Способ определения положения пласта по результатам многокомпонентного индукционного каротажа в горизонтальной скважине
Изобретение относится к исследованиям горных пород в горизонтальной скважине с помощью прибора многокомпонентного каротажа и предназначено для определения положения соседнего слоя относительно скважины и расстояния от скважины до границы между двумя слоями пород или до границы между текучими средами. Сущность: в заданном слое горной породы в буровую скважину, продольная ось которой по существу параллельна границе указанного слоя, вводят каротажный прибор. Проводят несколько многокомпонентных измерений удельного электрического сопротивления, результаты которых характеризуют искомый параметр. Результаты многокомпонентных измерений обрабатывают и на их основе определяют искомый параметр. Изобретение позволяет поддерживать направление бурения строго в соответствии с заранее заданной траекторией или в процессе всего бурения скважины сохранять постоянным расстояние от ствола скважины до границы между средами, в частности до границы между нефтью и водой. 25 з.п.ф-лы, 19 ил.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к исследованиям горных пород в скважинах на основе удельного электрического сопротивления. Изобретение, в частности, относится к способам использования возбуждаемой из нескольких точек индукции и результатов измерений, получаемых с помощью многокомпонентных индукционных приборов, для управления параметрами бурения, определения местоположения продуктивных пластов и изучения толщ горных пород в необсаженных скважинах, в том числе содержащих анизотропные породы.
Уровень техники
Каротажные приборы, принцип действия которых основан на электромагнитной индукции и распространении волн, нашли широкое применение для определения электрических свойств толщ, или пластов, горных пород, через которые проходит ствол буровой скважины. С помощью этих приборов получают результаты измерений кажущегося удельного электрического сопротивления (или проводимости) пласта, которые при их должной интерпретации правдоподобно отражают петрофизические свойства вмещающей породы и содержащихся в ней флюидов.
Физические принципы методов каротажа сопротивления, основанного на электромагнитной индукции, описаны, например, в работе H.G.Doll, Introduction to Induction Logging and Application to Logging of Wells Drilled with Oil-Based Mud, Journal of Petroleum Technology, том 1, стр.148, Society of Petroleum Engineers, Richardson, Тех. (1949). После выхода в свет этой статьи было предложено множество решений по усовершенствованию и модернизации приборов индукционного каротажа сопротивления. В качестве примера таких решений можно назвать, например, патент US 4837517, патент US 5157605, выданный на имя Chandler и др. и патент US 5452761, выданный на имя Beard и Др.
В качестве примера типичного прибора, предназначенного для измерения удельного электрического сопротивления пород, можно назвать каротажный прибор военного назначения для измерения электромагнитной индукции, описанный в патенте US 5452761, выданном на имя Beard и др. Описанный в этом патенте прибор индукционного каротажа содержит несколько приемных катушек, расположенных на разном расстоянии по оси от генераторной катушки. Через генераторную катушку пропускается переменный ток, который индуцирует электромагнитные поля в подземных пластах. Под действием электромагнитной индукции переменных электромагнитных полей в приемных катушках наводятся измеряемые соответствующим способом напряжения. При непрерывной записи напряжений получаются кривые, называемые диаграммами индукционного каротажа. Индукционные приборы с большим количеством приемных катушек обычно называют многокомпонентными индукционными приборами. Каждый ряд приемных катушек вместе с генераторной катушкой называется группой. Многокомпонентный индукционный прибор состоит по существу из большого количества отдельных групп и накапливает измерения со всех этих групп.
Напряжения, индуцированные в более отдаленных по оси приемных катушках, обусловлены электромагнитной индукцией в большом объеме пласта, расположенного вокруг измерительного прибора, а напряжения, индуцированные в ближайших по оси приемных катушках, обусловлены индукцией пласта в непосредственной близости от прибора. Поэтому разные приемные катушки регистрируют границу продуктивного слоя, на которую прилегающие слои оказывают разное влияние. Удаленные приемные катушки регистрируют границу продуктивного слоя на большем расстоянии, чем более близкие к оси приемные катушки ближнего диапазона. Поэтому прилегающие слои оказывают большее влияние на диаграммы индукционного каротажа, полученные с помощью дальних приемных катушек, чем на диаграммы, полученные с помощью более близких к оси приемных катушек. Диаграммы индукционного каротажа всех приемных катушек образуют эталонную диаграмму.
При проведении исследований в слоях, оси которых расположены не перпендикулярно оси прибора, и изменении проводимости окружающей среды в азимутальном направлении, измерение индуктивного напряжения может дать искаженную информацию о проводимости пласта. Один из способов коррекции такого рода ошибок описан, например, в патенте US 5774360, выданном на имя Xiao и Zhou. Этот способ требует в качестве предварительной информации знание относительного угла наклона скважины. Относительный угол наклона скважины является углом между осью ствола скважины и нормалью к плоскости напластования. При наклонных слоях пласта относительный угол наклона скважины обычно не известен даже при известном отклонении оси скважины. В патенте US 6049209, выданном на имя Xiao и Geldmacher, предлагается другой способ коррекции, который был также разработан для интерпретации диаграммы индукционного каротажа при наличии относительного наклона и анизотропии пласта. По этому способу в качестве предварительной информации необходимо знать относительный угол наклона скважины и коэффициент анизотропии. Коэффициент анизотропии представляет собой отношение удельной проводимости пласта в направлении, перпендикулярном к направлению напластования, к удельной проводимости в направлении, параллельном направлению напластованию.
Современная геофизическая аппаратура, предназначенная для измерения в скважинах удельного электрического сопротивления пластов методом электромагнитной индукции, обладает определенным ограничением, заключающимся в том, что она состоит из генераторных и приемных катушек с обмотками, выполненными таким образом, что магнитные моменты катушек по существу параллельны только оси прибора. Магнитное поле, генерируемое генераторной катушкой, индуцирует вихревые токи и в подземных пластах, и в известных индукционных приборах. Такие вихревые токи наводятся по преимуществу в перпендикулярных к оси прибора цепях подземного пласта. В свою очередь вихревые токи индуцируют напряжение и в приемных катушках, которое зависит от величины тока. Однако некоторые пласты состоят из тонких слоев электропроводящих материалов, чередующихся с тонкими слоями по существу непроводящих материалов. Реакция (отклик или выход) скважинного прибора, предназначенного для измерения удельного электрического сопротивления пластов методом электромагнитной индукции, существенно зависит от проводимости проводящих слоев пласта, по существу параллельных вихревым токам. Слои по существу непроводящих материалов незначительно влияют на выход прибора, и их наличие обычно скрыто содержащимися в пласте слоями из проводящих материалов. Однако именно непроводящие слои, в которых обычно содержатся углеводороды, и представляют наибольший интерес для исследования. Поэтому при анализе диаграммы геофизических исследований скважины, полученной с помощью известной скважинной аппаратуры, предназначенной для определения удельного электрического сопротивления пластов путем измерения электромагнитной индукции, не всегда удается обнаружить месторождения углеводородов, которые в принципе могут представлять определенный коммерческий интерес.
