Системы и способы для сжатия данных скважины



Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины
Системы и способы для сжатия данных скважины

 


Владельцы патента RU 2459950:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к области каротажа скважин. Техническим результатом является повышение точности и скорости передачи данных из скважины на поверхность. Предложены системы и способы, в которых используют методы сжатия данных для заполнения предопределенной пропускной способности канала связи. Для передачи данных по каналу связи выбирают точки данных событий в пределах данных испытания. Для идентификации других точек данных в пределах данных испытания и заполнения предопределенной пропускной способности канала связи используют прореживатель данных. Упомянутый выше прореживатель данных может использовать одну или несколько переменных для выбора данных для передачи. Причем одна или несколько переменных предпочтительно настраивается в итерациях прореживателя для выбора оптимального или иным образом желательного подмножества данных для передачи. Прореживатели данных могут дополнительно или альтернативно выполнять подходящую функцию "роста" для выбора конкретных данных для передачи и/или количества передаваемых данных. 2 н.и 31 з.п. ф-лы, 41 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА СВЯЗАННЫЕ ОПИСАНИЯ

Настоящее описание является частичным продолжением совместно рассматриваемого патентного описания США № 10/434923, зарегистрированного 9 мая 2003, которое, в свою очередь, является частичным продолжением патентного описания США № 6832515, зарегистрированного 9 сентября 2002, раскрытие которых полностью включено здесь ссылкой.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение в основном относится к области каротажа скважин. Более конкретно, изобретение относится к способу сжатия данных посредством скважинного инструмента, расположенного в буровой скважине, пронизывающей подземный пласт.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

За последние несколько десятилетий были разработаны высокоусовершенствованные методы для определения и добычи углеводородов, что обычно относится к нефти и газу, из подземных формаций. Указанные методы облегчают открытие, оценку и производство углеводородов из подземных формаций.

Когда есть уверенность, что открыта подземная формация, содержащая промышленное количество углеводородов, ствол скважины обычно бурят от земной поверхности к желательной подземной формации, и на пласте проводятся исследования для определения того, насколько реально данная формация произведет углеводороды промышленной ценности. Обычно, исследования, выполняемые на подземных пластах, включают в себя опрос пронизанных формаций для определения того, действительно ли в них присутствуют углеводороды, и для оценивания количества углеводородов промышленной ценности. Упомянутые предварительные исследования проводятся с использованием измерительных инструментов испытания пластов, часто называемых опробователями пластов. Опробователи пластов обычно погружаются в буровую скважину посредством талевого каната, системы труб или бурильной колонны и т.п., или они могут использоваться для определения различных характеристик пласта, помогающих определять качество, количество и условия углеводородов и других флюидов, расположенных в них. Другие опробователи пластов могут составлять часть бурового инструмента, такого как бурильная колонна, для измерения параметров пластов в течение процесса бурения.

Опробователи пластов обычно содержат удлиненный инструмент, адаптированный для того, чтобы погружаться в ствол скважины, располагаться на некоторой глубине в стволе скважины, смежно с подземным пластом, для которого требуется определить данные. После того, как инструменты расположены в скважине, они помещаются в канал для движения флюидов в пласте, чтобы собирать данные из пласта. Обычно, чтобы установить такой канал для движения флюидов в пласте, в ствол скважины плотно вставляется зонд, патрубок или другой прибор.

Опробователи пластов обычно используются для измерения параметров нисходящей скважины, таких как давление буровой скважины, пластовое давление, подвижность флюидов в пласте и другие. Также они могут быть использованы для сбора образцов из пласта так, чтобы можно было определить типы флюидов, содержащихся в пласте, и другие свойства флюидов. Свойства пластов, определенные во время исследования пластов, являются важными факторами для определения промышленной ценности скважины и способа, которым углеводороды можно извлечь из скважины. Более того, свойства пласта, определенные измерениями во время бурения (MWD), могут иметь высокую значимость в управлении дальнейшими операциями бурения.

Принцип действия опробователей пластов можно легко понять со ссылкой на конструкцию известного опробователя пластов, спускаемого на кабеле, показанного на фиг 1А и 1B. Как показано на фиг.1А, опробователь пластов 100, спускаемый на кабеле, погружается из нефтяной вышки 2 в необсаженную буровую скважину 3, заполненную флюидом 4, обычно упоминаемым в промышленности как "буровой раствор". Буровая скважина покрыта глинистой коркой 4, осажденной на стенку скважину во время операций бурения. Буровая скважина пронизывает пласт 5.

Принцип действия известного модульного опробователя пластов, спускаемого на кабеле, имеющего множественные взаимосвязанные модули, описан более подробно в патентах США № 4860581 и 4936139, опубликованных Zimmerman и соавт. Фиг.2 показывает графическое представление трассы давления во времени, измеренной опробователем пластов во время известной операции опробования пластов приборами на кабеле, используемой для определения параметров, таких как давление пласта.

Как показано на фиг.1А и 1B, в известной операции опробования пластов приборами на кабеле опробователь 100 пластов погружается в буровую скважину посредством талевого каната 6. После погружения опробователя 100 пластов в буровую скважину в требуемое положение давление в напорном трубопроводе 119 в опробователе пластов может быть приравнено к гидростатическому давлению флюида в буровой скважине посредством открывания уравнительного клапана (не показан). Датчик давления или манометр 120 используется для измерения гидростатического давления флюида в буровой скважине. Измеренное давление в этой точке графически показано вдоль линии 103 на фиг.2. Затем опробователь 100 пластов может быть “посажен” на место посредством анкерного крепления опробователя с помощью гидравлических поршней, располагая зонд 112 напротив боковой стенки буровой скважины, чтобы установить канал для движения флюидов с пластом, и закрывая уравнительный клапан, чтобы изолировать внутреннюю часть инструмента от скважинного флюида. Точка, в которой создается уплотнение между зондом и пластом, и устанавливается канал для движения флюидов в пласте, названная точкой "посадки инструмента", графически изображена номером позиции 105 на фиг.2. Затем флюид из пласта 5 втягивается в опробователь 100 пластов, путем отведения назад поршня 118 в камере 114 предварительных испытаний, для создания перепада давления в напорном трубопроводе 119 ниже пластового давления. Этот цикл объемного расширения, называемый циклом "снижения давления", графически иллюстрируется вдоль линии 107 на фиг.2.

Когда поршень перестает отходить назад (показано в точке 111 на фиг.2), флюид из пласта продолжает поступать в зонд, до тех пор, пока давление в напорном трубопроводе 119 не станет таким, как давление в пласте 5, при условии достаточного времени, что показано номером позиции 115 на фиг.2. Указанный цикл, называемый как цикл "нарастания", показан вдоль линии 113 на фиг.2. Как иллюстрируется на фиг.2, окончательное давление нарастания в точке 115, обычно называемое давлением "вскрытой поверхности в песчаном пласте", как обычно полагают, имеет хорошее приближение к давлению пласта.

Форма кривой соответствующих данных, генерируемых посредством трассы давления, может быть использована для определения различных характеристик пласта. Например, значения давления, измеренные во время снижения (107 на фиг.2) и нарастания (113 на фиг.2), могут быть использованы для определения подвижности флюидов пласта, то есть отношение проникновения в породу к вязкости пластового флюида. Когда зонд опробователя пластов (112 фиг.1B) отсоединяется от стенки буровой скважины, давление в напорном трубопроводе 119 быстро повышается, по мере того, как давление в напорном трубопроводе выравнивается с давлением буровой скважины, показано линией 117 на фиг.2. После завершения цикла измерения опробователь 100 пластов может быть отсоединен и повторно позиционирован на другой глубине, и цикл опробования пластов повторяется, как требуется.

Во время такого типа операции опробования пластов для перемещаемого на кабеле инструмента, данные давления, собранные в нисходящей скважине, обычно передаются на поверхность посредством электроники через систему беспроводной связи. Оператор, находящийся на поверхности, обычно отслеживает давление в напорном трубопроводе 119 на пульте управления, а система каротажа с инструментом, спускаемым на кабеле, записывает данные давления в реальном масштабе времени. Данные, записанные во время циклов исследования снижения и нарастания, могут анализироваться либо в компьютере на месте скважины в реальном масштабе времени, либо позже в центре обработки данных, для определения ключевых параметров пластов, таких как давление пластового флюида, давление перевеса бурового раствора, то есть разность между давлением буровой скважины и пластовым давлением флюида, и подвижность флюидов пласта.

Опробователи пластов, спускаемые на кабеле, обеспечивают возможность связи с высокой скоростью передачи данных для отслеживания в реальном масштабе времени и для управления испытанием и инструментом с использованием кабельной телеметрии. Этот тип системы связи позволяет промысловым инженерам оценивать качество измерений во время испытания, когда они происходят, и при необходимости, принимать незамедлительные действия для прерывания процедуры испытания и/или настраивать параметры предварительных испытаний перед попыткой другого измерения. Например, наблюдая данные, когда они собираются во время снижения давления предварительных испытаний, инженер может иметь опцию изменять начальные параметры предварительных испытаний, такие как скорость снижения давления и объем снижения давления, чтобы лучше согласовывать их с характеристиками пластов перед попыткой другого испытания. Примеры опробователей пластов, спускаемых на кабеле, и/или способов испытания пластов описаны, например, в патенте США № 3934468, выданный Brieger; 4860581 и 4936139, выданные Zimmerman и соавт.; и 5969241, выданный Auzerais. Эти патенты переданы правопреемникам настоящего изобретения.

Для выполнения специализированных операций испытания пластов или для предварительных испытаний были разработаны различные методы. Например, оба патента США 5095745 и 5233866, выданные DesBrandes, описывают способ определения параметров пластов посредством анализа точки, в которой давление отклоняется от линейного снижения давления. Другие примеры таких методов обеспечены в патентных описаниях №№ US 6932167, US 7011155, US 2004/0231842 и US 2005/0039527.

Несмотря на достижения, реализованные в способах проведения предварительных испытаний, остается необходимость устранять задержки и ошибки в процессе предварительного испытания, и улучшать точность параметров, полученных из таких испытаний. Поскольку операции опробования пластов используются во всех операциях бурения, длительность испытания или отсутствие связи с инструментами в реальном масштабе времени являются главными ограничениями, которые должны рассматриваться. Проблемы, ассоциированные со связью в реальном масштабе времени для указанных операций, во многом обусловлены текущими ограничениями телеметрии, обычно используемой во время операций бурения, таких как телеметрия по гидроимпульсному каналу связи. Ограничения, такие как скорости передачи данных телеметрии по восходящей линии связи и по нисходящей линии связи для большинства инструментов каротажа во время бурения (LWD) или измерения во время бурения (MWD), приводят к медленному обмену информацией между скважинными инструментами скважины и поверхностью. Например, простой процесс отправления трассы давления на поверхность, после чего следует отправление инженером команды в нисходящую скважину об отведении назад зонда, основываясь на передаваемых данных, может привести к существенным задержкам, которые имеют тенденцию вредно влиять на операции бурения.

Задержки также увеличивают вероятность застревания инструментов в буровой скважине. Чтобы снизить вероятность застревания, часто устанавливаются технические условия операций бурения, основанные на принятых условиях пласта и бурения, чтобы определить, как долго бурильная колонна может быть зафиксированной в данном стволе скважины. При упомянутых технических условиях бурильная колонна может обладать возможностью быть зафиксированной в течение ограниченного периода времени, чтобы развернуть зонд и выполнить измерение давления. Соответственно может оказаться нереальным передавать все данные, собранные во время испытания в реальном масштабе времени благодаря ограничениям, связанным с шириной полосы телеметрии, и таким образом, соответствующий анализ данных и/или управление могут оказаться невозможными.

Измерения пластового давления во время бурения (FPWD), в котором выполняется протокол двухфазного испытания, иллюстрирует необходимость передачи данных опробования пластов в реальном масштабе времени. Например, FPWD предварительное испытание может содержать первую фазу, возможно включающую в себя циклы снижения и нарастания давления, проводимую как фазу исследования, и вторую фазу, возможно снова включающую в себя циклы снижения и нарастания давления, проводимую как фазу измерения. Данные с фазы исследования могут быть использованы для конфигурирования/выполнения фазы измерения. Если данные с фазы исследования не передаются вверх по стволу скважины, то может оказаться невозможным соответствующий анализ и/или управление в отношении конфигурирования фазы измерения. Подобным образом, если данные с фазы исследования не передаются вверх по стволу скважины, то может оказаться невозможным соответствующий анализ и/или управление в отношении непрерывных операций бурения, дополнительного испытания и т.п. Ограниченное по времени 5 минутами предварительное испытание, имеющее, например, частоту дискретизации 15 Гц с 16 бит/выборку, производит 72000 битов на один канал данных. Однако, там где выполняется телеметрия по гидроимпульсному каналу связи, пропускная способность канала связи обычно ограничивается между 0,5 и 12 битов/сек. Такой канал связи обычно является недостаточным для проведения вышеупомянутых данных FPWD предварительных испытаний в реальном масштабе времени.

Следовательно, желательны системы и способы, которые обеспечивают возможность передачи устойчивых к ошибкам данных в реальном масштабе времени или почти в реальном масштабе времени, с использованием каналов связи низкой ширины полосы.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение направлено на системы и способы, в которых методы сжатия данных используются для заполнения предопределенной пропускной способности канала связи, такой как доступная полоса пропускания в канале передачи данных, для передачи данных.

Согласно одному аспекту изобретения обеспечивается способ генерации каротажной диаграммы скважины из скважинного инструмента, расположенного в буровой скважине. Способ включает в себя: определение полосы пропускания передачи данных, ассоциированной с буровой скважиной, доступной для скважинного инструмента; идентификацию множества событий в потоке данных скважинного инструмента; определение значений, связанных со множеством событий; и определение участка полосы пропускания передачи данных, доступного для передачи данных после того, как из упомянутой полосы пропускания передачи данных выводится полоса пропускания передачи значений, связанных с множеством событий. Способ дополнительно включает в себя: выбор точек данных из потока данных, которые выбираются как функция участка полосы пропускания передачи данных, доступного для передачи данных; определение значений, связанных с выбранными точками данных; передачу в наземную систему значений, связанных с множеством событий и с выбранными точками данных; и встраивание переданных значений в каротажную диаграмму скважины.

