показано на фиг.5, инструмент индукционного каротажа или каротажа методом распространения волн используется для измерений 103 вертикального и горизонтального удельного сопротивления земных пластов. Например, в патенте США №5781436 раскрыт способ и устройство для выполнения измерений горизонтального и вертикального удельного сопротивления поперечно-изотропного пласта.

Способ, раскрытый в патенте США, содержит селективное пропускание переменного тока через катушки передатчика, размещенные в стволе скважины. Каждая из катушек передатчика имеет направление магнитного момента, отличное от направления магнитного момента других катушек передатчика. Переменный ток имеет первую и вторую частоту. Амплитуда на первой частоте имеет заданную зависимость от амплитуды на второй частоте. Зависимость соответствует первой и второй частотам. Способ включает селективный прием напряжений, индуцированных в катушке приемника, имеющей направление восприятия, в основном параллельное оси соответствующей катушки передатчика, через которую проходит переменный ток. Измеряется разность величин между составляющей принятого напряжения на первой частоте и составляющей напряжения на второй частоте и вычисляется проводимость из разности величин составляющих принятого напряжения на двух частотах. Патент цитируется только для примера выполнения индукционного прибора для получения горизонтального и вертикального удельных сопротивлений пласта. Существуют также другие способы получения характеристик подземного пласта.

Пример выполнения инструмента измерения удельного сопротивления методом распространения волн, предназначенного для выполнения измерений горизонтального и вертикального удельного сопротивления, описан в патенте США №5329448. В патенте раскрыт способ определения горизонтальной и вертикальной проводимости из прибора каротажа методом распространения волн. В способе предполагается, что угол Θ между осью ствола скважины и нормалью к плоскости напластования известен. Оценки проводимости получают двумя способами. Согласно первому способу измеряет ослабление амплитуды принятого сигнала между двумя приемниками и получают первую оценку проводимости из этого ослабления. Согласно второму способу измеряют разность фаз между принятыми сигналами в двух приемниках и выводят вторую оценку проводимости из этого сдвига фаз. Две оценки используются для того, чтобы дать начальную оценку модели проводимости, и на основании данной модели вычисляют ослабление и сдвиг фаз для двух приемников. Затем для уточнения модели исходной проводимости используют метод приближений, до тех пор, пока не будет получено хорошее согласование между выходными данными, получаемыми при использовании модели, и фактическим измеренным ослаблением и сдвигом фаз.

Затем горизонтальное и вертикальное удельные сопротивления, полученные на шаге 104, инвертируют на шаге 106 для получения слоистой модели удельных сопротивлений. В патенте США №5854991 раскрыт способ для инверсии измерений поперечного электромагнитного индукционного каротажа скважин. В американской патентной заявке №09/052462 раскрыт способ инверсии данных из инструментов измерения удельного сопротивления методом распространения волн, а также раскрыта неоднозначность в инверсии измерений удельного сопротивления и способ для решения этой неоднозначности.

В способе инверсии, раскрытом в патенте 5854991, формируют модель распределения горизонтальной и вертикальной проводимостей из сигналов индукции, полученных посредством инструмента с использованием двухчастотного переменного тока. Модель формируют посредством вычисления исходной сценки распределения проводимости и посредством аксиального инвертирования оценки относительно измерений, выполненных инструментом с использованием одночастотного переменного тока. К измерениям, выполненным инструментом с использованием одночастотного переменного тока, применяют коррекцию уступа пласта. Оценку радиального распределения проводимостей получают из скорректированных в плечах индукционных сигналов, полученных с использованием одночастотного переменного тока. Двухмерная модель строится из распределения проводимости, из аксиального распределения и из оценки радиального распределения. В одном из вариантов воплощения настоящего изобретения исходная модель изобретения основывается по меньшей мере частично на данных, собранных посредством инструмента 105 формирования изображения удельного сопротивления. В частности, в то время как инструмент формирования изображения удельного сопротивления требует нормирования для коррекции измерения удельного сопротивления, границы слоя, определенные инструментом формирования изображения удельного сопротивления, служат хорошей исходной точкой для слоев, используемых при инверсии данных инструмента поперечного индукционного каротажа. В другом варианте воплощения настоящего изобретения исходные слои для модели могут быть определены из других каротажных инструментов с высоким разрешением, типа Laterolog™ или даже гамма-лучевого каротажа. Измерения усредненного удельного сопротивления, например, по глубине слоя могут быть использованы для определения первоначальной модели.