В патенте US 5999883, выданном на имя Gupta и др. ("патент Gupta"), который в полном объеме включен в настоящее описание в качестве ссылки, описан способ определения горизонтальной и вертикальной проводимости анизотропных подземных пластов. По этому способу измеряют электромагнитную индукцию, генерируемую в пласте индукционными генераторами, ориентированными вдоль трех взаимно ортогональных осей. Одна из взаимно ортогональных осей направлена по существу параллельно оси скважинного прибора. Электромагнитную индукцию измеряют с помощью первых приемников, магнитный момент каждого из которых направлен параллельно одной из ортогональных осей, и вторых приемников, магнитный момент каждого из которых направлен перпендикулярно одной из ортогональных осей, которая также направлена перпендикулярно оси прибора. Относительный угол поворота перпендикуляра к одной из ортогональных осей вычисляют по сигналам приемника, измеренным перпендикулярно оси прибора. Промежуточный тензор измерений вычисляют поворотом амплитуд сигналов приемника на отрицательный угол поворота. После поворота амплитуд вычисляют относительный угол наклона одной из ортогональных осей, параллельной оси инструмента, к направлению вертикальной проводимости. Повернутые амплитуды повернуты на отрицательный угол наклона. Горизонтальную проводимость пласта вычисляют по амплитудам сигналов приемника после второго поворота. После второго поворота по амплитудам сигналов приемника вычисляют также параметр анизотропии пласта. По горизонтальной проводимости и параметру анизотропии пласта вычисляют его вертикальную проводимость.
Одновременно вычисляют и поправки, связанные с влиянием на результаты измерений прилегающих слоев, расположенных выше и ниже прибора, которые вносят в полученные при измерениях данные. Способы коррекции данных, полученных с помощью известных каротажных приборов, хорошо известны.
Например, в патенте US 5446654, выданном на имя Chemali, предлагается способ преобразования полученной в результате каротажа скважины диаграммы зависимости сопротивления от глубины скважины в похожую на прямоугольник кривую, позволяющую обнаружить местонахождение границ раздела соседних слоев и определить необходимое число итераций с использованием коэффициента коррекции. Скорректированную прямоугольную диаграмму получают с использованием соответствующего коэффициента коррекции для каждой глубины скважины. При каждом вычислении учитывают влияние всех слоев пласта, расположенных в зоне наблюдения на определенной глубине, а для слоев, расположенных вне этой зоны, для уменьшения объема вычислений используют единственное множество параметров. Такой способ позволяет получить диаграммы каротажа сопротивления пласта, по существу не зависящую от влияния соседних слоев.
В патенте US 5867806, выданном на имя Strickland и др., влияние прилегающих слоев на LWD диаграмму каротажа сопротивления корректируют с помощью инверсии. По этому способу выбирают одну или несколько контрольных глубин для одного или нескольких мест каждого множества исследуемых слоев пласта. После этого для получения оценки удельного электрического сопротивления слоев определяют удельное сопротивление каждого слоя только на выбранных ранее контрольных глубинах. Затем, используя текущую оценку удельного электрического сопротивления слоев, вычисляют значение модели каротажной диаграммы для каждой контрольной глубины. После этого по моделируемой на компьютере каротажной диаграмме вычисляют для каждой контрольной глубины истинную каротажную диаграмму и по разнице между истинными и моделированными значениями на контрольных глубинах корректируют удельные сопротивления каждого слоя. Такую процедуру повторяют итеративно несколько раз до тех пор, пока моделируемая каротажная диаграмма не будет в достаточной степени совпадать на контрольных глубинах с истинной диаграммой.
Электрически анизотропные продуктивные пласты часто встречаются при разведке месторождений нефти и газа. Для точной оценки содержания углеводородов в получаемых при разработке таких пластов нефтепродуктах и их оптимальной добычи очень важно точно определить их электрические свойства. Например, в пластах слоистого песчано-глинистого сланца или песка с различными распределениями размеров частиц, вертикальное удельное сопротивление, перпендикулярное слою, позволяет точнее определить содержание в них углеводородов, чем горизонтальное удельное сопротивление, параллельное слою. Однако, в результатах измерений, полученных с помощью известного индукционного прибора, у которого моменты обмоток генератора и приемников ориентированы перпендикулярно пласту, преобладает горизонтальное удельное сопротивление. Поэтому основанная на этих данных петрофизическая оценка многослойного песчаного пласта может либо дать ошибочное представление о наличии в нем углеводородов, либо недооценить его продуктивность.
Относительный угол наклона пласта является решающим критерием для правильной и точной интерпретации данных, полученных с помощью нового многокомпонентного индукционного прибора. Этот прибор содержит три взаимно ортогональные группы генераторов и приемников. Такая конфигурация прибора позволяет определить одновременно горизонтальное и вертикальное удельное сопротивление анизотропных пластов при бурении вертикальных, наклонных (искривленных) и горизонтальных скважин. Более ранний вариант такого прибора описан в патенте US 6147496, выданном на имя Beard и др., который включен в настоящее описание в качестве ссылки. Имеющиеся в этом приборе генераторы индуцируют токи во всех трех пространственных направлениях, а приемники измеряют соответствующие компоненты (Нxx, Нyy, Hzz) отклика пласта на индуцируемое в нем магнитное поле. В этих обозначениях компонент первый индекс показывает направление оси генератора, а второй - направление оси приемника. Например, компонента Hzz представляет собой отклик пласта на магнитное поле, наведенное в нем генераторной катушкой с осью z, и измеренное приемной катушкой, ось которой также направлена по оси z. Направление оси z параллельно оси скважины. Кроме того, такой прибор измеряет все другие компоненты отклика пласта на индуцируемое в нем магнитное поле, то есть компоненты Нху, Hxz, Hyx, Hyz, Hzx и Hzy.
Сигналы, принятые катушками (Нхх, Нyy и Hzz) основного приемника, используются для определения и горизонтального и вертикального удельного электрического сопротивления пласта. Достигается это путем инверсной обработки данных. Инверсная обработка автоматически подгоняет параметры пласта оптимизацией по методу наименьших квадратов таким образом, чтобы измеренные данные соответствовали вычисленным. Необходимыми входами для такой процедуры являются точные данные об относительном наклоне и относительном азимуте пласта. Эти данные можно вычислить при использовании, помимо основных сигналов (Нхх, Нyy и Hzz), данных о поперечных компонентах.
Известные индукционные приборы, содержащие только коаксиальные обмотки приемника и генератора, не обладают азимутальной чувствительностью. Поэтому при их использовании в горизонтальной скважине полученные данные не содержат никакой информации относительно направления пласта. На основании только этих данных невозможно определить расположение исследуемого слоя по высоте относительно скважины. Поэтому необходимо получить соответствующие данные о направлении пласта. Такие данные, позволяющие определить направление пласта, можно получить с помощью нового многокомпонентного индукционного инструмента при использовании для анализа некоторых или всех поперечных компонент.
Многокомпонентные приборы, предназначенные для измерения удельного электрического сопротивления, можно также использовать для каротажа и прохождения анизотропных продуктивных пластов. Пример такого прибора, предназначенного для измерения удельного электрического сопротивления и анализа анизотропных продуктивных пластов, описан в патенте правопреемника по настоящей заявке US RE35386, выданном на имя Wu и др., который в полном объеме включен в настоящую заявку в качестве ссылки. В этом патенте описан способ определения границ между слоями пласта в процессе направленного бурения, позволяющий проводить бурение таким образом, чтобы бурильная колонна всегда проходила через выбранный слой пласта. По этому способу сначала бурят соседнюю скважину, которую используют для определения изменения удельного электрического сопротивления пласта по глубине. Полученные данные об удельном сопротивлении затем моделируют для получения каротажной диаграммы, характеризующей отклик (выход) прибора при измерении удельного электрического сопротивления исследуемого пласта по существу в горизонтальном направлении. Затем бурят направленную, в частности горизонтальную, скважину и в процессе бурения в реальном масштабе времени измеряют удельное сопротивление пласта, которое после сравнения с моделируемым горизонтальным удельным электрическим сопротивлением, используют для определения положения буровой штанги и, следовательно, буровой скважины, расположенной по существу в горизонтальном пласте. Полученные данные можно использовать для коррекции направления бурения и регулирования положения буровой штанги в выбранном пласте. Удельное сопротивление по этому способу в патенте, выданном на имя Wu, определяют с помощью известного электромагнитного (ЭМ) высокочастотного прибора, предназначенного для измерения удельного электрического сопротивления. Результаты измерений, полученные с помощью высокочастотного ЭМ прибора, не содержат никакой информации о направлении бурения.