Согласно другому аспекту изобретения обеспечивается способ для генерации каротажной диаграммы скважины из скважинного инструмента, расположенного в буровой скважине. Способ включает в себя: сбор данных, связанных с функционированием скважинного инструмента; идентификацию множества событий, связанных с функционированием скважинного инструмента; и выбор точек данных, которые выбираются как функция множества событий и функция роста для передачи посредством скважинного инструмента. Способ дополнительно включает в себя: определение значений, связанных с множеством событий и точек данных, для передачи посредством скважинного инструмента; передачу в наземную систему определенных значений; и встраивание переданных значений в каротажную диаграмму скважины.

Особенности и технические преимущества настоящего изобретения изложены выше более широко, для того, чтобы лучше понять последующее подробное описание. Далее здесь будут описаны дополнительные особенности и преимущества, которые составляют предмет изобретения. Специалистам должно быть понятно, что раскрытые принципы и специфический вариант осуществления могут быть использованы как основа для модификации или расчета других структур для выполнения тех же целей. Также специалистам должно быть понятно, что подобные эквивалентные конструкции не отклоняются от сущности и не выходят за рамки изобретения, установленные в приложенной формуле изобретения. Сущность будет лучше понята из последующего описания при рассмотрении в связи с сопровождающими чертежами. Однако следует ясно понимать, что каждая из фигур обеспечивается только в целях иллюстрации и не предназначена для задания пределов сущности настоящего изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

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

фиг.1А изображает известный опробователь пластов, спускаемый на кабеле, размещенный в буровой скважине,

фиг.1B изображает поперечное сечение известного модульного опробователя пластов, спускаемого на кабеле, фиг.1А,

фиг.2 изображает графическое представление графика измерений давления от времени для типичной последовательности предварительных испытаний уровня техники с использованием известного опробователя пластов,

фиг.3 изображает процедурную блок-схему этапов, имеющихся в предварительном испытании согласно варианту осуществления настоящего изобретения,

фиг.4 показывает схематическое изображение компонентов модуля опробователя пластов, подходящего для практической реализации вариантов осуществления настоящего изобретения,

фиг.5 изображает графическое представление графика измерений давления от времени для выполнения предварительных испытаний фиг.3,

фиг.6 изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы исследования процедурной блок-схемы с фиг.3,

фиг.7 изображает детальный вид участка фазы исследования на графике фиг.5, показывающего завершение снижения давления,

фиг.8 изображает детальный вид участка фазы исследования на графике фиг.5, показывающего определение завершения нарастания давления,

фиг.9 изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы исследования процедурной блок-схемы с фиг.3,

фиг.10 изображает процедурную блок-схему этапов, имеющихся в предварительном испытании согласно варианту осуществления настоящего изобретения, включающему фазу сжимаемости бурового раствора,

фиг.11А изображает графическое представление графика измерений давления от времени для выполнения предварительных испытаний фиг.10,

фиг.11B изображает скорость изменения объема, соответствующего графическому представлению фиг.11А,

фиг.12 изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы сжимаемости бурового раствора из процедурной блок-схемы с фиг.10,

фиг.13 изображает процедурную блок-схему этапов, имеющихся в предварительном испытании согласно варианту осуществления настоящего изобретения, включающему фазу фильтрации бурового раствора,

фиг.14А изображает графическое представление графика измерений давления от времени для выполнения предварительного испытания фиг.13,

фиг.14B изображает скорость изменения объема, соответствующего графическому представлению фиг.14А,

фиг.15 изображает модифицированную фазу сжимаемости бурового раствора фиг.12, модифицированную для использования фазы фильтрации бурового раствора,

фиг.16А-C изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы фильтрации бурового раствора процедурной блок-схемы с фиг.13, причем фиг.16А показывает фазу фильтрации бурового раствора, фиг.16B показывает модифицированную фазу фильтрации бурового раствора с повторяющимся циклом сжатия, и фиг.16C показывает модифицированную фазу фильтрации бурового раствора с циклом постепенного снижения давления.

фиг.17А изображает графическое представление измерений давления от времени для выполнения предварительного испытания, включающего в себя фазу модифицированного исследования согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения,

фиг.17B изображает скорость изменения объема, соответствующего графическому представлению фиг.17А,

фиг.18 изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы модифицированного исследования с фиг.17А,

фиг.19А изображает графическое представление графика измерений давления от времени для выполнения предварительного испытания, включающего в себя фазу модифицированного исследования согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения,

фиг.19B изображает скорость изменения объема, соответствующего графическому представлению фиг.19А,

фиг.20 изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы модифицированного исследования с фиг.19А,

фиг.21 изображает диаграмму сжимаемости флюида, которая может быть использована для обеспечения скорректированной сжимаемости бурового раствора, когда исходная сжимаемость бурового раствора выполняется при различных температуре и/или давлении,

фиг.22 изображает графическое представление графика измерений давления от времени, генерированного опробователем пластов,

фиг.23 изображает высокоуровневую процедурную блок-схему операции обеспечения сжатия и передачи данных согласно концепциям настоящего изобретения,

фиг.24 обеспечивает детали в отношении конфигурации этапа прореживания/сжатия данных с фиг.23,

фиг.25 изображает процедурную блок-схему операции обеспечения прореживания данных для сжатия данных, которые должны передаваться согласно одной конфигурации концепций использования способа настоящего изобретения,

фиг.26 изображает процедурную блок-схему операции обеспечения прореживания данных для сжатия данных, которые должны передаваться согласно другой конфигурации концепций использования способа настоящего изобретения,

фиг.27 изображает кривую, связанную с набором данных для передачи согласно настоящему изобретению, по существу соответствующую предварительному испытанию с фиг.22,

фиг.28 изображает кривую, связанную с набором данных для передачи согласно настоящему изобретению, по существу соответствующую фазе измерения предварительных испытаний с фиг.22,

фиг.29 изображает процедурную блок-схему, обеспечивающую детали в отношении методов квантования, которые могут быть выполнены согласно концепциям настоящего изобретения,

фиг.30 изображает графическое представление функционирования компандера данных, обеспечивающего неравномерное квантование,

фиг.31 изображает графическое представление графика измерений давления от времени, генерированного опробователем пластов, показывающего точки данных вдоль участка нарастания давления,

фиг.32 изображает графическое представление графика измерений давления от времени, генерированного опробователем пластов, показывающего интервал давления нарастания давления,

фиг.33А изображает график, иллюстрирующий пример фильтра для определения сглаженного значения кривой в выбранной точке, и

фиг.33B изображает график, иллюстрирующий пример фильтра для определения сглаженного значения наклона кривой в выбранной точке.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

В процедурной блок-схеме фиг.3 показан вариант осуществления для оценивания свойств пластов (например, значений пластового давления и подвижности флюидов). Как показано на фиг.3, способ включает в себя фазу 13 исследования и фазу 14 измерения.

Способ может быть реализован на практике с помощью любого опробователя пластов, известного в уровне технике, такого как опробователь, описанный в отношении фиг.1А и 1B. Для вариантов осуществления настоящего изобретения также могут использоваться и/или адаптироваться другие опробователи пластов, такие как опробователи пластов, спускаемые на кабеле, патентов США № 4860581 и 4936139, выданных Zimmerman и соавт.; скважинный буровой инструмент патента США № 6230557 B1, выданного Ciglenec и соавт., и/или патента США № 2005/0109538, содержание которого полностью включено здесь ссылкой.

Версия модульного зонда, применимого с такими опробователями пластов, показана на фиг.4. Модуль 101 включает в себя зонд 112a, пакер 110a, окружающий зонд, и напорный трубопровод 119a, протягивающийся из зонда в модуль. Напорный трубопровод 119a протягивается из зонда 112a в изолирующий клапан 121a зонда и имеет манометр 123a. Второй напорный трубопровод 103a протягивается из изолирующего клапана 121a зонда в изолирующий клапан 124a линии отбора образцов и уравнительный клапан 128a, и имеет манометр 120a. Двухсторонний поршень 118a предварительных испытаний в камере 114a предварительных испытаний также протягивается из напорного трубопровода 103a. Линия 126a выхода протягивается из уравнительного клапана 128a и из буровой скважины и имеет манометр 130a. Напорный трубопровод 125a протягивается из изолирующего клапана 124a линии отбора образцов и через инструмент. Флюид, отобранный в напорном трубопроводе 125a, может быть захвачен, промыт и использован для других целей.

Изолирующий клапан 121a зонда изолирует флюид в напорном трубопроводе 119a от флюида в напорном трубопроводе 103a. Изолирующий клапан 124a линии отбора образцов изолирует флюид в напорном трубопроводе 103a от флюида в линии 125a отбора образцов. Уравнительный клапан 128a изолирует флюид в буровой скважине от флюида в инструменте. Манипулируя клапанами, чтобы селективно изолировать флюид в напорных трубопроводах, манометры могут быть использованы для определения различных значений давления. Например, закрывая клапан 121a, можно считывать пластовое давление манометром 123a, когда зонд находится в канале для движения флюидов с пластом, при этом минимизируя объем инструмента, соединенный с пластом.

В другом примере, с открытым уравнительным клапаном 128a, буровой раствор может отбираться из буровой скважины в инструмент посредством поршня 118a предварительных испытаний. При закрывании уравнительного клапана 128a, изолирующего клапана 121a зонда и изолирующего клапана 124a линии отбора образцов, флюид может захватываться внутри инструмента между этими клапанами и поршнем 118a предварительных испытаний. Манометр 130a может использоваться для отслеживания давления флюида буровой скважины непрерывно на всем протяжении функционирования инструмента, и вместе с манометрами 120a и/или 123a может быть использован для измерения непосредственно падения давления на глинистой корке, и для отслеживания передачи возмущений буровой скважины на глинистой корке для более позднего использования в коррекции измеренного давления вскрытой поверхности в песчаном пласте для этих возмущений.

Среди функций поршня 118a предварительных испытаний есть функция отбирать флюид из пласта или вводить флюид в пласт, или сжимать и расширять флюид, захваченный между изолирующим клапаном 121a зонда и изолирующим клапаном 124a линии отбора образцов и уравнительным клапаном 128a. Поршень 118a предварительных испытаний имеет способность действовать при низких скоростях, например 0,01 см3/сек, и высоких скоростях, например 10 см3/сек, и имеет способность отбирать большие объемы в одной длине хода поршня, например 100 см3. Кроме того, если необходимо извлечь более 1003 см из пласта, не отводя назад зонд, поршень 118a предварительных испытаний может рециркулировать. Положение поршня 118a предварительных испытаний предпочтительно может непрерывно отслеживаться и непосредственно управляться, и его положение может быть "заблокировано", когда он находится в покое. В некоторых вариантах осуществления зонд 112a может дополнительно включать в себя клапан фильтра (не показан) и поршень фильтра (не показан).

Различные манипуляции клапанов, поршня предварительных испытаний и зонда обеспечивают возможность функционирования инструмента согласно описанным способам. Специалистам должно быть понятно, что хотя эти технические условия задают предпочтительный модульный зонд, могут использоваться другие технические условия, не выходя за рамки изобретения. Хотя фиг.4 изображает модуль типа зонда, должно быть понятно, что может быть использован либо инструмент зонда, либо инструмент пакера, возможно, с некоторыми модификациями. Следующее описание предполагает, что используется инструмент зонда. Однако специалисту должно быть понятно, что подобные процедуры могут быть использованы с инструментами пакера.

Раскрытые здесь методы также применимы с другими приборами, включающими в себя напорный трубопровод. Используемый здесь термин "напорный трубопровод" может относиться к трубопроводу, к полости или к другому проходу для установления канала для движения флюидов между пластом и поршнем предварительных испытаний, и/или допустить, чтобы флюид тек между ними. Другие такие приборы могут включать в себя, например, прибор, в котором зонд и поршень предварительных испытаний составляют одно целое. Пример такого прибора раскрыт в патенте США № 6230557 B1 и в патентном описании США № 10/248782, присвоенных патентовладельцу настоящего изобретения.

Как показано на фиг.5, фаза 13 исследования относится к получению начальных оценок параметров пласта, таких как пластовое давление и подвижность флюидов пласта. Затем эти начальные оценки могут быть использованы для проектирования фазы 14 измерения. Затем при желании и возможности, фаза измерения выполняется согласно этим параметрам, чтобы генерировать уточненную оценку параметров пласта. Фиг.5 изображает соответствующую трассу давления, иллюстрирующую изменения давления во времени, когда выполняется способ по фиг.3. Должно быть понятно, что хотя трасса давления фиг.5 может выполняться посредством устройства фиг.4, она также должна выполняться другими скважинными инструментами, такими как опробователь по фиг.1А и 1B.

Фаза 13 исследования показана более подробно на фиг.6. Фаза исследования содержит начало снижения давления 310 после того, как инструмент установлен на длительность T i во время t 3 выполнения снижения давления 330, выполнения нарастания давления 340 и завершения нарастания давления 350. Чтобы начать фазу исследования согласно этапу 310, зонд 112a помещают в канал для движения флюидов в пласте с пластом и закрепляют на месте, и внутреннюю часть инструмента изолируют от буровой скважины. Снижение давления 320 выполняется посредством движения вперед поршня 118a камеры 114a предварительных испытаний. Для завершения снижения давления 330 останавливается поршень 118a. Давление начнет нарастать в напорном трубопроводе 119a до тех пор, пока нарастание 340 не завершится на этапе 350. Фаза исследования длится на протяжении времени T IP. Фаза исследования также может выполняться, как описано ранее со ссылкой на фиг.1В и 2, причем расход снижения давления и точка завершения снижения давления задаются предварительно перед запуском фазы исследования.

Трасса давления фазы 13 исследования подробно показана на фиг.7. Параметры, такие как пластовое давление и подвижность пласта, могут быть определены из анализа данных, выведенных из трассы давления фазы исследования. Например, точка 350 завершения представляет предварительную оценку пластового давления. Альтернативно, значения пластового давления могут быть оценены более точно посредством экстраполяции направления давления, полученного во время нарастания давления 340 с использованием методов, известных специалистам, причем экстраполированное давление соответствует давлению, которое могло бы быть получено, если бы нарастание могло продолжаться неограниченно. Такие процедуры могут потребовать дополнительной обработки для достижения пластового давления.

Подвижность флюидов пласта (K/µ) 1 также может быть определена из фазы нарастания давления, представленной линией 340. Для оценки подвижности флюидов пласта из скорости изменения давления во времени в течение фазы 340 нарастания давления могут быть использованы методы, известные специалистам. Такие процедуры могут требовать дополнительной обработки для достижения оценок подвижности флюидов пласта.