Двухчастотные индукционные сигналы корректируются для устранения эффектов от близости ствола скважины с использованием двухчастотных объемных откликов, вычисленных с использованием двухмерной модели. Затем скорректированные двухчастотные сигналы аксиально инвертируются для формирования двухмерной модели. Используя скорректированные двухчастотные сигналы вместо принятых сигналов, все предыдущие шаги повторяют до тех пор, пока разности между скорректированными двухчастотными индукционными сигналами из последовательных приближений шагов не станут ниже заданного порога. Двухмерная модель, существующая в момент, когда процесс останавливается, становится конечной двухмерной моделью.

Как только выполнена инверсия, полученные из этих данных горизонтальное и вертикальное удельные сопротивления анализируют, используя петрофизическую модель 108. В одном варианте воплощения изобретения значения вертикального и горизонтального удельного сопротивления, полученные таким образом, соотносятся с содержанием флюидов и фракционным объемом поровых пространств в подповерхностных слоях с помощью уравнений, таких как выведенное из модели водонасыщенности Patchett-Herrick для сланцеватых нефтеносных пластов:

дающих горизонтальное удельное сопротивление в (не сланцевых) формированиях. Параметр F*_sd,h в уравнении (5) представляет коэффициент удельного сопротивления пласта для горизонтального удельного сопротивления, а параметр B·Qν является коэффициентом, относящимся к удельному сопротивлению "диспергированного" сланца (сланца, размещенного в поровых пространствах скальной породы пласта). Параметр V _sh представляет фракционный объем слоев сланца в пределах земного пласта, представляющего интерес ("слоистый объем сланца"). Другие члены уравнения представляют те же самые величины, что и описанные в уровне техники (см., например, J.G.Patchetl, "Introduction Section III, Model Evaluation", SPWLA Shaly Sand Reprint Volume, Society of Professional Well Log Analysts, Houston, TX, 1982, и М.Н.Waxman и соавт., "Electrical Conductivities in Oil Bearing Shaly Sands", SPE Journal, том 8, № 2, стр. 107-122, Инженерное нефтяное общество Richardson TX, 1968. Пористость может быть определена посредством любого из ряда хорошо известных измерений, таких как измерение времени акустического пробега, нейтронной пористости, объемной плотности или комбинации этих известных измерений. Описанные измерения пористости служат лишь в качестве примеров измерений пористости и никоим образом не ограничивают заявленное изобретение.

Точно так же для вертикального удельного сопротивления, Rt_ver, выражение, соотносящее вертикальное удельное сопротивление с водонасыщенностью S _w, имеет вид:

Заметим, что уравнение (5) записано скорее в форме, относящейся к проводимости (величина, обратная удельному сопротивлению), чем в форме, относящейся к удельному сопротивлению, поскольку, как известно, сигнал, измеряемый инструментом индукционного каротажа, в котором вихревые токи индуцируются в основном вдоль слоя, перпендикулярного к стенке буровой скважины, связан по величине с суммой проводимостей отдельных слоев. Концептуально, можно провести аналогию с токами, текущими через набор резисторов, соединенных параллельно. Наоборот, уравнение (6) выражено в терминах удельного сопротивления, потому что там, где вихревые токи индуцируются в перпендикулярном направлении к слоям, действие расслоения на величину индукционного сигнала подобно прохождению электрического тока через набор резисторов, соединенных последовательно. Такое влияние слоистого сланца скальной породы пласта на измерения удельного сопротивления описано, например, в работе J.D.Klein и совт., "The Petrophysics of Electrically Anisotropic Reservoirs", The Log Analyst, May-June 1997, Society of Professional Well Log Analysts, Houston, TX.