Таким образом, в настоящее время существует необходимость в разработке способа каротажа в анизотропных породах, позволяющего определять отклонение направления скважины относительно напластования. Такой способ должен обеспечить возможность получения информации о направлении и должен быть пригодным для каротажа и прохождения продуктивных пластов. Настоящее изобретение решает эту задачу.
Краткое изложение сущности изобретения
В настоящем изобретении предлагается способ определения в скважине, проходящей в заданном слое слоистой толщи горных пород по существу параллельно границе слоя, параметра, выбранного из группы, включающей положение соседнего слоя относительно скважины и расстояние от скважины до границы между двумя слоями пород или до границы между текучими средами. В соответствии с предлагаемым способом в заданном слое горной породы в буровую скважину, продольная ось которой по существу параллельна границе указанного слоя, вводят каротажный прибор. Затем проводят несколько многокомпонентных измерений удельного электрического сопротивления, результаты которых характеризует искомый параметр. Результаты многокомпонентных измерений обрабатывают и на их основе определяют искомый параметр.
Каротажный прибор можно вводить в скважину либо на каротажном кабеле, либо на буровой колонне. Значения удельного электрического сопротивления можно получать также из ранее пробуренной скважины.
В предпочтительном варианте изобретения проводят измерения основных компонент, при этом оси обмоток располагаются либо параллельно, либо перпендикулярно (ортогонально) оси прибора. В других вариантах изобретения для измерений могут использоваться обмотки, оси которых расположены с наклоном к оси каротажного прибора под другими углами, или измерения можно проводить через кожух антенны с множеством щелей. В обоих случаях для определения основных компонент необходимо выполнить достаточное число независимых измерений.
По ранее полученным данным удельного электрического сопротивления задают геологическую модель толщи горных пород (пласта). Используя эту модель и результаты измерений прибора, вдоль намечаемой траектории скважины прогнозируют ожидаемые значения многокомпонентных измерений сопротивления. Получаемую разность фактических результатов измерений и результатов на выходе модели можно использовать для изменения направления бурения. В одном варианте изобретения расстояние до границы слоя или пласта определяют с использованием индикатора расстояния. Индикатор расстояния представляет собой комбинацию результатов многокомпонентных измерений. Такой индикатор расстояния можно использовать при управлении ведением бурового инструмента через коллектор таким образом, чтобы скважина проходила на заданном расстоянии от границы раздела флюидов, в частности, водонефтяного контакта.
Краткое описание чертежей
На перечисленных ниже чертежах, которые позволяют лучше понять существо настоящего изобретения и на которых одни и те же элементы обозначены одними и теми же номерами, показано:
на фиг.1 - принципиальная схема нового прибора многокомпонентного индукционного каротажа 3DEX;
на фиг.2 - две модели горизонтальных пластов;
на фиг.3 - графики значений пяти компонент измеряемого отклика пласта на воздействие радиочастотного магнитного поля частоты 20 кГц в случае типового турбидитового пласта с шестислойной анизотропной структурой;
на фиг.4 - графики значений пяти компонент измеряемого отклика пласта на воздействие радиочастотного магнитного поля частоты 20 кГц для пласта с шестислойной изотропной структурой;
на фиг.5 - графики, аналогичные показанным на фиг.4, значений пяти компонент измеряемого отклика пласта на воздействие радиочастотного магнитного поля частоты 20 кГц для пласта с другими удельными сопротивлениями первого слоя;
на фиг.6 - графики, аналогичные показанным на фиг.4, значений пяти компонент измеряемого отклика пласта на воздействие радиочастотного магнитного поля частоты 20 кГц для пласта с другими удельными сопротивлениями шестого слоя;
на фиг.7 - графики значений пяти компонент измеряемого отклика пласта на воздействие радиочастотного магнитного поля частоты 20 кГц для пласта с трехслойной кусочно-линейной структурой;
на фиг.8 - графики значений пяти компонент измеряемого отклика пласта на воздействие радиочастотного магнитного поля частоты 20 кГц для пласта с толстым промежуточным слоем с высоким удельным электрическим сопротивлением, расположенным между двумя проводящими слоями;
на фиг.9 - графики значений пяти компонент измеряемого отклика пласта на воздействие радиочастотного магнитного поля частоты 20 кГц для пласта с толстым проводящим слоем, расположенным между двумя слоями с высоким сопротивлением;
на фиг.10 - графики значений пяти компонент измеряемого отклика пласта на воздействие радиочастотного магнитного поля частоты 200 кГц при повороте предназначенного для осуществления предлагаемого в изобретении способа прибора на 180 градусов внутри второго слоя (см. фиг.4) горизонтальной скважины;
на фиг.11 - графики значений пяти компонент измеряемого отклика пласта на воздействие радиочастотного магнитного поля частоты 20 кГц при повороте прибора на 180 градусов внутри второго слоя (см. фиг.4) горизонтальной скважины;
на фиг.12 - принципиальная схема прибора многокомпонентного индукционного каротажа 3DEX, предназначенного для управления параметрами бурения вертикальных скважин предлагаемым в изобретении способом;
на фиг.13а - график зависимости от глубины каротажа удельного электрического сопротивления модели пласта с разделенным на три интервала анизотропным слоем;
на фиг.13б - значения Нхх и Hzz отклика пласта на воздействие магнитного поля в изотропных и анизотропном слоях (см. фиг.13а);
на фиг.14 - принципиальная схема прибора многокомпонентного индукционного каротажа, предназначенного для управления параметрами бурения горизонтальных скважин предлагаемым в изобретении способом;
на фиг.15 - схема расположения прибора в наклонной скважине;
на фиг.16 - блок-схема, иллюстрирующая несколько вариантов возможного осуществления предлагаемого в изобретении способа;
на фиг.17 - график индикатора расстояния для примера модели на частоте 20 кГц;
на фиг.18 - график индикатора расстояния для примера модели на частоте 55 кГц;
на фиг.19а, 19б - схемы прибора с выполненной в кожухе щелевой антенной или наклонными обмотками, предназначенного для управления параметрами бурения предлагаемым в изобретении способом.
Предпочтительные варианты выполнения изобретения
На фиг.1 показана конфигурация генераторной и приемной обмоток предпочтительного варианта выполнения индукционного каротажного прибора 3DExplorerТМ (3DEX) фирмы Baker Huges. Принципиальная схема построения такого каротажного прибора описана в упомянутом выше в качестве ссылки патенте на имя Gupta. Такой прибор имеет три расположенных определенным образом взаимно ортогональных генератора 101, 103, и 105, обозначенных Тх, Ту и Tz. Генераторы возбуждают магнитные поля в трех пространственных направлениях. Индексы (х, у, z) соответствуют ортогональной системе координат, заданной направлениями нормалей к осям генераторов. Ось z проходит вдоль продольной оси прибора, а взаимно перпендикулярные оси х и у лежат в плоскости, перпендикулярной оси прибора. Генераторам 101, 103 и 105 соответствуют обозначенные на схеме Rx, Rz и Ry приемники 111, 113 и 115, расположенные в показанном на фиг.1 порядке на осях ортогональной системы, заданной нормалями генераторов. Приемники Rx, Ry и Rz предназначены для измерения соответствующих компонент Нхх, Hzz и Нуу отклика пласта на индуцируемое в нем магнитное поле. В обозначениях этих компонент первый индекс показывает направление оси генератора, а второй показывает направление оси приемника. Приемники Ry и Rz, кроме того, измеряют две поперечные компоненты Нху и Hxz отклика пласта на индуцируемое в нем генератором Тх (101) магнитное поле. В этом варианте изобретения прибор может работать и на одной частоте, и на нескольких частотах. Следует отметить, что показанный на фиг.1 прибор с ортогональными обмотками и одной из осей, параллельной оси прибора, лишь иллюстрирует возможное выполнение изобретения. Изменение дополнительных компонент возможно. В приборе, предназначенном для осуществления предлагаемого в изобретении способа, обмотки можно расположить под углом, отличающимся от 0° или 90°; кроме того, оси обмоток не обязательно должны быть ортогональными; однако при «повороте» или «проецировании» результатов измерений на три ортогональные оси предлагаемый в изобретении способ по существу никак не меняется.