Альтернативно, работа, представленная в публикации: Goode at al entitled "Multiple Probe Formation Testing and Vertical Reservoir Continuity", SPE 22738, prepared for presentation at the 1991 Society of Petroleum Engineers Annual Technical Conference and Exhibition, held at Dallas, Texas on October 6 through 9, 1991, предполагает, что площадь графика, показанная заштрихованной областью, и идентифицированная номером позиции 325, обозначенная здесь A, может быть использована для прогнозирования подвижности флюидов пласта. Указанная площадь, ограниченная линией 321, протягивающейся горизонтально из точки завершения 350 (представляющей оценочное пластовое давление P 350 при завершении), линией снижения давления 320 и линией нарастания давления 340. Эта площадь может быть определена и отнесена к оценке подвижности флюидов пласта путем использования следующего уравнения:

где (K/µ) 1 представляет собой первую оценку подвижности флюидов пласта (D/cP)(дарси/сантипуаз), где K - проницаемость пласта (дарси, обозначенная D) и µ - вязкость пластового флюида (cP) (поскольку величина, определенная опробователями пластов, представляет собой отношение проницаемости пласта к вязкости пластового флюида, то есть подвижность, точное значение вязкости не требуется); V 1 (см3) - объем, извлекаемый из пласта, во время предварительных испытаний исследования,

,

где V - объем камеры предварительных испытаний; r p - радиус зонда (см); εK - член ошибок, который обычно мал для (меньше процента) пластов, имеющих подвижность больше 1 mD/cP.

Переменная ΩS, которая учитывает действие буровой скважины конечного размера на отклик давления зонда, может быть определена из следующего уравнения, описанного в публикации: F. J. Kuchuk entitled "Multiprobe Wireline Formation Tester Pressure Behavior in Crossflow-Layered Reservoirs", In Situ, (1996) 20, 1,1:

где r p и r w представляют радиус зонда и радиус скважины соответственно;

и K r и K z представляют радиальную проницаемость и вертикальную проницаемость соответственно.

При формулировании результата, представленного в уравнении 1, предполагалось, что проницаемость пласта является изотропной, то есть K r =K z =K, что режим течения во время испытания пласта является сферическим, и что поддерживаются условия, которые гарантируют справедливость отношения Дарси.

Снова вернемся к фиг.7, на которой этап 320 снижения давления фазы исследования может анализироваться, чтобы определить падение давления во времени, с целью определить различные характеристики трассы давления. Линия 32 наилучшего соответствия, выведенная из точек вдоль линии 320 снижения давления, изображена протягивающейся из начальной точки 310. Точка 34 отклонения может быть определена вдоль кривой 320, представляя точку, в которой кривая 320 достигает минимального отклонения от линии 32 наилучшего соответствия. Точка 34 отклонения может быть использована в качестве оценки "возникновения потока", точки, в которой флюид доставляется из пласта в инструмент в течение снижения давления фазы исследования.

Точка 34 отклонения может быть определена известными методами, такими как методы, раскрытые в патентах США № 5095745 и 5233866, выданных Desbrandes, содержание которых полностью включено здесь ссылкой.

Debrandes дает идею метода для оценивания пластового давления из данных точки отклонения от линии наилучшего соответствия, созданной с использованием точек данных из фазы снижения давления предварительного испытания. Точка отклонения может быть альтернативно определена посредством испытания позже всего собранных данных точки, чтобы увидеть, остается ли она на линейном направлении, представляющем расширение напорного трубопровода, когда собираются последующие данные давления. Если нет, то снижение давления может быть завершено, и давление может стабилизироваться. Точка отклонения также может быть определена посредством взятия производной давления, записанного во время этапа 320 относительно времени. Когда производная изменяется (предположительно, становится меньше) на 2-5%, берется соответствующая точка для представления начала потока из пласта. При необходимости, чтобы подтвердить, что отклонение от линии изменения давления при расширении представляет поток из пласта, могут быть выполнены дополнительные предварительные испытания малого объема.

Для определения точки 34 отклонения могут быть использованы другие методы. Например, другой метод для определения точки 34 отклонения основан на сжимаемости бурового раствора, и будет обсуждаться здесь со ссылкой на фиг.9-11.

Как только точка 34 отклонения определена, снижение давления продолжается за точку 34 до тех пор, пока не будет удовлетворен некий установленный критерий завершения. Такие критерии могут быть основаны на давлении, объеме и/или времени. Как только критерий удовлетворяется, снижение давления завершается и достигается точка 330 завершения. Желательно, чтобы точка 330 завершения попадала на заданное давление в пределах заданного диапазона давлений ΔP относительно давления отклонения P 34, соответствующего точке 34 отклонения с фиг.7. Альтернативно, может быть желательным завершать снижение давления в пределах заданного периода времени, следующего за определением точки 34 отклонения. Например, если отклонение происходит во время t 4, время завершения может быть предварительно установлено как время t 7, где время, истекшее между временем t 4 и t 7, обозначается как T D и ограничивается некоторой максимальной длительностью. Другой критерий для завершения предварительного испытания состоит в ограничении отбора объема из пласта после того, как идентифицирована точка отклонения. Этот объем может быть определен по изменению объема камеры 114a предварительных испытаний (фиг.4). Максимальное изменение объема может быть задано как предельный параметр для предварительного испытания.

Для определения точки 330 завершения могут быть использованы один или несколько критериев ограничения, давление, время и/или объем, которые могут использоваться отдельно или в комбинации. Если, например, как в случае пластов с высокой проницаемостью, желательный критерий, такой как предварительно заданное падение давления, не может быть удовлетворен, то длительность предварительного испытания может быть дополнительно ограничена одним или несколькими другими критериями.

После достижения точки 34 отклонения давление продолжает падать вдоль линии 320 до тех пор, пока расширение не завершится в точке 330. В этой точке изолирующий клапан 121a зонда закрывается и/или поршень 118a предварительных испытаний останавливается, и начинается нарастание давления 340 фазы исследования. Нарастание давления в напорном трубопроводе продолжается до тех пор, пока не произойдет завершение нарастания давления в точке 350.

Давление, при котором нарастание становится достаточно стабильным, часто принимается за оценку пластового давления. Давление нарастания отслеживается, чтобы обеспечить данные для оценки пластового давления, исходя из постепенной стабилизации давления нарастания. В частности, полученная информация может быть использована при расчете фазового перехода измерения так, чтобы в конце нарастания достигалось непосредственное измерение пластового давления. Остается вопрос того, как долго может продолжаться нарастание давления фазы исследования, чтобы получить начальную оценку пластового давления.

Из предыдущего обсуждения ясно, что нарастание давления не может завершиться до того, как давление не восстановится до уровня, при котором идентифицировалось отклонение от постепенного снижения давления в напорном трубопроводе, то есть давления, обозначенного на фиг.7 номером позиции P 34. В одном подходе некоторый установленный предел времени может быть использован для длительности нарастания давления, T 1. Время T 1 может быть установлено на некотором числе, например в 2-3 раза больше времени течения из пласта T 0. Можно вообразить другие методы и критерии.

Как показано на фиг.5 и 7, точка 350 завершения показывает конец нарастания давления, конец фазы исследования и/или начало фазы измерения. Некоторые критерии могут быть использованы для определения того, когда произойдет завершение 350. Возможный подход к определению завершения 350 состоит в том, чтобы позволить стабилизировать измеренное давление. Чтобы установить точку, в которой относительно быстро может быть сделана достаточно точная оценка пластового давления в точке 350 завершения, может быть использована процедура для определения критерия для установления завершения.

Как показано на фиг.8, одна такая процедура включает в себя установление приращения давления, начинающегося в точке 330 завершения снижения давления. Например, такое приращение давления может быть большим кратным разрешения манометра или кратным шума манометра. При сборе данных нарастания давления, следующие одна за другой точки давления будут попадать в пределах одного такого интервала. Выбирается точка данных самого высокого давления и составляются разности между соответствующими временами, чтобы дать приращения времени Δt i(n). Нарастание давления продолжается до тех пор, пока отношение двух следующих друг за другом приращений времени не станет больше или равно некоторому предопределенному числу, например 2. Последняя записанная точка давления в последнем интервале в момент времени, когда этот критерий удовлетворяется, представляет собой вычисленную точку 350 завершения. Указанный анализ может быть математически представлен следующим образом:

начиная в момент t 7, начало нарастания давления фазы исследования, вычислить последовательность индексов

,

так что для n≥2, i(l)=l и

где n P - число с некоторым значением, равным или больше, например, 6, обычно 10 или больше, δ P - номинальное разрешение инструмента измерения давления; ε P - малое кратное, скажем 2, шума инструмента измерения давления - величина, которая может быть определена до установки инструмента, например, во время инструмента сжимаемости бурового раствора.

Специалисту должно быть понятно, что могут быть выбраны другие значения n P и ε P, в зависимости от желательных результатов, не выходя за рамки изобретения. Если в интервале, заданном в правой стороне уравнения (3), не существует точек, отличных от базовой точки, может быть использована ближайшая точка вне интервала.

Задавая , нарастание может завершиться, когда удовлетворяются следующие условия:(фиг.7) и

где m P - некоторое число больше или равное, например, 2.

Затем задается первая оценка пластового давления как (фиг.7):

Грубо говоря, предварительное испытание фазы исследования согласно текущему критерию завершается, когда давление во время нарастания давления больше, чем давление, соответствующе точке 34 отклонения и скорость увеличения давления снижается на множитель, по меньшей мере, 2. Приближение пластового давления принимается как самое высокое давление, измеренное во время нарастания давления.

Уравнения (3) и (4) вместе устанавливают точность, с которой пластовое давление определяется во время фазы исследования: уравнение (3) задает нижнюю границу погрешности и m P грубо задает, насколько близко оцененное значение к истинному пластовому давлению. Чем больше значение m p, тем ближе оцененное значение к истинному пластовому давлению, и тем больше будет длительность фазы исследования.

Еще один критерий для завершения нарастания давления фазы исследования может быть основан на пологости кривой нарастания, что может определяться путем сравнения среднего значения диапазона точек нарастания давления с малым кратным, например, 2 или 4, от шума манометра. Должно быть понятно, что любой из раскрытых здесь критериев, отдельно или в комбинации, может быть использован для завершения нарастания давления фазы исследования (то есть 340 на фиг.5), нарастания давления фазы измерения (то есть 380 на фиг.5 и описано ниже) или, в общем случае, любого нарастания давления.

Как показано на фиг.7, точка 350 завершения показывает конец фазы 13 исследования, следующей за окончанием фазы 340 нарастания давления. Однако могут быть примеры, где необходимо или желательно завершить предварительное испытание. Например, проблемы в процессе, когда забивается зонд, сухая проба или подвижность пласта такая низкая, что проба по существу сухая, давление бурового раствора находится в равновесии с пластовым давлением, обнаруживается ложный прорыв, разведаны пласты слишком низкой проницаемости, обнаруживается изменение сжимаемости флюида напорного трубопровода или происходят другие события, можно подтверждать завершение предварительного испытания до окончания всего цикла.

Иногда оказывается желательным, чтобы предварительное испытание завершалось во время фазы исследования, тогда поршень предварительных испытаний может быть остановлен, или изолирующий клапан 121 зонда может быть закрыт (если он имеется) так, чтобы объем в напорном трубопроводе 119 снизился до минимума. Как только обнаруживается некоторая проблема, фаза исследования может быть завершена. При желании может быть выполнена новая фаза исследования.

Снова возвратимся к фиг.5, на которой после окончания фазы 13 исследования может быть принято решение, позволяют ли условия или делать ли желательное выполнение фазы 13 измерения. Указанное решение может выполняться вручную. Однако предпочтительно, чтобы решение принималось автоматически и на основе набора критериев.

Один критерий, который можно использовать, это просто время. Может быть необходимым определять, есть ли достаточно времени T MP для выполнения фазы измерения. На фиг.5, было достаточно времени для выполнения обеих фаз: фазы исследования и фазы измерения. Другими словами, суммарное время T t, для выполнения обеих фаз было меньше, чем время, выделенное для цикла. Обычно, когда T IP меньше чем половина суммарного времени T t, имеется достаточно времени для выполнения фазы измерения.

Другим критерием, который может быть использован для определения того, продолжать ли фазу измерения, является объем V. Также может быть необходимым или желательным, например, определять, будет ли объем фазы измерения, по меньшей мере, настолько же большим, как объем, извлекаемый из пласта во время фазы исследования. Если одно или несколько условий не удовлетворяются, то фаза измерения не может быть выполнена. Другие критерии также могут быть определяющими, следует ли выполнять фазу измерения. Альтернативно, несмотря на неспособность удовлетворить любому критерию, фаза исследования может быть продолжена в течение остатка выделенного времени до конца так, что она становится, по умолчанию, обеими фазами исследования и измерения.

Должно быть понятно, что хотя фиг.5 показывает единственную фазу 13 исследования в последовательности с единственной фазой 14 измерения, согласно настоящему изобретению может быть выполнено различное число фаз исследования. При чрезвычайных обстоятельствах оценки фазы исследования могут быть единственными достижимыми оценками, поскольку увеличение давления во время нарастания давления фазы исследования может быть таким медленным, что все время, выделенное на испытание, потратится на эту фазу исследования. Обычно это бывает в случае пластов с очень низкими значениями проницаемости. В других ситуациях, например в случае умеренно высокопроницаемых пластов, в которых нарастание до пластового давления будет относительно быстрым, может быть возможно выполнять многочисленные предварительные испытания, не нарушая ограничения выделенного времени.

Снова возвратимся к фиг.5, на которой как только принимается решение выполнять фазу 14 измерения, параметры фазы 13 исследования используются для расчета фазы измерения. Параметры, выведенные из фазы исследования, а именно пластовое давление и подвижность пласта, используются в спецификации рабочих параметров предварительных испытаний фазы измерения. В частности, желательно использовать параметры фазы исследования для решения относительно объема предварительных испытаний фазы измерения и их длительности, и, следовательно, соответствующего расхода. Предпочтительно рабочие параметры фазы измерения определяются так, чтобы оптимизировать объем, используемый во время предварительных испытаний фазы измерения, приводя к оценке пластового давления в пределах заданного диапазона. Более конкретно, желательно извлекать достаточно объема, предпочтительно большего объема, чем объем, извлекаемый из пласта во время фазы исследования так, чтобы в конце фазы измерения давление восстанавливалось до желательного диапазона δ истинного пластового давления p f. Объем, извлекаемый во время фазы измерения, предпочтительно выбирается так, чтобы временные ограничения также могли удовлетворяться.