В одном варианте воплощения изобретения было определено, что какими бы ни были значения удельного сопротивления в "горизонтальном" и "вертикальном" направлениях, водонасыщенность S _w должна быть равна любому из определенных значений из измерений вертикального или горизонтального удельного сопротивления. Может быть установлен ряд зависимостей, где упрощенная переменная А_w может быть определена как:

и эти выражения в терминах проводимости в слоях (не сланцевой) C_t представляют собой:

где λ _sh представляет "коэффициент анизотропии", связывающий вертикальную и горизонтальную проводимости (или удельные сопротивления) в одном и том же пласте.

Выражения в уравнениях (8) и (9) могут быть преобразованы в полиномиальное выражение второго порядка для A_w:

где следует отметить, что значение проводимости (или удельное сопротивление) сланца, C_sh, отсутствует. Уравнение (9) можно легко решить для S_w, чтобы обеспечить вычисление водонасыщенности (и ее дополнения, насыщенности углеводородов) в несланцевых слоях, что не требует явного определения удельного сопротивления (или проводимости) сланцевых слоев в пласте земли, представляющей интерес. Члены C_t в уравнении (9) представляют полную проводимость (удельную электропроводность обоих частей сланца и скальной породы пластов, представляющих интерес).

Фиг.5 изображает блок-схему алгоритма подпроцесса для определения водонасыщенности согласно одному варианту воплощения изобретения, с использованием модели Patchett-Herrick. Используя каротажный инструмент такого типа, как раскрыт в патенте США 5781436, выполняют измерения в стволе скважины. Каротажный инструмент выполняет измерения индукционных сигналов вдоль и перпендикулярно оси инструмента, а также сигналов с перекрестными составляющими. Как описано выше, эти измерения обрабатывают, чтобы получить "горизонтальное" и "вертикальное" удельное сопротивление 220 на каждой глубине в буровой скважине. На шаге 240 осуществляют измерение удельного сопротивления R_w реликтовых вод. Используя значения R_w и измеренного значения 230 пористости φ и V_sh, на шаге 260 определяют величины В и Qν, используя зависимость Juhasz. Эти значения вместе со значениями φ обеспечивают возможность определения параметров F_horz и F_vert, используя уравнения Waxman-Smit и Patcher-Herrick. Эти значения подставляют в уравнение (9) наряду с измеренными значениями R_horz и R_vert и принятым коэффициентом 210 анизотропии λ _sh и решают, чтобы найти значение А_w на шаге 250. Подставляя значение A_w в уравнение (5) наряду со значениями В, Qν и R_w, на шаге 270 получают водонасыщенность S _w.

В другом варианте воплощения изобретения используется ортогональная тензорная модель, основанная на электрической анизотропии (R_v/R_h), вместо модели, которая основана на общих скалярных моделях с параллельной проводимостью. Тензорная модель легко реализуется для изотропных и анизотропных сланцев с изотропной нефтеносной породой. Для решения задачи для анизотропной нефтеносной породы и сланца объем слоистого сланца должен быть определен из некоторой внешней модели, типа Tomas - Stieber или данных отображения каротажных диаграмм. Истинная пористость слоистой нефтеносной породы должна также быть выведена из модели Tomas - Stieber (1975), и она является существенной для правильного определения характеристики слоистого пласта. Чтобы оценить слоистую составляющую нефтеносного пласта, тензорная модель использует уравнение Waxman-Smits, a чтобы вывести параметр Qν из фракции диспергированной глины, связанной водой, используется уравнение Hill, Shirley и Klein (1979). Конечный результат этой двухступенчатой тензорной модели удельного сопротивления согласуется со скалярной моделью, первоначально предложенной Patchett и Herrick. Однако следует отметить, что в этой модели составляющая удельного сопротивления слоистого нефтеносного пласта выводится непосредственно из тензорной модели и неявно связана с правильным объемом слоистого сланца.