Предназначенный для осуществления предлагаемого в изобретении способа прибор можно также использовать для измерений на разных частотах и/или при разных расстояниях от генератора до приемника.
В качестве примера чувствительности прибора 3DEX к направлению для модели горизонтальных пластов, показанной на фиг.2, можно привести таблицу 1, в которой указаны табулированные значения реакции прибора.
| Таблица 1 | ||
| Компоненты магнитного поля, А/м | Вариант 1 | Вариант 2 |
| Нхх | 8,86777008Е-04 | 8,86777008Е-04 |
| Нху | -1,99889226Е-04 | -1,99889226Е-04 |
| Hxz | 2,45139177Е-04 | -2,45139207Е-04 |
| Нуу | 1,11758942Е-03 | 1,11758942Е-03 |
| Нух | 1,99889240Е-04 | 1,99889240Е-04 |
| Hyz | -1,41531185Е-04 | 1,41531200Е-04 |
| Hzz | 1,16889027Е-03 | 1,16889027Е-03 |
Показанная на фиг.2 модель относится к двум вариантам трехслойного пласта, обозначенным как вариант 1 и вариант 2. В обоих вариантах средние слои 213 и 223 имеют толщину, равную 1 м, горизонтальное удельное 25 сопротивление (Rh), равное 4 Ом·м и вертикальное удельное сопротивление (Rv), равное 10 Ом·м. В варианте 1 Rh и Rv равны 1 Ом·м в верхнем слое 211 и 2 Ом·м в нижнем слое 215. Удельные сопротивления Rh и Rv в варианте 2 отличаются от варианта 1, и равны 2 Ом·м в верхнем слое 221 и 1 Ом·м в нижнем слое 225. В обоих случаях относительный наклон скважины равен 90 градусов (горизонтальная скважина), а азимутальный угол равен 30 градусам. В схеме, показанной на фиг.15, направление Tz перпендикулярно плоскости страницы, направление Тх (1501) образует угол в 30° к вертикали, а направление Ту (1502) образует угол 60° к вертикали.
В таблице 1 приведены значения магнитных полей для прибора 3DEX, расположенного в середине центрального слоя. Эти значения пересчитаны (нормализованы) на единицу момента генератора-приемника при частоте возбуждения, равной 20 кГц. Нормализованные значения магнитного поля имеют размерность А/м. Полученные результаты показывают, что в горизонтальной скважине компоненты Нхх, Hzz и Нуу отклика пласта нечувствительны к направлению, а компоненты Нху и Hxz (указанные в таблице 1 жирным шрифтом) чувствительны. По этому признаку специалист всегда сможет определить расположение слоя относительно оси скважины и использовать эту информацию для определения направления бурения.
На фиг.3 показаны графики для типичного случая (вариант 3) многослойного пласта с завуалированной анизотропией. Показанные на фиг.3 графики относятся к пласту, который имеет следующую структуру (литологию): глинистый сланец, толстый слой песка, за которым слой с уменьшающимся удельным электрическим сопротивлением и электрически анизотропный слой глинистого сланца и песка. Удельные сопротивления такого многослойного пласта приведены в таблице 2.
| Таблица 2 | |||
| Удельное сопротивление слоя | Глубина верхней границы, фут | Rh, Ом·м | Rv, Ом·м |
| 1 | -10 | 0,6 | 0,6 |
| 2 | 0 | 12 | 12 |
| 3 | 10 | 6 | 6 |
| 4 | 12 | 3 | 3 |
| 5 | 14 | 1,5 | 5 |
| 6 | 24 | 0,8 | 0,8 |
Следует отметить, что на фиг.3-9 не показана реакция прибора при его перемещении в скважине, поскольку все эти случаи относятся к горизонтальной скважине. На этих графиках показан отклик прибора, расположенного в определенном положении внутри горизонтальной (или значительно отклоненной от вертикали) скважины на разных расстояниях от поверхности слоя с максимальным удельным электрическим сопротивлением (см. кривую обозначенную «Слой»). Приведенные графики относятся к шести слоям пласта, которые, кроме пятого, по своему удельному сопротивлению являются изотропными. Анизотропный пятый слой (на глубине от 15 до 25 футов) имеет сопротивление Rh, равное 1,5 Ом·м, и сопротивление Rv, равное 5 Ом·м. Прибор работает на разных частотах. На графиках показана реакция прибора только на частоте 20 кГц. В мощных пластах, границы которых удалены от прибора более чем на 5 футов, компонента Hxz=0 (301). Компонента Hxz начинает чувствовать границу пласта или слоя только при расстоянии от границы до прибора в пределах 5 футов. При перемещении прибора из области низкого удельного электрического сопротивления в область высокого удельного электрического сопротивления, компонента Hxz становится отрицательной (303). Аналогичным образом при перемещении прибора из области высокого удельного электрического сопротивления в область низкого удельного электрического сопротивления компонента Hxz становится положительной (305 и 307). График изменения компоненты Hzz имеет положительный прогиб в изотропном (пятом) слое пласта (310) и намного больший прогиб при нахождении прибора в шестом изотропном слое пласта (312).
Интересно сравнить графики, показанные для варианта 3 на фиг.3, с графиками для варианта 4, показанными на фиг.4. Графики, приведенные на фиг.4, относятся к пласту, все слои которого, включая пятый слой, по своему удельному сопротивлению являются изотропными. Удельные сопротивления этого пласта приведены в таблице 3. Особый интерес представляет сравнение величин, выделенных в таблице жирным шрифтом.
| Таблица 3 | |||
| Удельное сопротивление слоя | Глубина верхней границы, футы | Rh, Ом·м | Rv, Ом·м |
| 1 | -10 | 0,6 | 0,6 |
| 2 | 0 | 12 | 12 |
| 3 | 10 | 6 | 6 |
| 4 | 12 | 3 | 3 |
| 5 | 14 | 1,5 | 1,5 |
| 6 | 24 | 0,8 | 0,8 |
В пятом слое 4-го варианта пласта сопротивления Rh и Rv равны 1, 5 Ом·м. График компоненты Hxz на фиг.4 не отличается заметно от показанного на фиг.3 графика компоненты Hxz и на входе и на выходе из изотропного пятого слоя. Однако значения компоненты Hzz существенно отличаются при пересечении прибором границы между четвертым и пятым слоями. Сравнение кривой (310), показанной на фиг.3, с кривой (410), показанной на фиг.4, свидетельствует о том, что анизотропия снижает компоненту Hzz.