Допустим H представляет отклик давления пласта на единичный скачок расхода, индуцированный инструментом зонда, как описано ранее. Условие, что измеренное давление должно быть в пределах диапазона δ истинного пластового давления в конце фазы измерения, может быть выражено как:

где T' t - суммарное время, выделенное для обеих фаз исследования и измерения, минус время, затрачиваемое на расширение напорного трубопровода, то есть , на фиг.5 (описанное ранее испытание выполняется за секунды); T 0 - приблизительная длительность потока пласта во время фазы исследования (определяемое во время сбора данных - секунды); T 1 - длительность нарастания давления во время фазы исследования (определяемое во время сбора данных - секунды); T 2 - длительность снижения давления во время фазы измерения (определяемое во время сбора данных - секунды); T 3 - длительность нарастания давления во время фазы измерения (определяемое во время сбора данных - секунды); q 1 и q 2 представляют соответственно постоянные расходы фаз исследования и измерения (заданные перед сбором данных и определенные во время сбора данных - см3/сек); δ - точность, до которой должно быть определено пластовое давление во время фазы измерения (предписано - в атмосферах), то есть , где p f - истинное пластовое давление; ϕ - пористость пласта; C t - суммарная сжимаемость пласта (предписано перед сбором данных из знания типа пласта и пористости через стандартные корреляции - 1/атмосферы);

,

где n=t, 0, 1, 2, обозначает безразмерное время и представляет некоторую постоянную времени; и r * - эффективный радиус зонда, задаваемый выражением

,

где K- полный эллиптический интеграл первого типа с модулем Если пласт является изотропным, то

Эквивалентно, фаза измерения может быть ограничена заданием отношения первого расхода предварительного испытания ко второму и длительности T 2, предварительного испытания фазы измерения, и, следовательно, его объема.

Чтобы полностью специфицировать фазу измерения, может быть желательным дополнительно ограничить фазу измерения, основываясь на дополнительном условии. Одно такое условие может быть основано на спецификации отношения длительности части снижения давления фазы измерения к суммарному времени, доступному для окончания всей фазы измерения, поскольку длительность фазы измерения известна после окончания фазы исследования, а именно

Например, можно пожелать допустить в два раза больше времени (или больше, чем вдвое) для фазы измерения нарастания давления как для снижения давления, тогда r3=n T T 2, или T 2 =(T t '-T 0 -T x )/{n T +1),где n T≥2. Затем, уравнение (6) может быть решено для отношения расхода предварительных испытаний фазы измерения к расходу предварительных испытаний фазы исследования, и, следовательно, объем фазы измерения V 2=q 2 T 2.

Еще одно условие для окончания спецификации состоит в том, чтобы ограничить падение давления во время снижения давления фазы измерения. С такими же обозначениями, как использовались в уравнении (6) и такими же основными допущениями, это условие может быть записано как:

где Δp max (в атмосферах) представляет собой максимальное допустимое падение давления снижения давления во время фазы измерения.

Применение уравнений (6) и (7) к определению параметров предварительных испытаний фазы измерения лучше всего иллюстрируется со специфическим, простым, но не тривиальным случаем. В целях иллюстрации предполагается, что, как раньше, предварительные испытания обеих фаз исследования и измерения проводятся при точно управляемых скоростях. Дополнительно, предполагается, что влиянием памяти инструментов можно пренебречь, то есть режимы течения в обеих фазах снижения давления и нарастания давления являются сферическими, что проницаемость пласта является изотропной, и что удовлетворяются условия, гарантирующие справедливость отношения Дарси.

При вышеупомянутых предположениях уравнение (6) принимает следующую форму:

где erfc представляет собой дополнительную функцию ошибок.

Вследствие того, что аргументы функции ошибок в основном малы, обычно бывают небольшие потери точности при использовании обычной среднеквадратичной аппроксимации. После некоторой перестановки членов уравнение (8) может принять форму:

где λ=T 2 +T 3, длительность фазы измерения, является известной величиной, если предварительное испытание фазы исследования только что окончено.

Полезность этого отношения ясна, как только выражение в круглых скобках в левой части далее аппроксимируется, чтобы получить выражение для требуемого объема предварительных испытаний фазы измерения.

С некоторыми предположениями, сделанными при выведении уравнения (8) из уравнения (6), уравнение (7) может быть записано как:

что, после применения среднеквадратичной аппроксимации для дополнительной функции ошибок и после перестановки членов, может быть выражено как:

Объединение уравнений (9) и (12) порождает:

Поскольку каждый из членов в последних двух выражениях в фигурных/круглых скобках очень близок к единице, уравнение может быть аппроксимировано как:

что дает выражение для определения длительности снижения давления фазы измерения и, следовательно, в комбинации с вышеупомянутым результатом для объема предварительного испытания фазы измерения значение расхода предварительного испытания фазы измерения. Чтобы получить реалистические оценки для T 2 из уравнения (14), должно выполняться следующее условие:

Уравнение (15) выражает условие, что заданное соседнее значение окончательного давления должно быть больше, чем остаточное переходное значение, остающееся после предварительного испытания фазы исследования.

В основном оценки, даваемые уравнениями (10) и (14) для V 2 и T 2, могут быть использованы в качестве начальных значений в более общей схеме оценки параметров, использующей уравнения (8) и (11). Хотя уравнения (8) и (11) использовались для иллюстрации этапов в процедуре для вычисления параметров фазы измерения, должно быть понятно, что в процесс оценивания могут быть легко включены другие эффекты, такие как хранение инструментов, сложность пластов и т.д. Если модель пласта известна, то в пределах процесса оценки параметров могут быть использованы общие уравнения (6) и (7) модели пласта.

Вышеописанный подход к определению предварительных испытаний фазы измерения предполагает, что некоторые параметры будут присваиваться перед тем, как могут оцениваться оптимальный объем предварительных испытаний и длительность. Указанные параметры включают в себя: точность δ измерения пластового давления; максимальное допустимое снижение давления (Δp max); пористость пласта ϕ, которая обычно доступна из каротажных диаграмм необсаженного ствола скважины; и суммарная сжимаемость C t, которая может быть получена из известных корреляций, которые, в свою очередь, зависят от литологии и пористости.

С определенными параметрами предварительных испытаний фазы измерения можно достичь улучшенных оценок пластового давления и подвижности пласта в пределах времени, выделенного для всего испытания.

В точке 350 фаза исследования заканчивается и начинается фаза измерения. Параметры, определенные из фазы исследования, используются для вычисления расхода, длительности предварительных испытаний и/или объема, необходимого для определения параметров для выполнения фазы 14 измерения. Теперь фаза 14 измерения может выполняться с использованием уточненного набора параметров, определенных из исходных параметров пласта, оцененных в фазе исследования.

Как показано на фиг.9, фаза 14 измерения включает в себя этапы для выполнения второго снижения давления 360, завершения снижения давления 370, выполнения второго нарастания давления 380 и завершения нарастания давления 390. Эти этапы выполняются, как описано ранее согласно фазе 13 исследования фиг.6. Параметры фазы измерения, такие как расход, время и/или объем, предпочтительно предопределены согласно результатам фазы исследования.

Снова возвратимся к фиг.5, на которой фаза 14 измерения предпочтительно начинается в момент завершения фазы 350 исследования и длится в течение длительности T MP, заданной фазой измерения до завершения в точке 390. Предпочтительно суммарное время для выполнения фазы исследования и фазы измерения попадает внутри диапазона выделенного количества времени. Как только завершается фаза измерения, пластовое давление может оцениваться, и инструмент отводится назад для дополнительного испытания, операций нисходящей скважины или удаления из буровой скважины.

Теперь обратимся к фиг.10, на которой показан альтернативный вариант осуществления вышеупомянутого способа для оценивания свойств плата, включающего в себя фазу 11 сжимаемости бурового раствора. Этот вариант осуществления содержит фазу 11 сжимаемости бурового раствора, фазу 13 исследования и фазу 14 измерения. Оценки сжимаемости бурового раствора могут быть использованы для уточнения процедуры фазы исследования, приводящей к лучшим оценкам параметров из фазы 13 исследования и фазы 14 измерения. Фиг.11А изображает трассу давления, соответствующую способу фиг.10, и фиг.11B показывает относительное графическое представление скорости изменения объема камеры предварительных испытаний.

В данном варианте осуществления опробователь пластов фиг.4 может быть использован для выполнения способа фиг.10. Согласно этому варианту осуществления изолирующие клапаны 121a и 124a могут быть использованы в сочетании с уравнительным клапаном 128a, для отделения некоторого объема жидкости в напорном трубопроводе 103a. Кроме того, изолирующий клапан 121a может быть использован для уменьшения влияния объема хранения инструментов так, чтобы содействовать быстрому нарастанию давления. Уравнительный клапан 128a дополнительно обеспечивает возможность легкого промывания напорного трубопровода, чтобы изгонять нежелательные флюиды, такие как газ, и чтобы содействовать повторному заполнению секций 119a и 103a флюидом буровой скважины.

Измерение сжимаемости бурового раствора может выполняться, например, путем первого вытягивания некоторого объема бурового раствора в инструмент из буровой скважины через уравнительный клапан 128a посредством поршня 118a предварительных испытаний, изолирующего некоторый объем бурового раствора в напорном трубопроводе посредством закрывания уравнительного клапана 128a и изолирующих клапанов 121a и 124a и сжатия и/или расширения объема отделенного бурового раствора посредством регулировки объема камеры 114a предварительных испытаний посредством поршня 118a предварительных испытаний и одновременной записи давления и объема отделенного флюида посредством манометра 120a.

Объем камеры предварительных испытаний может быть измерен очень точно, например, путем измерения смещения поршня предварительных испытаний посредством подходящего линейного потенциометра, не показанного на фиг.4, или посредством других традиционных методов. Также не показанное на фиг.4 средство, с помощью которого можно точно управлять скоростью поршня предварительных испытаний, чтобы дать желательное управление скоростью q p поршня предварительных испытаний. Методы для достижения упомянутых точных скоростей хорошо известны в технике, например, посредством использовании поршней, присоединенных к ходовым винтам правильной формы, коробкам передач и двигателям, управляемым компьютером, такие скорости, которые требуются настоящим способом, могут быть легко достигнуты.

Фиг.11А и 12 более подробно изображают фазу 11 сжимаемости бурового раствора. Фаза 11 сжимаемости бурового раствора выполняется перед установкой инструмента, и, следовательно, до проведения фаз исследования и измерения. В частности, инструмент не должен устанавливаться в контакте с буровой скважиной, не должен фиксироваться в буровой скважине, чтобы проводить испытание сжимаемости бурового раствора, тем самым снижая риск застревания инструмента из-за зафиксированной бурильной колонны. Однако может быть предпочтительно отбирать образцы флюида буровой скважины в некоторой точке, близкой к точке испытания.

Этапы, используемые для выполнения фазы 11 сжимаемости, показаны более подробно на фиг.12. Эти этапы также соответствуют точкам вдоль трассы давления фиг.11А. Как утверждается на фиг.12, этапы испытания сжимаемости бурового раствора включают в себя: 510 начало испытания сжимаемости бурового раствора, 511 вытягивание бурового раствора из буровой скважины в инструмент, 512 изоляцию объема бурового раствора в напорном трубопроводе, 520 сжатие объема бурового раствора и 530 завершение сжатия. Далее, начинается 540 расширение объема бурового раствора, объем бурового раствора расширяется 550 в течение некоторого периода времени до завершения 560. На этапе 561 открывается канал для движения флюидов из напорного трубопровода в скважину, и на этапе 570 давление в напорном трубопроводе выравнивается до пластового давления до завершения 575. Теперь на этапе 580 может начаться рециркуляция поршня предварительных испытаний. На этапе 581 буровой раствор изгоняется из напорного трубопровода в буровую скважину и на этапе 582 поршень предварительных испытаний рециркулирует. Когда желательно выполнять фазу исследования, тогда на этапе 619 инструмент может быть установлен, и на этапе 620 завершается открывание канала для движения флюидов из напорного трубопровода в скважину.

Сжимаемость бурового раствора относится к сжимаемости флюида напорного трубопровода, который обычно представляет собой в целом буровой раствор. Сжимаемость бурового раствора может быть использована для лучшего определения наклона линии 32 (как предварительно описано со ссылкой на фиг.7), что, в свою очередь, приводит к улучшенному определению точки 34 отклонения, оповещающей о течении из пласта. Следовательно, знание значения сжимаемости бурового раствора приводит к более эффективной фазе 13 исследования и обеспечивает дополнительное средство для дальнейшего уточнения оценок, выводимых из фазы 13 исследования и чтобы, в конечном счете, улучшать эти параметры, выводимые из фазы 14 измерения.

Сжимаемость бурового раствора C m может определяться путем анализа трассы давления фиг.11А и соответственно генерированных данных давления и объема. В частности, сжимаемость бурового раствора может определяться из следующего уравнения:

где C m - сжимаемость бурового раствора (1/фунт/кв.дюйм), V - суммарный объем отделенного бурового раствора (см3), p - измеренное давление напорного трубопровода (фунт/кв.дюйм), - норматив времени изменения измеренного давления в напорном трубопроводе ((фунт/кв.дюйм)/сек) и q p представляет собой производительность поршня предварительных испытаний (см3/сек).

Чтобы получить точную оценку сжимаемости бурового раствора, желательно, чтобы было собрано несколько точек данных для определения каждого отрезка направления давления-объема во время измерений сжимаемости бурового раствора. При использовании уравнения (16) для определения сжимаемости бурового раствора делают обычные предположения, в частности, сжимаемость является постоянной и инкрементный объем предварительных испытаний, используемый в измерении, является малым по сравнению с суммарным объемом V бурового раствора, отделенного в напорном трубопроводе.

Теперь объясняется выгода измерения сжимаемости бурового раствора при получении более точной точки 34a отклонения. Способ начинается с подгонки начальной части данных снижения давления фазы 13 исследования к линии 32a известного наклона кривой данных. Наклон линии 32a фиксируется предварительно определенной сжимаемостью бурового раствора, объемом напорного трубопровода и скоростью снижения давления поршня предварительных испытаний. Из-за того, что снижение давления проводится с фиксированной и точно управляемой скоростью, и сжимаемость флюида напорного трубопровода является известной константой, которая была определена вышеупомянутым экспериментом, уравнение, описывающее эту линию с известным наклоном α, дается выражением:

где V(0) - объем напорного трубопровода в начале расширения, C m - сжимаемость бурового раствора, q p - производительность поршня постепенного снижения давления, p + - кажущееся давление в начале процесса расширения. Предполагается, что V(0) намного больше, чем увеличение объема вследствие расширения камеры предварительных испытаний.