На фиг.6 показан слоистый пласт 300, содержащий слои нефтеносного пласта 301 и слои сланца 302. Для представления полной структуры пласта показан только один нефтеносный слой и один слой сланца. Нефтеносный слой может дополнительно содержать чистую нефтеносную породу 303а, типа песка Арчи, имеющую плохой сорт (то есть песок с различными размерами зерен), тонкую нефтеносную слоистую породу 303б, которая включает слои песка хорошего сорта с различием размеров зерен между отдельными слоями, и диспергированный сланцеватый песок 303в, имеющий диспергированный сланец.

Электрическая анизотропия является прямым результатом измеренного объема слоистого сланца и проводимости или варьируемой водонасыщенности в пределах нефтеносной породы (как установлено предшествующими исследователями). В случае тонко расслоенных пластов тензорная модель является объемно-правильной и обеспечивает более точное описание слоистой составляющей пласта посредством прямого определения проводимости как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях.

Используемая тензорная модель прежде всего концентрирует внимание на определении свойств слоистого пласта и на вычислении насыщенности углеводородами во включенных слоях нефтеносного пласта. Присутствие углеводородов в сланцах (скальные породы), которое могло бы приводить к анизотропии, не рассматривается. Модель предполагает макроскопическую анизотропию, поскольку размер плоскости отслоения - меньше, чем вертикальное разрешение измерения. В общем случае также рассматривается истинная анизотропия в пределах отдельной плоскости отслоения пласта. Тензорная модель является двумерной, и рассматривается только "вертикальная" анизотропия. Плоскости отслоения или залегания предполагаются являющимися горизонтально или "поперечно" изотропными.

Тензорная модель воплощается двухступенчатым процессом. Первый шаг анализа обеспечивает возможность разъединения объема слоистого сланца, удельных сопротивлений плоскости отслоения и свойств слоистого пласта, включая пористость, объем диспергированной глины, Qν и т.д. Определение насыщенности выполняется на втором шаге, чтобы обеспечить возможность применения различных наборов предположений или моделей к данным.

Исходным шагом анализа является простое вычисление фракционного объема слоистого сланца V_sh-1 и фракционного объема слоистого пласта, выраженного как N/G=1-V _sh-1, в слоистом сланце-пласте. Все проводимости слоистого пласта и фракционные объемы определяются в этой точке и используются в качестве вводимых данных для вычисления насыщенности. На втором шаге анализа вычисляют насыщенность углеводородами слоистой составляющей пласта. Свойства пласта могут быть описаны как для чистого однородного песка Арчи (1942), так и для диспергированного сланцевого песка, используя уравнение Waxman-Smits (1968). Комбинация этих результатов двухступенчатого анализа приводит к надежному определению тензорной модели удельного сопротивления слоистого пласта и определению насыщенности из уравнения Waxman-Smits, используя истинную пористость слоистого пласта, как предложено Palchett и Herrick (1982).

В тензорной нефтефизической модели используются следующие обозначения:

Уравнения для двух составляющих проводимости в горизонтальном и вертикальном направлениях

и

Связанные члены для песка и сланца в уравнениях (12)-(13) отделяются для того, чтобы выделить главные составляющие, представляющие интерес.

Коэффициент макроскопической анизотропии равен

с

Прямое моделирование получается из нормированных параметров посредством определения безразмерных параметров анизотропии: λ, λ _sd, λ _sh.