Показанные на фиг.5 графики относятся к пласту, структура которого имеет одно единственное отличие от пласта варианта 4 (см. фиг.4). Горизонтальная и вертикальная удельные проводимости этого пласта на первом уровне глубины равны 2 Ом·м (фиг.5), тогда как в варианте 4 они равны 0,6 Ом·м. Удельные сопротивления имеющего такую структуру пласта приведены в таблице 4.
| Таблица 4 | |||
| Удельное сопротивление слоя | Глубина верхней границы, фут | Rh, Ом·м | Rv, Ом·м |
| 1 | -10 | 2 | 2 |
| 2 | 0 | 12 | 12 |
| 3 | 10 | 6 | 6 |
| 4 | 12 | 3 | 3 |
| 5 | 14 | 1,5 | 1,5 |
| 6 | 24 | 0,8 | 0,8 |
Приведенные на фиг.5 графики, которые относятся к имеющему такую структуру пласту, новой структуре породы, отличаются меньшей разницей удельного электрического сопротивления первого и второго слоев и меньшим по сравнению с кривой (403), показанной на фиг.4, прогибом компоненты Hxz при переходе от первого слоя к второму слою (кривая 503). Амплитуда отрицательного прогиба Hzz (511) меньше прогиба кривой (411), показанной на фиг.4.
На фиг.6 показаны кривые, которые имеют только одно отличие от кривых, показанных на фиг.4. Удельные сопротивления Rh и Rv пласта, к которому относятся кривые, показанные на фиг.6, на шестом по глубине уровне равны 2 Ом·м, в отличие от 0,8 Ом·м пласта, удельные сопротивления которого показаны на фиг.4. Удельные сопротивления пласта с такой структурой слоев приведены в таблице 5.
| Таблица 5 | |||
| Удельное сопротивление слоя | Глубина верхней границы, фут | Rh, Ом·м | Rv, Ом·м |
| 1 | -10 | 0,6 | 0,6 |
| 2 | 0 | 12 | 12 |
| 3 | 10 | 6 | 6 |
| 4 | 12 | 3 | 3 |
| 5 | 14 | 1,5 | 1,5 |
| 6 | 24 | 2 | 2 |
Если пятый слой пласта, удельные сопротивления которого показаны на фиг.4, имеет большее удельное сопротивление, чем шестой слой, то шестой слой пласта, удельные сопротивления которого показаны на фиг.6, обладает большим удельным электрическим сопротивлением во всех направлениях, чем пятый слой. Прогиб компоненты Hxz (кривая 607) после пересечения границы слоев отличается по направлению от прогиба кривой такой же компоненты (кривая 407), показанной на фиг.4. При перемещении прибора от пятого уровня глубины к шестому прогиб компоненты Hzz также отличается по направлению от прогиба компоненты, также показанной на фиг.4 (кривая 410).
На фиг.7 показаны графики кусочно-линейного изменения удельного электрического сопротивления пласта на глубине от 0 до 10 футов между слоем с относительно низким удельным электрическим сопротивлением (1 Ом·м) и относительно высоким удельным электрическим сопротивлением (11 Ом·м). Удельные сопротивления пласта с такой структурой приведены в таблице 6.
| Таблица 6 | |||
| Удельное сопротивление слоя | Глубина верхней границы, фут | Rh, Ом·м | Rv, Ом·м |
| 1 | -10 | 1 | 1 |
| 2 | 0 | Кусочно-линейное изменение удельного электрического сопротивления | Кусочно-линейное изменение удельного электрического сопротивления |
| 3 | 10 | 11 | 11 |
По всей глубине пласта его удельное сопротивление является изотропным. Прогиб компоненты Hxz зависит от профиля проводимости. В начале переходной зоны компонента Hxz (кривая 703) имеет большой прогиб, обусловленный большим наклоном профиля проводимости (величины, обратной сопротивлению). В конце переходной зоны наклон кривой проводимости меньше, и поэтому по прогибу компоненты Hxz (кривая 705) нельзя судить о переходе в третий слой пласта. Во всем диапазоне глубин сопротивление пласта увеличивается, и прогиб кривой имеет отрицательное значение.
Показанные на фиг.8 кривые относятся к толстому слою с высоким сопротивлением, расположенному между двумя проводящими слоями. В таком пласте сверху находится глинистый сланец, в середине - толстый слой песка с большим сопротивлением, а под ним - снова глинистый сланец. Удельные сопротивления имеющего такую структуру пласта приведены в таблице 7.
| Таблица 7 | |||
| Удельное сопротивление слоя | Глубина верхней границы, фут | Rh, Ом·м | Rv, Ом·м |
| 1 | -10 | 1 | 1 |
| 2 | 0 | 10 | 10 |
| 3 | 10 | 1 | 1 |
Компонента Hxz (кривая 801) имеет отрицательный прогиб на граничной глубине, равной 0 футов, и амплитуду того же порядка, что и соответствующая кривая, показанная на фиг.3. При перемещении прибора через слой с низким сопротивлением на границе между слоями на глубине 25 футов прогиб компоненты Hxz (кривая 803) становится положительным. Кривая компоненты Hxz по существу аналогична соответствующей кривой, показанной на фиг.4.
На фиг.9 показаны удельные сопротивления другого пласта, в котором слой с низким сопротивлением расположен между двумя слоями с высоким удельным электрическим сопротивлением. Удельные сопротивления пласта с такой структурой приведены в таблице 8.
| Таблица 8 | |||
| Удельное сопротивление слоя | Глубина верхней границы, фут | Rh, Ом·м | Rv, Ом·м |
| 1 | -10 | 10 | 10 |
| 2 | 0 | 1 | 1 |
| 3 | 10 | 10 | 10 |
Кривая (901) компоненты Hxz имеет положительный прогиб на границе слоев, начиная с которой удельное сопротивление пласта уменьшается, и отрицательный прогиб (кривая 903), который начинается там, где с увеличением глубины пласта его сопротивление начинает увеличиваться.
На фиг.10 и 11 показаны графики изменения сопротивления пласта, полученные путем измерения на воздействие магнитного поля реакции прибора, расположенного в горизонтальной скважине по центру в средней точке (на глубине 5 футов) второго слоя пласта, компоненты удельного электрического сопротивления которого показаны на фиг.4. Удельное сопротивление горизонтального пласта выше середины отличается от удельного электрического сопротивления пласта ниже середины, что сказывается на магнитной реакции прибора. Расположенный на фиксированной глубине прибор поворачивают относительно продольной оси на 180° при изменении угла наклона передней поверхности режущего инструмента буровой штанги. При этом прибор работает на частоте 200 кГц. При горизонтальном расположении прибора компонента Hzz (кривая 1001) при повороте прибора не меняется. Компоненты Нуу (кривая 1003) и Нхх (кривая 1005) при изменении угла наклона передней поверхности режущего инструмента буровой штанги меняются относительно среднего значения поворота прибора. Нетрудно заметить, что средние значения компонент Нуу и Нхх являются постоянными величинами и не зависят от поворота прибора. При этом, однако, наклон головки прибора, его положение и тип пласта влияют на результаты измерений. Угловой период синусоидального изменения в азимуте компонент Нуу и Нхх равен половине полного угла поворота (180°). Точно так же меняются и компоненты Hxz (кривая 1007) и Hyz (кривая 1009), но период их изменения равен 360° и совпадает с углом полного поворота прибора.
Показанные на фиг.11 графики относятся к той же структуре пласта, что и графики, показанные на фиг.10, за исключением того, что эти графики были получены при работе прибора на частоте 20 кГц. Характер изменения всех компонент сопротивления пласта аналогичен показанному на фиг.10. Компоненты Нуу (кривая 1103) и Нхх (кривая 1105) имеют период, равный 180°. С другой стороны, период изменения компонент Hxz (кривая 1107) и Hyz (кривая 1109) равен 360° и совпадает с углом полного поворота прибора. На частоте 20 кГц амплитуда выходного сигнала меньше, чем амплитуда соответствующего выходного сигнала на частоте 200 кГц. Кроме того, на фиг.11 показано, что амплитуды компонент Нуу (кривая 1103) и Нхх (кривая 1105) больше амплитуды компоненты Hzz (кривая 1001).