Вследствие того, что наклон α теперь известен, единственным параметром, который нужно специфицировать, чтобы полностью задать уравнение 17, является пересечение p +, то есть b. Обычно, p + неизвестно, однако, когда точки данных, принадлежащие линейному направлению расширения напорного трубопровода, подгоняются к линиям с наклоном α, все они могут произвести подобные пересечения. Таким образом, значение пересечения p + будет выясняться, когда идентифицируется линейное направление расширения напорного трубопровода.

Идентифицируется протяжение точек данных, которые попадают на линию, имеющую заданный наклон α, с заданной точностью. Эта линия представляет истинное направление давления снижения давления при расширении бурового раствора. Специалистам должно быть понятно, что при подгонке точек данных к линии необязательно, чтобы все точки попадали точно на линию. Вместо этого достаточно, чтобы точки данных были подогнаны к линии в пределах заданного диапазона точности, который выбирается, основываясь на характеристиках инструмента и рабочих параметрах. С таким подходом можно избежать неправильного направления, ассоциированного с ранними точками данных, то есть это точки в окрестности начала снижения давления поршня предварительных испытаний. Наконец, первая точка 34a, после точек, которые задают прямую линию, которая значительно отклоняется от линии (или находится вне заданного предела точности), это точка, где возникает отклонение от направления давления снижения давления. Обычно, отклонение 34a происходит при более высоком давлении, чем прогнозируется путем экстраполяции линии. Эта точка показывает прорыв глинистой корки.

Для идентификации точек данных, принадлежащих линии расширения напорного трубопровода, доступны различные процедуры. Детали процедур зависят конечно от того, как кто-то желает определять линию расширения напорного трубопровода, как выбирается максимальный интервал, и как выбирают меры точности и т.д..

Два возможных подхода даются ниже для иллюстрации деталей. Перед выполнением этого задаются следующие члены:

где, в основном, N(k)<k представляет число точек данных, выбранных из собранных k точек данных (t k , p k ).

В зависимости от ситуации, N{k) может быть равно k. Уравнения (18) и (19) представляют соответственно линию наименьших квадратов с фиксированным наклоном α и линию наименьшего абсолютного отклонения с фиксированным наклоном α через N(k) точек данных, и уравнение (20) представляет дисперсию данных в окрестности линии фиксированного наклона.

Один метод для задания линии с наклоном α, охватывающей самый длинный временной интервал, состоит в том, чтобы подгонять отдельные точки данных, когда они собираются, к линиям фиксированного наклона α. Указанный подгон производит последовательность пересечений {b k}, где отдельные b k вычисляются из формулы: b k =p k +at k. Если следующие одно за другим значения b k становятся прогрессивно ближе и явно попадают в узкую полосу, то точки данных, соответствующие этим индексам, используются для подгонки окончательной линии.

Конкретно, метод может включать этапы: (i) определение средней линии, b k, из заданной последовательности пересечений {b k }; (ii) нахождение индексов, принадлежащих к набору , где n b - некоторое число, например, 2 или 3, и где возможный выбор для s b задается следующим уравнением:

где последнее выражение вытекает из предположения, что измерения времени являются точными.

Возможны другие менее естественные варианты выбора для s b, например s b = S P,k; (iii) подгонка линии фиксированного наклона α к точкам данных с индексами, принадлежащими к I k; и (iv) нахождение первой точки (t k ,p k ), которая дает где зависит от способа, используемого для подгонки линии, и n S - число, как например, 2 или 3. Упомянутая точка, представленная номером позиции 34a на фиг.11А, взята, чтобы показать прорыв глинистой корки, и начало течения из пласта.

Альтернативный подход основан на той идее, что последовательность значений дисперсии данных в окрестности линии постоянного наклона может, в конце концов, стать более или менее постоянной, когда подогнанная линия сталкивается с данными истинного расширения напорного трубопровода. Таким образом, способ согласно изобретению может выполняться следующим образом: (i) линия фиксированного наклона, α, сначала подгоняется к данным, накопленным до времени t k. Для каждого набора данных линия определяется из выражения , где вычисляется b k из уравнения (18); (ii) последовательность значений дисперсии данных строится с использованием уравнения (20) с N(k)=k; (iii) впоследствии, индексы оказываются принадлежащими к набору:

(iv) линия фиксированного наклона α подгоняется к данным с индексами в J k. Пусть N(k) - число индексов в наборе; (v) определяется точка отклонения от последней из последовательности линий фиксированного наклона, имеющих индексы в вышеупомянутом наборе, когда первая точка, которая удовлетворяет условию , где n S - число как, например, 2 или 3; (vi) задается ; находится набор точек J k, так что ; (viii) подгоняется линия с наклоном α через точки с индексами в N; и задается прорыв глинистой корки в качестве первой точки (t k ,p k ), где . Как и в предыдущей опции, упомянутая точка, снова представленная номером позиции 34a на фиг.11А, берется, чтобы показать прорыв глинистой корки и начало течения из пласта.

Как только определяются линия 32a наилучшего согласия и точка 34a отклонения, точка 330a завершения, точка 370a нарастания и точка 350a завершения нарастания могут быть определены, как обсуждалось ранее в отношении фиг.7. Затем может быть определена фаза 14 измерения посредством уточненных параметров, генерированных на фазе 13 исследования фиг.11А.

На фиг.13 показан альтернативный вариант осуществления способа для оценки свойств пласта, включающего в себя фазу 12 фильтрации бурового раствора. В этом варианте осуществления способ содержит фазу 11а сжимаемости бурового раствора, фазу 12 фильтрации бурового раствора, фазу 13 исследования и фазу 14 измерения. Соответствующие трассы давления показаны на фиг.14A и соответствующее графическое представление скорости изменения объема камеры предварительных испытаний показано на фиг.14B. Такой же инструмент описан со ссылкой на фиг.10 и также может быть использован в связи со способом фиг.13.

Фиг.14А и 14B более подробно показывают фазу 12 фильтрации бурового раствора. Фаза 12 фильтрации бурового раствора выполняется после того, как инструмент установлен и перед выполнением фазы 13 исследования и фазы 14 измерения. Модифицированная фаза 11a выполняется перед фазой 12 фильтрации бурового раствора.

Модифицированное испытание 11а сжимаемости более подробно показано на фиг.15. Модифицированное испытание 11а сжимаемости включает в себя такие этапы, как этапы 510-580 испытания 11 сжимаемости фиг.12. После этапа 580 этапы 511 и 512 испытания сжимаемости бурового раствора повторяются, а именно на этапе 511a буровой раствор вытягивается из буровой скважины в инструмент, и на этапе 512a напорный трубопровод изолируется от буровой скважины. Теперь инструмент может быть установлен на этапе 610 и при завершении цикла установки напорный трубопровод может быть изолирован на этапе 620 при приготовлении для фаз фильтрации бурового раствора, исследования и измерения.

Фаза 12 фильтрации бурового раствора более подробно показана на фиг.16А. Фаза фильтрации бурового раствора начинается на этапе 710, на этапе 711 объем бурового раствора в напорном трубопроводе сжимается до завершения в точке 720, и давление напорного трубопровода падает, 730. Вслед за начальным сжатием на этапе 751 открывается канал для движения флюидов из напорного трубопровода в скважину, и на этапе 752 давление внутри инструмента и буровой скважины выравнивается, и на этапе 753 напорный трубопровод изолируется от буровой скважины.

Дополнительно, как показано на фиг.16B, может быть выполнена модифицированная фаза 12b фильтрации бурового раствора. В модифицированной фазе 12b фильтрации бурового раствора второе сжатие выполняется до того, как на этапе 751 открывается канал для движения флюидов напорного трубопровода в скважину, включая этапы 731 - начало повторного сжатия бурового раствора в напорном трубопроводе, 740 - сжатие объема бурового раствора в напорном трубопроводе до более высокого давления, 741 - завершение повторенного сжатия. На этапе 750 давление напорного трубопровода может падать. Тогда этапы 751-753 могут выполняться, как обсуждается относительно фиг.16A. Трасса давления на фиг.14A показывает фазу 12b фильтрации бурового раствора фиг.16С.

В другой опции 12c, показанной на фиг.16С, может выполняться цикл 730 повторного снижения давления вслед за падением давления в напорном трубопроводе, первого сжатия 711, включающий этапы 760 - начало повторного снижения давления бурового раствора в напорном трубопроводе, 770 - повторное снижение давления до некоторого давления, более низкого, чем давление буровой скважины, и 780 - завершение повторного снижения давления. Затем обеспечивается возможность падения давления в напорном трубопроводе, 750. Затем 751-753 могут повторяться, как обсуждается ранее относительно фиг.16A. Трасса давления на фиг.14A показывает фазу 12c фильтрации бурового раствора фиг.16С.

Как показано в трассе давления фиг.14A, способ 12 фильтрации бурового раствора фиг.16A может выполняться либо с фазой 12b фильтрации бурового раствора фиг.16B, либо с фазой 12c фильтрации бурового раствора фиг.16С. Дополнительно, во время фазы фильтрации бурового раствора могут выполняться один или несколько методов, показанных на фиг.16A-C.

Фильтрация бурового раствора относится к фильтрации базового флюида бурового раствора через глинистую корку, осажденную на стене буровой скважины, и к определению объемной производительности фильтрации при существующих условиях буровой скважины. В предположении, что свойства глинистой корки остаются неизменными во время испытания, производительность фильтрации через глинистую корку задается простым выражением:

где V t - суммарный объем отделенного бурового раствора (см3), и q f представляет производительность фильтрации бурового раствора (см3/сек); C m представляет сжимаемость бурового раствора (1/фунт/кв.дюйм) (где C m определяется во время модифицированного испытания 11a сжимаемости бурового раствора или ввода), - норматив снижения давления во время этапов 730 и 750 на фиг.14. Объем V t в уравнении (22) является представлением объема напорного трубопровода между клапанами 121a, 124a и 128a, как показано на фиг.4.

Для глинистых корок, которые являются неэффективными для герметизации стенки буровой скважины, скорость просачивания бурового раствора может составлять значительную часть производительности поршня предварительных испытаний во время постепенного снижения давления в напорном трубопроводе фазы исследования, и если ее не учитывать, то это может привести к ошибке точки, обнаруживаемой в качестве точки начала течения из пласта, 34 Фиг.7. При указанных обстоятельствах наклон α линии фиксированного наклона, используемой во время фазы постепенного снижения давления в напорном трубопроводе, чтобы обнаруживать точку начала течения из пласта, то есть точку 34 отклонения фиг.7, определяется с использованием следующего уравнения:

где V(0) - объем напорного трубопровода в начале расширения, C m - сжимаемость бурового раствора, q p - производительность поршня постепенного снижения давления, q f - производительность фильтрации бурового раствора из напорного трубопровода через глинистую корку в пласт; и p + - кажущееся давление в начале процесса расширения, которое, как объяснялось ранее, определяется во время процесса определения точки 34 отклонения.

Как только определены производительность фильтрации через глинистую корку, q f, и сжимаемость бурового раствора, C m, можно производить оценку пластового давления из фазы 13 исследования при обстоятельствах, когда фильтрация через глинистую корку является значительной.

Предпочтительно варианты осуществления настоящего изобретения могут выполняться автоматически. Кроме того, они применимы и к буровым инструментам нисходящей скважины, и к опробователям пластов, спускаемым на кабеле, перемещаемым в нисходящую скважину посредством спусковой колонны любого типа, такой как бурильная колонна, направляющий канат, коленчатый трубопровод или трубы в рулонах. Преимущественно способы настоящего изобретения позволяют буровым инструментам нисходящей скважины выполнять ограниченное во времени опробование пластов наиболее эффективным способом в отношении времени, так что потенциальные проблемы, ассоциированные с остановленным буровым инструментом, можно минимизировать или избежать.

Теперь со ссылкой на фиг.17А, 17B и 18 будет описан другой вариант осуществления выполнения измерений фазы исследования. Перед установкой опробователя 805 пластов сжимаемость бурового раствора предпочтительно определяется, как описано выше (не показано). После определения сжимаемости бурового раствора и перед установкой опробователя пластов давление, измеренное инструментом, представляет собой давление 801 скважинного флюида или гидростатическое давление бурового раствора. После установки 805 инструмента поршень предварительных испытаний 118a, такой как показан на фиг.4, активизируется 810, чтобы отбирать флюид с точной и фиксированной производительностью до достижения заданного падения давления 814 в требуемый момент времени t pi 815. Предпочтительно, чтобы требуемое падение давления Δp было такого же порядка или меньше, чем ожидаемый перепад давления на этой глубине, если перепад приблизительно известен. Перепад представляет собой разность давления между гидростатическим давлением бурового раствора и пластовым давлением. Альтернативно, требуемое падение давления Δp может быть некоторым числом (например, 300 фунт/кв.дюйм), которое больше максимального ожидаемого значения "давления возникновения течения" (например, 200 фунт/кв.дюйм). Находится ли действительное пластовое давление внутри этого диапазона, несущественно для вариантов осуществления настоящего изобретения. Следовательно, последующее описание предполагает, что пластовое давление не находится в этом диапазоне.

Согласно вариантам осуществления настоящего изобретения скорость снижения давления поршня, необходимая для достижения этого ограниченного падения давления Δp, может оцениваться из уравнения:

где C m - сжимаемость флюида напорного трубопровода, которая предполагается такой же, как у флюида буровой скважины; V t - объем отделенного флюида в напорном трубопроводе 103a между клапанами 121a, 124a и 128a, показанными на фиг.4; Δp - требуемое падение давления и t pi - длительность снижения давления предварительных испытаний.

Как показано на фиг.17А, 17B и 18, способ выполнения фазы 13b исследования согласно вариантам осуществления настоящего изобретения содержит этап 810 начала снижения давления и 814 выполнения управляемого снижения давления. Предпочтительно, чтобы скорость снижения давления поршня точно управлялось так, чтобы падение давления и скорость изменения давления хорошо управлялись. Однако необязательно проводить предварительное испытание (снижения давления поршня) при низких скоростях. Когда достигается предписанное инкрементное падение давления Δp, поршень предварительных испытаний останавливается и снижение давления завершается 816. Затем давление может выравниваться 817 на протяжении периода , 818, который может быть дольше, чем период t pi 817 снижения давления, например =2. После того, как давление стабилизировалось, стабилизированное давление в точке 820 сравнивается с давлением в начале снижения давления в точке 810. В этой точке принимается решение, повторять ли цикл, как показано номером позиции 819 на фиг.18. Критерий для принятия решения состоит в том, отличается ли выровненное давление (например, в точке 820) от давления в начале снижения давления (например, в точке 810) на величину, которая является по существу постоянной с ожидаемым падением давления Δp. Если так, то этот цикл расширения напорного трубопровода повторяется.