Нормированные проводимости пласта песка равны

и нормированный коэффициент анизотропии равен

ОБЪЕМ ЛАМИНАРНОГО СЛАНЦА И ПРОВОДИМОСТЬ ПЛАСТА ПЕСКА

Как отмечалось выше, первым шагом в использовании тензорной петрофизической модели является определение объема ламинарного сланца и проводимости пласта песка из измеренных данных анизотропии и полной проводимости в горизонтальном и вертикальном направлениях, С_t,h и C_t,ν. Проводимости пласта песка и сланца как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях (C_sd,h, C_sd,ν и C_sh,h, C_sh,ν ) вычисляются из этих данных. Дополнительно должны быть выведены объемные параметры пласта песка и сланца, V_sh и N/G. Рассматриваются три случая в зависимости от имеющихся данных и какой-либо дополнительной информации о свойствах пласта песка и сланца.

Случай А. Сланец и песок - оба являются анизотропными. Чтобы вывести проводимости песка как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях (C_sd,h, C_sd,ν ) из проводимостей составного пласта, C_t,h, C_t,ν , определяются две проводимости сланца (C_sh,h , C_sh,ν ) из данных каротажной диаграммы в интервале, характерном для сланца, например сфокусированном удельном сопротивлении, и/или гальваническом инструменте с кнопочными электродами, и содержание слоистого сланца V_sh-1 из дополнительных входных данных типа Tomas-Stieber. Имея эти дополнительные параметры пласта, проводимости песка могут быть вычислены как

и

Случай Б. Сланец является анизотропным, а песок изотропным. Проводимость песка C_sd и содержание слоистого сланца V_sh-1 могут быть вычислены из составных проводимостей пласта, C_t,h и C_t,ν , с учетом двух проводимостей сланца, C_sh,h и C_sh,ν :

где

и

В уравнении (21) выбирают знак "+", если C _sd<C_sh,ν , и выбирают знак "-", если C_sd>C _sh,ν . Величина C^а_sd определяется как "кажущаяся проводимость песка". Если сланец изотропен, C_sh,h=C_sh,ν , тогда проводимость идентична истинной проводимости пласта песка. Член ΔС является коррекцией для анизотропного сланца. Для изотропного сланца, в котором C_sh,h=C_sh,ν , величина ΔС становится нулевой. Содержание слоистого сланца может быть вычислено, используя

или

Случай В. И песок, и сланец изотропны. В этом случае возможны два решения в зависимости от того какая информация имеется априорно. В первом решении проводимость сланца C_sh,ν предполагается, в то время как во втором решении объем V_sh-1 слоистого сланца определяется из независимого источника, такого как модель Tomas - Stieber, или из данных формирования изображения удельного сопротивления. Содержание слоистого сланца вычисляется из уравнения (24), в то время как проводимость пласта песка получается из уравнения

Проводимости пласта песка и сланца вычисляются из входного объема слоистого сланца из следующих уравнений:

и

Вторым шагом в применении тензорной модели является анализ составляющей слоистого пласта песка. Водонасыщенность слоистого песка является функцией от "истинной" пористости слоистого песка, электрических свойств и проводимости слоистого пласта песка, и она может быть вычислена, используя различные опубликованные зависимости или другие модели, такие как модель эффективной среды или электрической эффективности. В данной модели уравнение Waxman-Smits применяется для количественной коррекции проводимости диспергированной глины в пласте песка. Это уравнение упрощается до уравнения Арчи, когда диспергированная глина отсутствует.

Внутренние электрические свойства анизотропной составляющей песка, коэффициент пласта (m*) и показатель степени насыщенности (n*) являются функцией направления измерения и результирующих профилей насыщенности. Показатель степени насыщенности не является постоянным по всему диапазону водонасыщенности. Уравнения Waxman-Smits для горизонтального и вертикального направления следующие:

Предполагается, что водонасыщенности различных слоев напластования песка изменяются или что объемы пласта песка содержат две различных насыщенности. В предпочтительном варианте воплощения настоящего изобретения насыщенности и относительные объемы песка предполагаются постоянными, также предполагаются постоянными показатель степени вертикальной и горизонтальной "цементации" и насыщенности. Водонасыщенность для изотропного песка выражается уравнением

Величина Qν (Qνdisp.sd) слоистой фракции пласта песка может быть определена из уравнения Hill, Shirley, Klein (1979) или уравнения Juhasz (1986), приведенного здесь, в котором С_о является концентрацией NaCl пластовых вод в граммах на литр или же kppm.