На фиг.12 показана схема прибора многокомпонентного индукционного каротажа 3DEX, расположенного в вертикальной скважине. Толща горных пород, или пласт, состоит из нескольких горизонтальных слоев, начиная от слоя песка (1220) с высоким удельным электрическим сопротивлением (большое значение R1) и кончая слоем глинистого сланца (1222) с низким удельным электрическим сопротивлением (низкое значение R1). Для простоты на фиг.12 показаны только две генераторные обмотки. Верхняя обмотка (1201) создает магнитное поле (1211) в плоскости, содержащей вертикальную прямую. Компоненты отклика пласта, обозначенные Нхх или Нуу, являются функцией сопротивления Rh или Rv. Нижняя обмотка (1203) создает магнитное поле (1213) только в горизонтальной плоскости. Компонента Hzz отклика пласта зависит только от сопротивления Rh.
На фиг.13а показаны кривые 1301а и 1301b горизонтального и вертикального удельного электрического сопротивления модели пласта. Модельный пласт имеет три анизотропных слоя, обозначенных 1303, 1305 и 1307, в которых вертикальное удельное сопротивление Rv больше горизонтального удельного электрического сопротивления Rh. На фиг.13б показано кажущееся удельное сопротивление для компоненты Нхх (кривая 1311) отклика анизотропного слоя модели пласта, показанной на фиг.13а. Кроме того, на фиг.13б показано кажущееся удельное сопротивление для компоненты Нхх (кривая 1313) отклика изотропного слоя модели пласта. Удельное сопротивление компоненты Hzz (кривая 1315) отклика изотропного слоя модели пласта, такое же, как и у анизотропного слоя модели. На основании приведенных на фиг.13б данных можно сделать следующие выводы относительно удельного электрического сопротивления анизотропного пласта вертикальной скважины. Компонента Hzz (кривая 1315) отклика пласта прибора не зависит от его анизотропии, а компоненты Нхх (кривые 1311 и 1313) зависят от нее. Компонента Нхх отклика пласта ослабляется его анизотропией. Кривые компоненты Нxx имеют достаточно сложный вид и могут даже менять знаки, что говорит о существенном изменении удельной проводимости пласта. На границе слоев в кривых компоненты Нхх наблюдаются пики.
На фиг.14 показана схема прибора многокомпонентного индукционного каротажа горизонтальной формы, предназначенного для управления параметрами бурения горизонтальных скважин предлагаемым в изобретении способом. Положение приемников и генераторов остается фиксированным по отношению к оси прибора. Результаты измерений, полученные с помощью прибора для многокомпонентных измерений горизонтальной формы, зависят от степени анизотропии породы, расположения прибора и угла его поворота относительно продольной оси. Из всех компонент реакции прибора только компонента Hzz не зависит от угла поворота прибора. В горизонтальном приборе среднее значение компонент 0,5·(Нхх+Нуу) не зависит от угла поворота прибора. Величины компонент Hzz и 0,5·(Нхх+Нуу) зависят от свойств пласта и положения прибора, и поэтому их можно использовать для определения расстояния между границами слоев и для управления параметрами бурения предлагаемым в настоящем изобретении способом.
Предлагаемый в настоящем изобретении способ можно использовать с данными, полученными каротажным прибором, перемещаемым в скважине на талевом канате, а также с данными, полученными при исследовании скважин в процессе бурения с помощью аппаратуры (MWD), перемещаемой в скважине элементами буровой установки, например буровой штангой или трубами, намотанными в бухты. В частности, при использовании аппаратуры MWD полученные данные о направлении движения аппаратуры можно использовать для выбора направления бурения и сохранения положения прибора в скважине относительно слоев проходимого пласта, расположенных вокруг скважины.
На фиг.15 показана скважина 1426 (расположенная под углом к горизонту), направление которой меняется от вертикального до по существу горизонтального в месте нахождения продуктивного пласта (то есть пласта 1417, в котором находятся углеводороды). Направление бурения показано стрелкой 1428, а вращение буровой штанги 1414 показано стрелкой 1430. На фиг.15 также показаны непористые пласты 1416 и 1418. Для простоты обмотки антенн на чертеже не показаны. Для выбора продуктивной зоны можно использовать информацию, полученную при анализе пробуренной ранее скважины (не показана), или другую геологическую информацию. В патенте, выданном на имя Wu, говорится о том, каким образом для получения подробной информации относительно удельного электрического сопротивления подземных пластов, особенно в окрестностях продуктивной зоны, можно использовать данные, полученные на пробуренной ранее скважине. Моделируемая реакция прибора, получаемая по описанному в этом патенте способу, отличается от реакции, получаемой предлагаемым в изобретении способом, которая содержит и вертикальную, и горизонтальную составляющие удельного электрического сопротивления пласта, определяемого по нескольким компонентам магнитного поля; модель, описанная в патенте на имя Wu, содержит только одно удельное сопротивление для каждого слоя, а моделируемая реакция является реакцией прибора (MPR), определяющего изменение удельного электрического сопротивления только в зависимости от глубины. Сравнивая моделируемую реакцию прибора и результаты фактических измерений, выполненных непосредственно в скважине, оператор всегда может выбрать и/или скорректировать направление бурения так, чтобы буровая штанга всегда находилась строго в определенном месте пласта. На фиг.15 показан специальный случай, когда угол 9 между направлением продольной оси скважины и нормалью к слоям составляет 90°. Примеры моделирования такого бурения показаны на фиг.3-11 и на фиг.13.
Иллюстрацией предлагаемого в изобретении способа служит блок-схема, показанная на фиг.16. Планируемая траектория 1502 скважины заложена в память процессора (не показан), расположенного либо на поверхности земли, либо в скважине. На основе предыдущих измерений удельного электрического сопротивления получают априорную геологическую модель 1504 пласта вдоль планируемой траектории, и, используя известную реакцию 1506 прибора, определяют выход модели 1508. Одновременно в реальном времени получают данные 1512 о реальной траектории буровой штанги. Эти данные можно получить с помощью соответствующего навигационного прибора, предпочтительно прибора, описанного в выданном на имя Estes патенте US 6347282 (правопреемник по которому является правопреемником и по настоящему изобретению, и содержание которого в полном объеме включено в настоящее описание в качестве ссылки). Результаты реальных измерений удельного электрического сопротивления, выполненных с помощью прибора 1514 3DEX, сравниваются компаратором 1516 с выходом модели, и на основе дальнейшего анализа данных анализатором 1522 блок регулирования 1524 корректирует направление бурения. При анализе данных учитывают фактическое и необходимое положения буровой штанги в продуктивной зоне. Существует несколько способов такого анализа (см. ниже). На основе результатов изменений в направлении бурения в блоке 1520 корректируют данные модели пласта и траекторию буровой штанги. Для коррекции можно использовать результаты (1518) других измерений в реальном времени, таких как полученные с помощью каротажных приборов, которые лучше описывают реальные условия пласта и могут отличаться от априорной модели 1504 пласта.