Чтобы повторить цикл расширения напорного трубопровода, например, поршень предварительных испытаний повторно активизируется, и цикл снижения давления повторяется, как описано, а именно происходит 820 запуск предварительного испытания, 824 снижение давления на точно такую же величину Δp по существу при такой же скорости и длительности 826 как для предыдущего цикла, 825 завершение снижения давления и 830 стабилизация. Снова, значения давления в точках 820 и 830 сравниваются, чтобы решить, повторять ли цикл. Как показано на фиг.17А, эти значения давления значительно отличаются, и по существу согласуются с ожидаемым падением давления (Δp), происходящим в результате расширения флюида в напорном трубопроводе. Следовательно, цикл повторяется, 830-834-835-840. Цикл "расширения напорного трубопровода" повторяется до тех пор, пока разность следующих друг за другом значений стабилизированного давления не станет существенно меньше, чем налагаемое/предписанное падение давления (Δp), показанное для примера на фиг.17А номерами позиций 840 и 850.

После того, как разность следующих друг за другом значений стабилизированного давления станет существенно меньше, чем налагаемое/предписанное падение давления (Δp), цикл "расширения напорного трубопровода" может повторяться еще один раз, как показано номерами позиций 850-854-855-860 на фиг.17А. Если значения стабилизированного давления в точках 850 и 860 находятся в существенном согласии, например, в пределах малого кратного повторяемости манометра, то в качестве первой оценки пластового давления берется большее из двух значений. Специалистам должно быть понятно, что на фиг.17А, 17B и 18 процессы показаны только для иллюстрации. Варианты осуществления настоящего изобретения не ограничиваются числом выполняемых циклов расширения напорного трубопровода. Более того, после того, как разность следующих друг за другом значений стабилизированного давления станет существенно меньше, чем налагаемое/предписанное падение давления (Δp), цикл может дополнительно повторяться один или несколько раз.

Точка, в которой происходит переход от расширения напорного трубопровода до течения из пласта, идентифицируется как точка 800 на фиг.17А. Если значения давления в точках 850 и 860 согласуются в конце выделенного времени стабилизации, то может быть выгодным допустить продолжение 860 нарастания давления и использовать процедуру, описанную в предыдущих разделах (см. описание для фиг.8) для завершения нарастания давления, чтобы получить лучшую первую оценку пластового давления. Процесс, посредством которого принимается решение, продолжать ли фазу исследования или выполнять фазу измерения 864-868-869, чтобы получить окончательную оценку 870 пластового давления флюида, описывается в предыдущих разделах. После окончания 870 фазы измерения, зонд отсоединяется от стенки буровой скважины, и давление возвращается к давлению 874 буровой скважины в течение периода времени 895 и достигает стабилизации в точке 881.

Как только первая оценка пластового давления флюида и подвижности пласта получена в фазе исследования 13b, показанной на фиг.17А и 18, полученные таким образом параметры могут быть использованы, чтобы установить параметры предварительных испытаний фазы 14 измерения, которые будут давать более точные параметры пласта в пределах выделенного времени для испытания. Процедуры для использования параметров, полученных в фазе 13b исследования, чтобы рассчитывать параметры предварительных испытаний фазы 14 измерения, были описаны в предыдущих разделах.

В вариантах осуществления, показанных на фиг.17А, 17B и 18, предписывается величина падения давления (Δp) во время фазы расширения напорного трубопровода. В альтернативном варианте осуществления, показанном на фиг.19 и 20, предписывается величина увеличения объема ΔV во время фазы расширения напорного трубопровода. В указанном варианте осуществления фиксированный и точно регулируемый объем флюида извлекается на каждом этапе с управляемой производительностью, чтобы произвести падение давления, которое можно оценить из:

Процедуры, используемые в данном варианте осуществления, подобны описанным для вариантов осуществления, показанных на фиг.17А, 17B и 18. Перед установкой опробователя пластов предпочтительно определяется сжимаемость бурового раствора (не показано). После определения сжимаемости бурового раствора и перед установкой опробователя пластов давление, измеренное инструментом, представляет собой давление скважинного флюида или гидростатическое давление 201 бурового раствора.

Как показано на фиг.19А, 19B и 20, после установки 205 инструмента активизируется поршень предварительных испытаний 118a, такой как показан на фиг.4. Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения способ выполнения фазы 13c исследования содержит этапы 210 начала снижения давления, 214 отбора флюида с точной и фиксированной производительностью, до тех пор, пока объем камеры 114a предварительных испытаний не увеличится на предписанную величину ΔV. Инкрементное изменение объема камеры предварительных испытаний может составлять, например, порядка 0,2-1 кубических сантиметров. Специалистам должно быть понятно, что величина предписанного увеличения объема ΔV не ограничивается этими иллюстративными объемами и должна выбираться согласно суммарному объему отбираемого флюида. Результирующее расширения флюида напорного трубопровода индуцирует падение давления в напорном трубопроводе.

Когда достигается предписанное приращение объема камеры предварительных испытаний, поршень 118a предварительных испытаний останавливается и снижение давления завершается 215. Затем давление в напорном трубопроводе может выравниваться 217 в течение периода t oi 218, который длиннее, чем период снижения давления t qi 216, например t oi =2 t qi. После того, как давление стабилизировалось (показано номером позиции 220 на фиг.19А), принимается решение, повторять ли цикл 219 "расширения напорного трубопровода" (показанный на фиг.20). Критерий принятия решения подобен таковому, описанному для вариантов осуществления, показанных на фиг.17А и 18. То есть, если давление после стабилизации или выравнивания (например, в точке 220) значительно отличается от такового в начале снижения давления (например, в точке 210), и разность давлений по существу согласуется с ожидаемым падением давления, возникающим в результате расширения флюида в напорном трубопроводе, то цикл "расширения напорного трубопровода" повторяется.

Чтобы повторить цикл расширения напорного трубопровода, например, поршень предварительных испытаний повторно активизируется 220, напорный трубопровод расширяется точно на такой же объем ΔV 224, и давление может стабилизироваться 230. Снова, если значения давления в точках 220 и 230 значительно отличаются, и по существу согласуются с ожидаемым падением давления 230-234-235-240, происходящим в результате расширения флюида в напорном трубопроводе, то цикл повторяется. Например, 230-234-235-240. Цикл "расширения напорного трубопровода" повторяется до тех пор, пока разность следующих друг за другом значений стабилизированного давления, например, значения давления в точках 230 и 240, показанные на фиг.19А, не станет существенно меньше, чем ожидаемое падение давления, обусловленное расширением флюида в напорном трубопроводе.

После того, как разность следующих друг за другом значений стабилизированного давления станет существенно меньше, чем ожидаемое падение давления, цикл "расширения напорного трубопровода" может повторяться еще один раз, как показано номерами позиций 240-244-245-250 на фиг.19А. Если значения стабилизированного давления в точках 240 и 250 находятся в существенном согласии, например, то в качестве первой оценки пластового давления берется большее из двух значений. Специалистам должно быть понятно, что на фиг.19А, 19B и 20 процессы показаны только для иллюстрации. Варианты осуществления настоящего изобретения не ограничиваются числом выполняемых циклов "расширения напорного трубопровода". Более того, после того, как разность следующих друг за другом значений стабилизированного давления станет существенно меньше, чем ожидаемое падение давления, цикл может дополнительно повторяться один или несколько раз.

Точка, в которой происходит переход от расширения напорного трубопровода до течения из пласта, идентифицируется как точка 300 на фиг.19А. Если значения давления в точках 240 и 250 согласуются в выбранных пределах в конце выделенного времени стабилизации (например, малое кратное повторяемости манометра), то может быть выгодным допустить продолжение 250 нарастания давления и использовать процедуру, описанную в предыдущем разделе (см. описание для фиг.8) для завершения нарастания давления, чтобы получить лучшую первую оценку пластового давления. Процесс, посредством которого принимается решение, продолжать ли фазу исследования или выполнять фазу измерения 250-258-259-260, чтобы получить окончательную оценку 260 пластового давления флюида, описывается в предыдущих разделах. После окончания 260 фазы измерения зонд отсоединяется от стенки буровой скважины, и давление возвращается к давлению 264 буровой скважины в течение периода времени 295 и достигает стабилизации в точке 271.

Как только первая оценка пластового давления флюида и подвижности пласта получена в фазе исследования 13c, показанной на фиг.19А и 20, полученные таким образом параметры могут быть использованы, чтобы установить параметры предварительных испытаний фазы 14 измерения, которые будут давать более точные параметры пласта в пределах выделенного времени для испытания. Процедуры для использования параметров, полученных в фазе 13c исследования, чтобы рассчитывать параметры предварительных испытаний фазы 14 измерения, были описаны в предыдущих разделах.

В предыдущем разделе коротко описаны способы для определения сжимаемости бурового раствора. Сжимаемость бурового раствора зависит от его состава и от температуры и давления флюида. В результате, сжимаемость бурового раствора часто изменяется с глубиной. Следовательно, желательно измерять сжимаемость бурового раствора на месте в местоположении вблизи места, где должно выполняться опробование. Если конфигурация инструмента не позволяет определять сжимаемость бурового раствора, как описано выше, то сжимаемость бурового раствора на месте может оцениваться альтернативными способами, как описано далее.

В способе согласно вариантам осуществления настоящего изобретения опробователь пластов может быть установлен в обсадном креплении, например вблизи башмака обсадной колонны, чтобы установить уплотнение между флюидом и обсадным креплением. Сжатие и постепенное снижение давления скважинного флюида, отделенного в напорном трубопроводе опробователя пластов, выполняется посредством поршня 118a предварительных испытаний, показанного на фиг.4. Процедуры для выполнения испытания сжимаемости бурового раствора описаны выше со ссылкой на фиг.11А и 11B. Как только производительность q p поршня предварительных испытаний, скорость изменения давления и отделенный объем V становятся известны, сжимаемость бурового раствора можно оценить из выражения .

В упомянутом конкретном варианте осуществления истинная вертикальная глубина (следовательно, температура и давление), на которой выполняется измерение сжимаемости, может значительно отличаться от глубины, на которой должно измеряться пластовое давление. Из-за того, что на сжимаемость бурового раствора действуют температура и давление, может быть необходимым применять коррекцию к измеренной таким образом сжимаемости бурового раствора на глубине, где должно выполняться испытание.

В некотором способе согласно настоящему изобретению информация давления и температуры буровой скважины собирается перед началом измерения, например, в точке 801, как показано на фиг.17А, с использованием известных датчиков давления и температуры. Основываясь на известных свойствах локальных измерений температуры и давления, диаграммы, показанные на фиг.21, могут конструироваться для цели проведения коррекции температуры и давления. Альтернативно, могут использоваться аналитические способы, известные в уровне техники, для вычисления поправочных коэффициентов, которые, когда они применяются к первоначальным измерениям сжимаемости, будут обеспечивать локальную сжимаемость флюида напорного трубопровода на той глубине, на которой должно измеряться пластовое давление. Смотрите, например, публикацию: E. Kartstad and B.S. Aadnoy, "Density Behavior of Drilling Fluids During High Pressure High Temperature Drilling Operations" IADC/SPE paper 47806, 1998.

В другом способе согласно вариантам осуществления настоящего изобретения измеряется сжимаемость выведенного на поверхность образца (например, объем бурового раствора в резервуаре) по диапазону ожидаемых условий температуры и давления нисходящей скважины. Затем может быть произведена оценка локальной сжимаемости бурового раствора при условиях нисходящей скважины из известных соотношений между плотностью бурового раствора и давлением бурового раствора, и температурой бурового раствора согласно способам, известным в уровне технике. Смотрите, например, фиг.21 и публикацию: E. Kartstad and B.S. Aadnoy, "Density Behavior of Drilling Fluids During High Pressure High Temperature Drilling Operations," IADC/SPE paper 47806, 1998.

Фиг.21 изображает типичное соотношение между сжимаемостью (C m ) флюида и давлением (p) флюида для буровых растворов на основе нефти и на основе воды. Сплошная линия 10 показывает вариацию сжимаемости бурового раствора в зависимости от давления в буровой скважине для типичного бурового раствора на основе нефти. Пунктирная линия 11 показывает соответствующую вариацию сжимаемости бурового раствора для типичного бурового раствора на основе воды. Сжимаемость бурового раствора на основе нефти на поверхности представлена номером позиции 7. Сжимаемость бурового раствора на основе нефти на башмаке обсадной колонны представлена номером позиции 8. Сжимаемость бурового раствора на основе нефти на заданной глубине измерения под башмаком обсадной колонны представлена номером позиции 9. Коррекция сжимаемости ΔС представляет разность между сжимаемостью бурового раствора на основе нефти на башмаке обсадной колонны 8 и таковой на глубине измерения 9. Измерение сжимаемости на башмаке обсадной колонны 8 может регулироваться посредством коррекции сжимаемости ΔС для определения сжимаемости на глубине измерения 9. Как показано пунктирной линией 11, изменение сжимаемости и соответствующая коррекция сжимаемости для буровых растворов на основе воды может быть менее значительной, чем коррекция, показанная сплошной линией 10 для буровых растворов на основе нефти.

Как отмечалось выше, сжимаемость бурового раствора при условиях нисходящей скважины, либо измеренная непосредственно на месте, либо экстраполированная из других измерений, может быть использована в вариантах осуществления настоящего изобретения для улучшения точности оценок свойств пласта из фазы исследования и/или фазы измерения, как показано, например, на фиг.11А.

Фиг.22 показывает график 2200 давления (P) в зависимости от времени (t) для давления, взятого во время операции предварительных испытаний. Данная трасса давления подобна предварительному испытанию, показанному выше на фиг.5, но более подробная. Основная процедура для предварительного испытания будет обсуждаться со ссылкой на фиг.22, хотя отмечается, что это описание является иллюстративным, и другие процедуры могут использоваться, не выходя за рамки настоящего изобретения.