"Истинная" пористость слоистого пласта песка может быть выведена из полной пористости, используя данные о плотности из каротажной диаграммы плотности или ЯМР каротажной диаграммы и методику, изложенную Thomas Slicher (1975) и продемонстрированную Juhasz (1981):

где

Описание было направлено на предпочтительные варианты воплощения, но возможны различные модификации. Могут использоваться либо инструменты на проводной линии связи, либо инструменты в среде скважинных исследований в процессе бурения (MWD). Измерения анизотропии, описанные выше со ссылкой на инструмент индукционного каротажа, могут быть получены с использованием измерения удельного сопротивления методом распространения волн.

Формула изобретения

1. Способ определения насыщенности флюидом подповерхностного пласта, содержащего нефтеносный песчаный пласт и сланец, окружающие буровую скважину, заключающийся в том, что погружают электромагнитный каротажный инструмент в ствол скважины и используют по меньшей мере один передатчик и один приемник в инструменте для получения горизонтального и вертикального удельного сопротивления пласта, получают значение полной пористости пласта, фракционного объема сланца в пласте, и удельного сопротивления сланца в пласте, осуществляют обработку полученных данных для получения вертикального и горизонтального удельного сопротивления пласта, используют петрофизическую исходную модель для получения из вертикального и горизонтального удельных сопротивлений, из величины полной пористости, из фракционного объема сланца и из удельного сопротивления сланца объема ламинарного (слоистого) сланца и проводимости ламинарного (слоистого) нефтеносного песчаного пласта, определяют из проводимости ламинарного (слоистого) нефтеносного песчаного пласта водонасыщенность ламинарного (слоистого) нефтеносного песчаного пласта.

2. Способ по п.1, в котором исходная модель включает слоистый изотропный сланец и ламинарный (слоистый) нефтеносный песчаный пласт, который представляет собой по меньшей мере один пласт из либо чистого нефтеносного песчаного пласта, либо нефтеносного песчаного пласта, имеющего включения диспергированного в нем сланца.

3. Способ по п.1, в котором дополнительно определяют по меньшей мере один параметр, выбранный из группы, состоящей из пористости нефтеносного песчаного пласта и фракционного объема диспергированного сланца.

4. Способ по п.1, в котором используют электромагнитный каротажный инструмент, содержащий по меньшей мере один передатчик для индуцирования электромагнитного поля в пласте, и по меньшей мере один приемник для приема сигнала, характеризующего индуцированное электромагнитное поле, причем указанные по меньшей мере один передатчик и по меньшей мере один приемник содержат катушки, ориентированные во взаимно ортогональных направлениях.

5. Способ по п.1, в котором полную пористость получают при использовании по меньшей мере одного из следующих приборов: инструмент плотности каротажа, инструмент ядерно-магнитного резонанса, инструмент акустического каротажа и инструмент нейтронного каротажа.

6. Способ по п.1, в котором фракционный объем сланца в пласте получают при использовании по меньшей мере из одного из следующих средств: гамма лучевого каротажного инструмента, инструмента ядерно-магнитного резонанса, инструмента плотностного каротажа, инструмента нейтронного каротажа, акустического изображения ствола скважины, электрического изображения ствола скважины, и микроэлектрического каротажного инструмента.

7. Способ по п.1, в котором удельное сопротивление сланца в пласте получают с использованием одного из следующих средств локального инструмента удельного сопротивления, гальванического инструмента, имеющего электроды-кнопки.

8. Способ по п.1, в котором для получения вертикального и горизонтального удельного сопротивления пласта дополнительно используют нефтефизическую модель.