Особенно важным параметром при выборе направления бурения в обнаруженном месторождении является расстояние от буровой штанги (ствола скважины) до выбранной границы раздела двух сред. В качестве примера можно назвать ситуацию, в которой необходимо выдерживать определенное расстояние от буровой штанги (ствола скважины) до границы раздела двух сред флюида, представляющего, в частности, пласт, состоящий из газа и нефти или нефти и воды. В одном из вариантов изобретения это вычисленное в блоке 1510 расстояние используют для соответствующего регулирования направления бурения. Границей раздела двух сред может также служить и граница соответствующего слоя пласта.
Как уже было отмечено выше, результаты некоторых измерений не зависят от поворота. К таким измерениям относятся измерения величин Hzz, Hxx+Нуу и величины 
. Для определения положения прибора и сравнения данных измерений с данными, полученными при анализе модели, можно использовать также метод инверсии.
Величина отклика пласта на индуцируемое в нем магнитное поле имеет максимальное значение на границе между слоями и уменьшается по мере удаления от нее. Увеличение этой величины обусловлено приближением прибора к границе между слоями, что позволяет использовать эту зависимость в качестве показателя расстояния между стволом скважины и следующим слоем пласта. Прибор, в котором ось Х-генератора направлена в сторону увеличения глубины, позволяет определить границу слоя по компоненте Hxz. При этом, однако, компонента Hyz будет равна нулю. При повороте прибора и наклоне X-генератора к направлению увеличения глубины под углом ϕ, измеренные компоненты отклика пласта на воздействие магнитного поля можно повернуть в направлении увеличения глубины в соответствии с формулой Н'xz=Нxzcos(φ)-Нyzsin(φ). Результаты моделирования показывают, что при перемещении прибора из области высокого удельного электрического сопротивления в область низкого удельного электрического сопротивления компонента Hxz меняет полярность на противоположную ее полярности при перемещении прибора из области низкого удельного электрического сопротивления в область высокого удельного электрического сопротивления. Таким образом, зная полярность и изменения амплитуды Hxz и имея заранее информацию о структуре пласта, всегда можно определить, приближается ли прибор к границе между слоями сверху или снизу от представляющего интерес слоя пласта.
Используя измеренные компоненты отклика пласта на воздействие магнитного поля, можно вычислить целевую функцию, чувствительную к представляющему интерес параметру пласта, например, к расстоянию от ствола скважины до границы продуктивного слоя при горизонтальном бурении. Примером целевой функции является функция:
В формуле (1) индексы l, k являются целыми величинами. Параметры α, β, r и s являются постоянными величинами. Индексы р и q характеризуют направление соответствующих компонент отклика пласта (то есть оси x, у, z). Очевидно, что указанная выше функция не исключает возможности использования и других функций компонент отклика пласта на воздействие магнитного поля. Существует много других функций, которые можно построить в зависимости от исследуемых физических параметров. В этих функциях отклик пласта на воздействие магнитного поля можно представить в виде комплексных или действительных величин и/или в виде его квадратичных компонент. Кроме того, в таких формулах для вычисления интересующих параметров в явной или неявной форме можно использовать ряды Тейлора или Маклорена. Следует указать, что с помощью этих формул можно также обрабатывать и данные, полученные с помощью приборов, определяющих изменение удельного электрического сопротивления пласта по его глубине. Примером функции g() может служить натуральный скалярный логарифм "-20log(x)", обычно используемый для вычисления ослабления в децибелах и фазы в радианах. Следует указать, что такая функция является просто иллюстрирующим изобретение примером и не ограничивает существа и объема изобретения. В зависимости от чувствительности приборов индукционного типа или приборов, перемещающихся в исследуемом пласте, к изменению представляющих интерес параметров слоя в качестве целевых функций можно использовать и другие функции.
Характерным примером целевой функции является функция
В этой целевой функции используются квадратичные значения каждой компоненты отклика пласта на воздействие магнитного поля. Преимущество этой функции, значение которой лежит в пределах от нуля до единицы, заключается в том, что она не зависит от угла поворота прибора и использует результаты различных измерений после их нормализации. Такая функция существенным образом зависит от расстояния d от расположенного в стволе скважины прибора до границы слоя, и поэтому может быть использована для построения индикатора расстояния. В качестве примера можно рассмотреть пласт с одной границей между двумя полупространствами с удельными сопротивлениями 1 Ом·м и 2 (или 20, или 200) Ом·м, для которого приведенная выше функция имеет близкое к нулю значение, когда прибор расположен в горизонтальной или почти горизонтальной скважине на расстоянии, большем 4 метров от границы. При приближении прибора к границе снизу или сверху значение функции увеличивается и достигает максимума на границе. Максимальное значение функции зависит от разницы в свойствах разделенных границей полупространств. На фиг.17 приведены графики целевой функции для прибора, работающего на частоте 20 кГц; по оси абсцисс на этих графиках отложено расстояние до границы слоя, по оси ординат - значение индикатора расстояния. Кривая 1602 относится к среде с удельным электрическим сопротивлением, равным 200 Ом·м, кривая 1604 - к среде с удельным электрическим сопротивлением, равным 20 Ом·м, а кривая 1606 - к среде с удельным электрическим сопротивлением, равным 2 Ом·м.
На фиг.18 показаны аналогичные графики индикатора расстояния на частоте 55 кГц, кривые 1652, 1654 и 1656 на этих графиках соответствуют значениям удельного электрического сопротивления 200 Ом·м, 20 Ом·м и 2 Ом·м, соответственно. Следует отметить, что при высоком сопротивлении породы слоя (200 Ом·м) индикатор расстояния чувствителен к границе слоя даже на расстоянии 10 м, и поэтому его можно использовать для управления параметрами бурения, когда задача заключается в ведении скважины на постоянном расстоянии от водонефтяного или газоводяного контакта.
Резкое изменение гладкого профиля кривой индикатора расстояния может свидетельствовать об отклонениях от слоистой структуры пласта и изменениях его физических свойств. Такой способ позволяет также определить наличие в пласте неизвестных ранее сдвигов или очагов ползучести.
Приведенные выше выражения предполагают возможность непосредственного измерения некоторых из величин Нхх, Нху, Hxz, Hyx, Hyy, Hyz, Hzx, Hzy, Hzz. Однако такое измерение не всегда возможно, особенно при вращении (повороте) прибора. В приборах MWD некоторые датчики могут работать во время вращения, поскольку при этом проводятся измерения угла наклона передней поверхности режущего инструмента буровой штанги. Например, величину Hyz можно получить по показаниям датчика, измеряющего величину Hxz после поворота прибора на 90°. Аналогичным образом величину Hyy можно получить по данным датчика, измеряющего величину Нхх, после поворота прибора на 90°. Таким образом, в приборах MWD одни и те же функции магнитных полей можно определить при выполнении, по меньшей мере, трех измерений величин Нхх, Hzz и Hxz при различных углах поворота прибора. В качестве примера приведенную выше формулу индикатора расстояния от расположенного в стволе скважины прибора до границы между слоями можно представить в следующем виде:
где
и
Таким образом, при анализе расстояния от прибора до границы между слоями пласта можно использовать среднюю величину результатов измерений, выполненных в процессе вращения прибора расположенной в забое нефтяной скважины буровой штангой. В частности, уравнение (4а) определяет L2 норму соответствующих измерений.