Перед началом предварительного испытания прибор канала для движения флюидов, такой как зонд (112a на фиг.4), находится в отведенном назад положении так, что внутренность инструмента открыта для буровой скважины или гидростатического давления (P hl), показанного номером позиции 2201. Чтобы выполнить предварительное испытание, прибор канала для движения флюидов нажимается на стенку ствола скважины, чтобы сформировать уплотнение и установить канал для движения флюидов с пластом. Когда зонд входит в контакт со стенкой ствола скважины, прибор канала для движения флюидов устанавливается, и давление в напорном трубопроводе увеличивается. Упомянутое увеличение давления вызвано сжатием флюида в напорном трубопроводе, когда зонд нажимает на глинистую корку на стенке ствола скважины. Это действие установки имеет давление установки (P set) и изображено на фиг.22 номером позиции 2203. Как показано, давление установки (P set) может быть выше, чем давление буровой скважины (P hl) 2201, хотя так бывает не всегда. Относительное положение давления установки (P set) относительно гидростатического давления (P hl) несущественно для применимости нижеприведенного описания.

На фиг.22 точка 2204 отмечает начало фазы 2205 снижения давления фазы исследования. Оно называется давлением расширения (P ex) потому, что оно измеряется как раз перед началом фазы расширения. Точка 2204 может быть выше давления в буровой скважине (P hl) или может опускаться до давления в буровой скважине (P hl) после того, как инструмент установлен, или даже ниже.

В фазе снижения давления поршень предварительных испытаний (например, 118a на фиг.4), расположенный внутри инструмента и соединенный к напорному трубопроводу (например, 119a на фиг.4), смещается так, что объем напорного трубопровода увеличивается. В этом случае увеличение происходит при установившемся и известном расходе, но при желании может варьироваться. По мере увеличения объема и выполнения снижения давления давление в напорном трубопроводе падает. Упомянутая фаза 2205 снижения давления длится от точки 2204 до завершения снижения давления в точке 2209 сниженного давления.

В некоторой точке во время первого снижения давления ожидается, что глинистая корка (4 на фиг.1) на стенке ствола скважины, изолированного от зонда инструмента, прорвется, что позволит флюиду из пласта течь в напорный трубопровод зонда. Когда глинистая корка прорывается, и если пласт имеет достаточную подвижность, давление в напорном трубопроводе будет испытывать незначительный подъем, показанный номером позиции 2206. Обычно это происходит при давлении, которое ниже, чем стабилизированное давление (P sf) 2240 вскрытой поверхности в песчаном пласте, которое обычно неизвестно оператору в момент времени, когда прорывается глинистая корка. Таким образом, давление (P MC) 2206, при котором прорывается глинистая корка, обеспечивает начальное показание диапазона, в котором лежит стабилизированное давление (P sf) 2240 вскрытой поверхности в песчаном пласте, и, в конечном счете, пластовое давление (P f или P*).

Как только глинистая корка прорывается 2206, снижение давления продолжается 2207 до тех пор, пока давление в напорном трубопроводе не достигнет сниженного давления (P dl) в точке 2209. Отмечается, что большая часть фазы снижения давления (например, 2205, 2207), за исключением прорыва 2206 глинистой корки, очень близка к линейному падению давления, которое описано выше со ссылкой на фиг.7. Вблизи конца фазы 2208 снижения давления давление имеет тенденцию становиться нелинейным. Это потому, что флюид течет в инструмент из пласта, и расход флюида из пласта начинает согласовываться со скорости изменения объема, продиктованной движением поршня.

Самое низкое давление в процессе снижения давления, упоминаемом 'фаза снижения давления' 2205, называется "сниженное давление" (P dl) 2209. Существует несколько способов для определения того, когда остановится снижение давления. Некоторые примеры методов для определения завершения снижения давления обсуждались выше со ссылкой на фиг.7.

Один из методов, который может быть использован для выбора сниженного давления (P dl) 2209, основан на давлении, при котором прорывается глинистая корка (P MC) 2206, если таковое обнаруживается. Например, если обнаруживается прорыв глинистой корки, то сниженное давление (P dl) 2209 может быть установлено равным некоторому заданному или предварительно выбранному значению ниже давления глинистой корки (P MC) 2206.

В других случаях сниженное давление (P dl) 2209 не выбирается специально вообще. Вместо этого фаза снижения давления завершается, например, основываясь на изменении эффективного объема напорного трубопровода зонда после прорыва 2206 глинистой корки. Например, фаза снижения давления может быть задана путем перемещения поршня так, чтобы вытеснить выбранный объем после прорыва 2206 глинистой корки. В тех случаях, когда прорыв 2206 глинистой корки не обнаруживается, фаза снижения давления может быть завершена, основываясь на суммарном объеме бурового раствора, который вытесняется посредством перемещения поршня. Таким образом, могут быть заданы некоторые фиксированная скорость и суммарный объем. Фаза снижения давления будет продолжаться с поршнем, двигающимся с фиксированной скоростью, до тех пор, пока не будет достигнут заданный суммарный объем. В упомянутой точке поршень останавливается, и сниженное давление (P hl) 2209 будет зависеть от способности пласта доставлять флюид и от рабочего параметра, выбранного для предварительного испытания.

Как только достигается сниженное давление (P hl) 2209, поршень инструмента останавливает движение, и датчики давления в инструменте отслеживают нарастание давления, которое происходит в результате течения пластового флюида в инструмент. Такое нарастание давления, или фаза 2210 нарастания давления, длится от сниженного давления 2209 до тех пор, пока не будет достигнуто окончательное нарастание давления 2216. Во время фазы 2210 нарастания давления давление нарастает асимптотически до стабилизированного давления вскрытой поверхности в песчаном пласте (P sf), показанного пунктирной линией 2240. Отмечается, что окончательное нарастание давления (P bl) 2216 в конце первой фазы 2210 нарастания давления изображается меньше стабилизированного давления вскрытой поверхности в песчаном пласте (P sf) 2240, но оно может быть и больше. Фаза нарастания давления 2210 может быть завершена перед тем, как давление полностью стабилизировалось, например, когда для предварительных испытаний выделяется только короткая длительность.

Как показано на фиг.22, выполняется два последовательных предварительных испытания. Первое предварительное испытание, упоминаемое как 'фаза исследования', как только что описано, охватывает кривую давления от точки 2204 до точки 2216 на фиг.22. Фаза исследования может быть подобна предварительному испытанию, описанному выше, например, со ссылкой на фиг.2. Второе предварительное испытание или "фаза измерения" может выполняться после первого предварительного испытания или фазы исследования, как описано выше. По желанию могут выполняться дополнительные предварительные испытания.

Второе предварительное испытание, или 'фаза измерения' протягивается от точки 2216 до точки 2231 на фиг.22. Как описано выше, длительность этих фаз может ограничиваться и точки завершения этих фаз могут устанавливаться, основываясь на некоторых критериях. Обычно, фаза исследования короче по длительности по сравнению с фазой(-ами) измерения и часто используется для обеспечения оценок параметров пласта и/или чтобы рассчитывать критерии для проведения фазы измерения. Фаза измерения может быть специально приспособлена для достижения целей предварительных испытаний. По длительности она обычно длиннее, чем фаза исследования, и может обеспечить более точные результаты.

Как обсуждалось выше со ссылкой на фиг.7, предварительные испытания могут быть использованы для генерации оценки пластового давления (Pf) и оценки "подвижности" флюида в пласте. Подвижность описывает, насколько легко пластовый флюид может течь в пласте. Это может быть полезно при оценивании экономической обоснованности производства углеводородов из скважины. Подвижность задается как проницаемость пласта, деленная на вязкость флюида в пласте. Таким образом, подвижность M задается как M=K/µ, где K - проницаемость пласта и µ - вязкость пластового флюида.

Как описано ранее со ссылкой на фиг.7, оценка подвижности пласта может быть определена из площади под линией, протягивающейся горизонтально через окончательное давление нарастания давления и над кривыми снижения давления и нарастания давления (как показано на фиг.7 номером позиции 325). Например, на фиг.22, площадь 2251 под горизонтальной линией 2242 через первое давление нарастания давления (P bl) 2216 и над, по меньшей мере, частью кривых снижения давления 2205 и нарастания давления 2210, является показателем подвижности. Например, подвижность (K/µ) 1 может оцениваться с использованием вышеприведенного уравнения (1), где V 1 - вариация объема камеры предварительных испытаний между точкой пересечения линии 2242 и линии 2205 (например, 2261 на фиг.22) и концом фазы нарастания давления (например, 2216 на фиг.22), и A - площадь под кривой (например, площадь 2251 на фиг.22).

Фиг.22 также показывает кривую давления для фазы измерения, между точками 2216 и 2231. Фаза измерения, показанная на фиг.22, подобна фазе исследования (2204-2216), за исключением того, что фаза измерения может, но необязательно, иметь большее падение давления и обычно имеет более длительное время для фазы нарастания давления. Критерии для выполнения фазы измерения могут быть рассчитаны, основываясь на результатах фазы исследования, как описано здесь ранее.

Второе снижение давления начинается в точке 2216 фиг.22 и продолжается до тех пор, пока давление не достигнет второго сниженного давления (P d2) 2219. Подобно последней части 2208 первого снижения давления последняя часть 2218 второго снижения давления ведет себя нелинейно. Как и в случае первой фазы 2205 снижения давления второе снижение давления 2217 может быть завершено любым способом, известным в уровне технике. Например, вторая фаза 2217 снижения давления может быть остановлена после некоторого предварительно выбранного объема расширения. Также второе снижение давления 2217 может быть завершено, как только достигается предварительно выбранное давление, второе сниженное давление (P d2). Второе сниженное давление (P d2) 2219 может выбираться, основываясь на уже известной информации о скважине или пласте, из информации, выведенной из предыдущего предварительного испытания, или из испытаний, выполненных в контрольной скважине, или с использованием любых критериев, описанных выше.

Альтернативно, второе снижение давления 2217 может завершаться, основываясь на информации, полученной во время фазы исследования, как описано выше. Например, объемный расход и суммарный объем, выбранные для второго снижения давления 2217, могут быть выбраны, основываясь на данных давления, полученных во время фазы исследования 2204-2216. В другом примере второе снижение давления 2219 может специально выбираться, основываясь на анализе данных давления, полученных в фазе исследования 2204-2216. Способ для завершения первой и второй фаз снижения давления не ограничивается настоящим изобретением.

Второе снижение давления 2217 может быть вызвано перемещением поршня для расширения объема в напорном трубопроводе в инструменте. Предпочтительно поршень, используемый для фазы измерения, является таким же поршнем, который используется для фазы исследования, хотя можно использовать другой поршень. Дополнительно, для снижения давления могут быть использованы другие способы, известные в уровне технике. Способ для выполнения снижения давления не ограничивается настоящим изобретением.

После завершения фазы 2217 снижения давления в точке 2219 поршень может быть остановлен, и давление в напорном трубопроводе может увеличиваться. Это есть вторая фаза 2220 нарастания давления. Предпочтительно вторая фаза 2220 нарастания давления протяженнее по длительности, чем первая фаза нарастания давления 2210, когда выполняется много предварительных испытаний. Давление во второй фазе нарастания давления 2220 растет до второго выросшего давления (P b2) 2231. Упомянутое второе выросшее давление может быть использовано в качестве второго показателя стабилизированного давления вскрытой поверхности в песчаном пласте (P sf) 2240.

Как в случае фазы исследования, площадь 2252 на графике фазы измерения, которая лежит под вторым выросшим давлением (P b2) 2231 и над второй фазой 2217 снижения давления и второй фазой 2220 нарастания давления, может быть использована как показатель подвижности флюида в пласте. Значение площади 2252 вместе с вариацией объема камеры предварительных испытаний между точкой 2216 и точкой 2231 может быть использовано для оценки подвижности. Например, для оценки подвижности флюида в пласте может быть использовано вышеприведенное уравнение (1). Альтернативно, для определения подвижности может быть использован любой другой способ, известный в уровне технике.

После фазы измерения (то есть после завершения 2231 второй фазы 2220 нарастания давления), поршень предварительных испытаний обычно частично вытягивается, уравнительный клапан открывается и прибор канала для движения флюидов отводится назад от стенки ствола скважины. Затем напорный трубопровод снова подвергается давлению в буровой скважине. Давление в напорном трубопроводе поднимается (в 2232) до давления в буровой скважине (P h2) 2233.

В большинстве случаев давление в буровой скважине измеряется в начале предварительного испытания (P hl на 2201) подобно тому, как давление в буровой скважине (P h2 на 2233) измеряется в конце предварительного испытания. Следует отметить, что могут быть отличия, зависящие от ряда обстоятельств. Например, изменения температуры могут влиять на измерение давления. Дополнительно, если предварительное испытание выполняется при бурении, то гидростатическое давление в стволе скважины может флуктуировать, если предварительное испытание выполняется во время работы буровых насосов. На измерения давления в буровой скважине могут действовать другие факторы.

Следует отметить, что при выполнении операций предварительных испытаний во время бурения может быть желательным делать так с работающими буровыми насосами, даже, несмотря на то, что поток бурового раствора может вызвать шум и флуктуации в давлении в буровой скважине. Буровые насосы обеспечивают поток через бурильную колонну, что позволяет использовать телеметрию по гидроимпульсному каналу связи. Таким образом, оставляя буровые насосы работать при выполнении предварительного испытания, может осуществляться, по меньшей мере, некоторый уровень канала связи с поверхностью.

При функционировании согласно аспектам настоящего изобретения методы сжатия данных используются для заполнения предопределенной пропускной способности канала связи, такой как полоса пропускания, доступная для передачи данных в вышеупомянутом канале телеметрии по гидроимпульсному каналу связи, с передаваемыми данными, такими как вышеупомянутые данные предварительных испытаний и т.д. Используя такие методы сжатия данных, передача устойчивых к ошибкам данных испытания вверх по стволу скважины может быть обеспечена в реальном масштабе времени или почти в реальном масштабе времени, даже в случае, если данные канала связи несколько ограничены шириной полосы, например, из-за того, что для передачи других/дополнительных данных применяется низкая скорость передачи данных и/или ширина полосы. Например, используя методы сжатия данных настоящего изобретения, данные предварительных испытаний, описанных выше со ссылкой на фиг.22, достаточны для точного представления графика, иллюстрируемого на этой фигуре, могут передаваться на поверхность в реальном масштабе времени или почти в реальном масштабе времени.