9. Способ по п.8, в котором для получения требуемого параметра дополнительно используют уравнение Waxman Smits для горизонтального и вертикального направлений

и

где Swt_sd - общее водонасыщение ламинарного нефтеносного песчаного пласта;

а*, m*, n* - коэффициенты коррекции Арчи для глины;

анизотропный нефтеносный песчаный пласт указан с индексами (h, v);

Rw - сопротивление воды;

Qv_{disp, sd} - катионообменная емкость на единицу объема поры (meq cm^-3) диспергированной глины;

Ф_{CBWdisp, sd} - пористость фракции связанной воды с диспергированной глиной;

В - эквивалент ионной проводимости глинообменных катионов;

Swb_disp, _sd - насыщенность связывающей воды во фракции диспергированной глины.

10. Способ по п.1, в котором каротажный инструмент выбирают из группы, состоящей из гальванического инструмента, электромагнитного индукционного инструмента и инструмента измерения удельного сопротивления методом распространения электромагнитных волн.

11. Способ по п.1, в котором дополнительно используют датчик на каротажном инструменте для получения ориентации инструмента относительно подповерхностных пластов и используют определенную ориентацию при получении горизонтального удельного сопротивления и вертикального удельного сопротивления.

12. Способ по п.1, в котором дополнительно выполняют инверсию полученных вертикального и горизонтального удельных сопротивлений пласта.

13. Способ по п.12, в котором для выполнения инверсии составляют модель, включающую множество слоев, каждый из которых имеет толщину, горизонтальное удельное сопротивление и вертикальное удельное сопротивление, и итеративно обновляют модель, основанную на разности между выходными данными, полученными на основе модели, и полученными горизонтальным и вертикальным удельными сопротивлениями.

14. Способ по п.13, в котором дополнительно осуществляют погружение инструмента формирования изображения удельного сопротивления в ствол скважины и используют его измерения для составления исходной модели.

15. Способ по п.13, в котором при выполнении инверсии дополнительно осуществляют коррекцию плеч.

16. Способ по п.14, в котором при составлении исходной модели дополнительно усредняют измерения из инструмента формирования изображения удельного сопротивления по глубине интервала дискретизации.

17. Способ по п.14, в котором измерения из каротажного инструмента удельного сопротивления ограничивают теми, которые находятся вблизи направления залегания подповерхностного пласта.

18. Способ по п.12, в котором при выполнении инверсии дополнительно получают более чем одно возможное решение инверсии и разрешение неоднозначности в нем.

19. Способ определения насыщенности углеводородами земного пласта, содержащего слои сланца, перемежающиеся со слоями скальной породы, заключающийся в том, что определяют вертикальное удельное сопротивление земного пласта, определяют горизонтальное удельное сопротивление земного пласта, определяют пористость слоев скальной породы, используют петрофизическую исходную модель для получения объема ламинарного (слоистого) сланца и проводимости ламинарного (слоистого) нефтеносного песчаного пласта, определяют из проводимости ламинарного (слоистого) нефтеносного песчаного пласта насыщенность углеводородами ламинарного (слоистого) нефтеносного песчаного пласта, не зависящую от удельного сопротивления слоев сланца.

20. Способ по п.19, в котором слои скальной породы включают диспергированный сланец в поровых пространствах в породе, а насыщенность углеводородами вычисляют, используя зависимость, которая учитывает диспергированный сланец.

21. Способ по п.20, в котором используют модель, содержащую модель Paichett-Herrick

22. Способ по п.19, в котором для измерения вертикального и горизонтального удельного сопротивления осуществляют измерение индукционных сигналов вдоль оси ствола скважины, пробуренной через земные пласты, измерение индукционных сигналов перпендикулярно оси ствола скважины, измерение индукционных сигналов с перекрестными составляющими, и определение вертикального и горизонтального удельных сопротивлений, используя индукционные сигналы, измеренные вдоль и перпендикулярно оси, а также сигналы с перекрестными составляющими.

РИСУНКИ