Как было указано выше, предполагалось, что величины Нхх, Нху, Hxz, Hyx, Нуу, Hyz, Hzx, Hzy, Hzz были получены с помощью ортогональной системы основных обмоток, одна из осей которой направлена по оси прибора и две другие оси перпендикулярны друг другу и этой оси. Такая компоновка обмоток не является обязательной. Фактически для измерений можно использовать обмотки с наклонными или неортогональными осями. Кроме того, для измерений определенных компонент отклика пласта на воздействие магнитного поля можно использовать щелевые антенны, выполненные под определенными углами в кожухе прибора. При использовании для измерений антенн, ориентированных по направлениям, не совпадающим с направлениями основных осей системы координат, количество измеряемых компонент должно быть достаточным для их преобразования по главным направлениям или по осям других систем координат, пригодным для интерпретации полученных данных. Пример выполнения в кожухе прибора наклонных щелей 1702, 1704 и 1706 показан на фиг.19а. На фиг.19б показан пример возможного выполнения наклонной обмотки. Следует также отметить, что для проведения измерений вместо кожуха со щелевой антенной можно использовать по существу непроводящую антенну.
В другом возможном варианте осуществления предлагаемого в изобретении способа по схеме, показанной на фиг.16, для измерений используют прибор, закрепленный на талевом канате. В этом случае направление бурения всегда остается постоянным. Однако при монтаже 1526 скважины учитывают результаты сравнения измеренных данных и данных модели или предполагаемое расстояние от границы продуктивного пласта до расположенного в стволе скважины измерительного прибора.
Помимо многокомпонентных измерений, предлагаемый в настоящем изобретении способ может также использоваться для интерпретации данных многокомпонентных и многовекторных измерений, полученных для множества расстояний между приемником и генератором. Методология интерпретации данных, полученных с помощью известных многовекторных каротажных приборов, описана в патенте US 6308136, выданном на имя Tabarovsky и др., правопреемником по которому является правопреемник и по настоящему изобретению, и который в полном объеме включен в настоящее описание в качестве ссылки.
Предлагаемый в настоящем изобретении способ можно также использовать для обработки результатов измерений, полученных с помощью предназначенных для измерения удельного электрического сопротивления приборов другого типа, например приборов, предназначенных для определения поля сопротивления по всей глубине пласта.
При осуществлении предлагаемого в настоящем изобретении способа выполняют определенные операции, которые выполняют в настоящее время при использовании известных каротажных приборов. Одной из таких операций является калибровка, при которой измеряемый ток или напряжение пересчитывают в проводимость (или сопротивление) с помощью уравнения следующего вида
Hxxo=aHxxraw+b
Другой необходимой операцией, выполняемой при осуществлении предлагаемого в изобретении способа, является температурная коррекция, которая имеет большее значение при перемещении прибора, закрепленного на облегченной бурильной трубе (буровой штанге), чем на талевом канате и наличии достаточного времени для выравнивания температур.
Рассмотренные выше примеры предпочтительных вариантов изобретения лишь иллюстрируют, но не ограничивают основной идеи и объема изобретения, и в рамках приведенной ниже формулы изобретения возможно внесение различных изменений.
1. Способ определения в скважине, проходящей в заданном слое слоистой толщи горных пород, по существу, параллельно границе слоя параметра, выбранного из группы, включающей положение соседнего слоя относительно скважины и расстояние от скважины до границы между двумя слоями пород или до границы между текучими средами, заключающийся в том, что: (а) в заданном слое горной породы в буровую скважину, продольная ось которой, по существу, параллельна границе указанного слоя, вводят каротажный прибор; (б) проводят несколько многокомпонентных измерений удельного электрического сопротивления, результаты которых характеризуют искомый параметр; (в) результаты многокомпонентных измерений обрабатывают и на их основе определяют искомый параметр.
2. Способ по п.1, в котором многокомпонентные измерения включают многочастотные измерения и/или измерения, проводимые при помощи нескольких групп приемников, при множестве расстояний между генераторами и приемниками.
3. Способ по п.1, в котором посредством заданной комбинации "генератор-приемник" проводят по меньшей мере одно из многокомпонентных измерений, каротажный прибор поворачивают и посредством указанной комбинации "генератор-приемник" проводят следующее многокомпонентное измерение.
4. Способ по п.1, в котором искомым параметром является расстояние до границы между двумя слоями горных пород.
5. Способ по п.1, в котором каротажный прибор перемещают на каротажном кабеле.
6. Способ по п.1, в котором каротажный прибор перемещают на нижней части бурильной колонны, включающей бурильное устройство.
7. Способ по п.1, в котором используют каротажный прибор с несколькими обмотками, оси которых расположены параллельно или перпендикулярно оси каротажного прибора, причем проводимые многокомпонентные измерения выбирают из группы, включающей измерения следующих компонент магнитного поля: Нxx, Hxy, Hxz, Нyx, Нyy, Hyz, Hzx, Hzy и Hzz.
8. Способ по п.1, в котором используют каротажный прибор с несколькими обмотками, оси которых расположены с наклоном к оси каротажного прибора под углом, отличающимся от 0° или 90°.
9. Способ по п.8, в котором проводимые многокомпонентные измерения выбирают с обеспечением возможности получения результатов измерений следующих компонент магнитного поля: Нxx, Нxy, Hxz, Нyx, Нyy, Hyz, Hzx, Hzy и Hzz.
10. Способ по п.1, в котором используют каротажный прибор с множеством щелей, расположенных с наклоном относительно оси каротажного прибора под углом, отличающимся от 0° или 90°, причем проводимые многокомпонентные измерения выбирают с обеспечением возможности получения результатов измерений следующих компонент магнитного поля: Нxx, Нxy, Hxz, Hyx, Нyy, Hyz, Hzx, Нzy и Hzz.
11. Способ по п.1, в котором обработка результатов многокомпонентных измерений включает в себя использование расчетной траектории скважины, и/или использование априорной геологической модели толщи горных пород, и/или сравнение ожидаемого результата на выходе модели с фактическим значением, полученным в результате одного из многокомпонентных измерений, и/или определение расстояния до границы между двумя слоями горных пород.
12. Способ по п.6, в котором на основе результатов многокомпонентных измерений при определении искомого параметра определяют целевую функцию.
13. Способ по п.12, в котором определяемая целевая функция имеет следующий вид:
где f(d) обозначает целевую функцию расстояния d, a H - результаты многокомпонентных измерений.
14. Способ по п.13, в котором при определении указанного расстояния используют указанное определенное значение целевой функции и полученные значения удельного электрического сопротивления.
15. Способ по п.1, в котором результаты многокомпонентных измерений, характеризующие искомый параметр, получают также на дополнительной частоте.
16. Способ по п.6, в котором по меньшей мере частично на основании определенного расстояния до границы между двумя слоями горных пород изменяют направление продвижения бурильного устройства при бурении.
17. Способ по п.6, в котором по меньшей мере частично на основании определенного параметра проводят заканчивание скважины.
18. Способ по п.6, в котором измерения проводят в процессе вращения нижней части бурильной колонны.
19. Способ по п.18, в котором задают функцию результатов двух измерений, которая при повороте нижней части бурильной колонны остается, по существу, неизменной.
20. Способ по п.19, в котором задаваемая функция содержит L2 норму результатов одного из измерений.
21. Способ по п.19, в котором указанная функция представляет собой сумму результатов двух измерений.
22. Способ по п.4, в котором указанная граница представляет собой водонефтяной, газонефтяной или газоводяной контакт.
23. Способ по п.16, в котором изменение направления бурения предусматривает ведение нижней части бурильной колонны, по существу, на постоянном расстоянии относительно указанной границы.
24. Способ по п.23, в котором указанная граница представляет собой водонефтяной, газонефтяной или газоводяной контакт.
25. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один из слоев горных пород является анизотропным.
26. Способ по п.12, в котором этапы (а)-(в) повторно проводят при множестве различных расстояний по глубине до границы между слоями, причем по скачкообразному изменению целевой функции судят о наличии разрыва в залегании горных пород.
Приортет по пунктам:
04.03.2002 по пп.1-12, 16-26;
24.02.2003 по пп.13-15.