Передача устойчивых к ошибкам данных может применяться, чтобы способствовать анализу и/или управлению операции бурения, не требуя удаления инструмента опробования пластов, и таким образом, бурильной колонны, и/или чтобы позволить продолжать операции бурения и/или быстро производить модификации в свете информации, выведенной из результатов предварительных испытаний и т.п. Конечно, настоящее изобретение не ограничивается передачей только вышеупомянутых данных давления предварительных испытаний или даже только данных предварительных испытаний. Например, настоящий способ может быть использован для передачи, среди прочего, производных данных давления предварительных испытаний, скоростей или объемов двигателя предварительных испытаний, объемов бурового раствора, откачиваемого во время операций отбора проб, оптических плотностей из спектрометра флюидов, плотностей флюидов и/или вязкостей отобранного потока, и информации, касающейся операций инструмента, таких как отведение назад или измерение значений давления линии установки в активное состояние, или информации, касающейся внутреннего состояния инструмента, при желании. В случаях, где опробователь пластов не адаптируется к автоматическому использованию данных фазы исследования для конфигурирования испытания фазы измерения, методы сжатия данных настоящего изобретения могут быть использованы для передачи на поверхность данных фазы исследования, достаточных для точного представления графика, иллюстрируемого на фиг.22, в реальном масштабе времени или почти в реальном масштабе времени. Эти данные могут анализироваться на поверхности для конфигурирования фазы измерения предварительных испытаний в пределах ограниченного времени, выделенного для остановки операции бурения с целью проведения предварительных испытаний. В тех случаях, когда испытание давления проводится с циркуляционными буровыми насосами, когда нет связи между инструментом и поверхностью во время выполнения испытания, описанные здесь способы могут использоваться с большой выгодой. Используя эти способы, точное представление данных, собранных инструментом во время таких испытаний откачки, может эффективно передаваться на поверхность после факта, позволяющего принимать решения, касающегося работы инструмента и состояния скважины. Хотя предшествующие примеры касаются передачи данных вверх по стволу скважины, должно быть понятно, что концентрации настоящего изобретения могут применяться по отношению к передаче данных вниз по стволу скважины и других данных.

На фиг.23 изображена высокоуровневая процедурная блок-схема операции обеспечения сжатия и передачи данных согласно концепциям настоящего изобретения. Как показано в процедурной блок-схеме на фиг.23, на этапе 3702 собираются данные так, что они могут содержать вышеупомянутые данные предварительных испытаний. Например, опробователь пластов может выполнять одно или несколько измерений, чтобы обеспечить требуемые данные, как описано выше.

После этого, на этапе 3704, все собранные данные или их выбранная часть, например данные, представляющие искомую часть по отношению к процедуре испытания, прореживается/сжимается, предпочтительно, используя методы, описанные более полно ниже. Должно быть понятно, что слово "прореживание" используется здесь в самом широком значении, включая уменьшение числа выборок в сигнальной дискретной последовательности или потоках данных, и не ограничивается десятой частью целого.

При обеспечении прореживания/сжатия данных на этапе 3704 точки данных событий предпочтительно идентифицируются в пределах данных испытания для передачи по каналу передачи данных. Прореживатель данных предпочтительно использует эти точки данных событий, чтобы идентифицировать дополнительные точки данных в пределах собранных данных, например конкретные точки данных, размещенные на кривой между точками данных событий, для передачи по каналу передачи данных. Предпочтительно дополнительные точки данных выбираются, чтобы заставить точки данных событий, дополнительные точки данных и любые служебные данные, используемые в отношении передачи собранных данных, заполнять, насколько можно ближе, всю допустимую полосу пропускания в канале связи. Полоса пропускания в канале связи, заполняемая согласно аспектам настоящего изобретения, может быть полной полосой пропускания канала связи или некоторой частью полосы пропускания канала, которая по-другому не используется, резервируется или недоступна для предшествующей передачи данных.

На этапе 3706 прореженные/сжатые данные кодируются для передачи в пределах канала связи. Кодирование данных может содержать пакетирование или квантование и присвоение битов данным, обработку данных, чтобы обеспечить обнаружение и/или исправление ошибок, выделение в самостоятельный элемент данных в пределах подходящего контейнера и т.д. Более того, кодирование данных, обеспеченное на этапе 3706, может включать в себя присоединение прореженных/сжатых данных к другим данным, или перемежение прореженных/сжатых данных с другими данными, которые должны передаваться по каналу связи.

Закодированные данные передаются с использованием канала связи на этапе 3708. Передача на этапе 3708 может включать в себя модуляцию несущей волны или любые другие хорошо известные методы для помещения данных на носитель для передачи. В предпочтительной конфигурации закодированные данные модулируются как импульсы для передачи посредством телеметрии по гидроимпульсному каналу связи.

На этапе 3710, закодированные данные принимаются системой в соединении с каналом связи. Например, когда опробователь пластов выполнит испытание, из которого собираются данные, наземная система, такая как приемник восстающих скважин, связанный с каналом связи, может принимать данные. Прием на этапе 3710 может включать в себя демодуляцию несущего канала или другие хорошо известные методы для выделения данных из передающей среды. В предпочтительной конфигурации принятые данные демодулируются из импульсов телеметрии по гидроимпульсному каналу связи.

Принятые данные декодируются на этапе 3712. Декодирование данных может содержать депакетирование и деквантизацию, и восстановление данных, обработку данных для обнаружения и исправления ошибок, развертывание или расформирование данных в пределах подходящего контейнера и т.д. Более того, декодирование данных на этапе 3712 может включать в себя отделение требуемых данных от других данных, которые были переданы по каналу связи. Декодирование данных на этапе 3712 может дополнительно или альтернативно включать в себя применение одной или нескольких обратных функций к данным, сжатым с использованием специальной функции, такой как обсуждается ниже со ссылкой на фиг.30. Дополнительно, декодирование данных может содержать применение инверсии функции роста, применяемой прореживателем данных, как описано ниже. Применение такой обратной функции может использовать информацию, касающуюся функции, применяемой к данным, которые передаются по каналу связи или могут независимо определяться, например, путем использования таких же алгоритмов, используемых для определения функцией, применяемой системой передачи данных.

На этапе 3714 декодированные и восстановленные данные анализируются и/или используются. Декодированные данные обычно добавляются в каротажную диаграмму скважины. Каротажная диаграмма скважины может принимать форму изображения на экране на буровой вышке, например буровая вышка 2 на фиг.1А. Каротажная диаграмма скважины также может принимать форму печатного документа или электронной записи, хранимой в любом носителе данных, известном в уровне техники. Например, когда опробователь пластов выполнит испытание, из которого собираются данные, наземная система, такая как компьютер или терминал, может обрабатывать данные, чтобы обеспечить информацию для инженера буровика или другого оператора, касающуюся непрерывных операций бурения, выполнения дополнительных испытаний, окончания испытаний и т.д. Альтернативно или дополнительно информация может сохраняться и использоваться позже, например, для определения модели продуктивного пласта, оценивания рентабельности продуктивного пласта, выбора эксплуатации оборудования или для других применений, известных в уровне технике.

После описания общих операций, обеспечивающих сжатие и передачу данных согласно концепциям настоящего изобретения, иллюстрируемым на фиг.23, внимание будет обращено на фиг.24-26, на которых обеспечиваются дополнительные подробности относительно предпочтительных методов сжатия данных. В частности, процедурная блок-схема фиг.24 обеспечивает детали в отношении предпочтительной конфигурации этапа 3704 прореживания/сжатия данных с фиг.23. Подобным образом, процедурные блок-схемы фиг.25 и 26 обеспечивают подробности в отношении различных конфигураций прореживания данных для этапа 3816 передачи фиг.24.

Чтобы помочь читателю лучше понять концепции настоящего изобретения, принцип действия изобретения, представленный процедурными блок-схемами фиг.24-26, будет описан здесь со ссылкой на данные предварительных испытаний пластов, чтобы тем самым обеспечить более ощутимую иллюстративную конфигурацию. Однако должно быть понятно, что настоящее изобретение не ограничивается использованием с упомянутыми здесь иллюстративными данными.

Как показано на фиг.24, процедурная блок-схема начинается на этапе 3802, в котором точки данных событий выбираются или выводятся для передачи. Обращаясь к данным предварительных испытаний, показанным на фиг.22, можно видеть, что там представлены конкретные события. Например, данные фазы измерения предварительных испытаний включают в себя точки данных, ассоциированные с конкретными событиями, происходящими во время или в связи с предварительным испытанием. В конкретной точке 2216 данных представлено событие начала снижения давления, точка 2219 данных представляет событие достигнутого сниженного давления, и точка 2231 данных представляет аппроксимированное событие выросшего давления. Другие события, которые могут представлять интерес по отношению предварительного испытания скважины, включают в себя: идентификацию давления в буровой скважине перед испытанием 2201, событие 2203 установки инструмента, начало 2204 фазы исследования предварительных испытаний/начало расширения напорного трубопровода, обнаружение 2206 прорыва глинистой корки, завершение 2209 снижения давления исследования, приближенное выросшее давление исследования/окончание фазы исследования предварительных испытаний/начало фазы измерения предварительных испытаний 2216, завершение 2219 снижения давления фазы измерения, приближенное выросшее давление фазы измерения/окончание фазы измерения предварительных испытаний/достигается окончательное пластовое давление 2231, и давление в буровой скважине после проведения 2233 испытания. Эти события могут быть не представлены во всех испытаниях, например потерянное уплотнение или испытание на эффективность тампонажа и т.д. Эти и другие события могут легко обнаруживаться (например, начинается или заканчивается конкретная операция опробования, как, например, приходит в контакт поршень предварительных испытаний, запускается двигатель, достигается конкретная скорость двигателя, инструмент входит в контакт, инструмент отсоединяется и т.д.), или относительно легко идентифицируется в пределах потока данных (например, реверсированное или быстрое изменение направления, пик или впадина одного или нескольких измеряемых параметров, достигнутое установившееся состояние одного или нескольких измеряемых параметров, достигается истечение времени ожидания события и т.д.).

Различные точки данных событий могут рассматриваться как представляющие особый интерес по отношению к выполняемым предварительным испытаниям, или в другом случае, можно представить данные, представляющие особый интерес, в потоке данных. Например, вышеупомянутые точки данных событий могут задавать интервалы значений или частей данных для сжатия, и/или для передачи в реальном масштабе времени. Соответственно этап 3802 фиг.24 предпочтительно функционирует, чтобы выбирать или выводить одно или несколько из этих событий, точек событий или точек данных для включения в передачу со сжатыми данными, используемую для представления полного потока данных (например, полное предварительное испытание или участок кривой фазы измерения предварительных испытаний, показанной на фиг.22).

На этапе 3804 определяется значение или значения, ассоциированные с вышеупомянутыми точками событий. Например, когда точки данных событий представляют некоторое давление в некоторый момент времени, для передачи могут быть определены значения давления и времени для каждой выбранной точки данных событий. В другом примере собранные данные экстраполируются между выбранными моментами времени или за их пределами, чтобы точно определить значения при изменении направления или асимптотические значения. Еще в одном примере значения в выбранных точках данных определяются посредством "сглаживания" собранных данных или направлений в собранных данных, например, как подробно поясняется ниже в отношении фиг.31-33B.

При функционировании, которое иллюстрируется на фиг.24, значения для каждой выбранной точки данных событий квантуются для передачи по каналу связи на этапе 3806. Например, значения каждой точки данных событий могут квантоваться для кодирования перед передачей. При желании, может быть обеспечено неоднородное квантование данных. Например, может быть выгодным использовать одну точность квантования значений точек данных, расположенных в некотором интервале, и другую точность квантования значений точек данных, расположенных в другом интервале или интервалах. Компандер может применяться, чтобы изменять точность квантования, используемую для квантования значений каждой из точек данных событий в зависимости от требуемого уровня точности. Детали, касающиеся конфигурации компандера, которые могут использоваться согласно концепциям настоящего изобретения, обсуждаются ниже.

Число битов, выделенных для значений точек прореженных данных, получающихся в результате квантования данных, может быть основано на требуемой точности. Например, когда точки данных представляют информацию давления и времени, число битов, обеспеченных посредством вышеупомянутого квантования, может быть вычислено согласно следующему правилу:

где обозначает самое маленькое целое число, меньшее x; t acc и P acc соответственно представляют собой требуемые точности давления и времени; nbitstime и nbitspress соответственно представляют собой число битов, выделенных для прореженных данных времени и давления; и tmax и Pmax соответственно представляют собой максимальное значение давления и максимальное значение времени.

На шаге 3808 данные, идентифицированные для передачи, например данные точки события или любые служебные данные, ассоциированные с передачей, анализируются по отношению к предопределенной пропускной способности канала, например полосы пропускания, доступной в канале связи для передачи данных предварительных испытаний, чтобы определить, могут ли дополнительные данные предварительных испытаний передаваться по каналу связи. Например, телеметрия по гидроимпульсному каналу связи может обеспечить скорость передачи в битах приблизительно от 0,5 бит в секунду до 12 бит в секунду, в зависимости от различных факторов. Максимальная скорость передачи в битах, достижимая относительно любой конкретной скважины с использованием телеметрии по гидроимпульсному каналу связи, способна определяться, например, через эмпирическое оценивание. Также способен определяться период, в котором должна выполняться передача данных. Например, операции бурения могут прерываться на некоторый максимальный период, например 15 минут, и операция предварительных испытаний, из которой должны передаваться данные, может потребовать 10 минут, оставляя приблизительно 5 минут для передачи данных (игнорируя для этого примера то, что передача данных может выполняться во время операций предварительных испытаний), если желательно окончить операции предварительных испытаний и все ассоциированные передачи до возобновления операций бурения. Альтернативно, при необходимости, передача данных может иметь место одновременно с возобновлением бурения. Предполагая в этом примере, что телеметрия по гидроимпульсному каналу связи поддерживает 1 бит в секунду, и что в это время по этому каналу не передаются никакие другие данные, пропускная способность полосы пропускания 300 битов доступна для передачи данных предварительных испытаний (предполагая, что время передачи 5 минут). Операция на шаге 3808 предпочтительно сравнивает число битов из квантованных значений выбранных точек данных событий, и любых служебных битов, ассоциированных с ними (например, заголовки пакетов, биты обнаружения/исправления ошибок и т.д.), с доступной пропускной способностью полосы пропускания, чтобы определить, сохраняется ли пропускная способность для передачи дополнительных данных.

На этапе 3810 предпочтительно выполняется определение того, является ли величина данных, ассоциированных с передачей выбранных точек данных событий, и любых других данных, выбираемых в текущий момент для связи, меньше, чем пропускная способность, доступная в канале связи для такой передачи. Если имеется дополнительная пропускная способность, доступная в канале связи (или если имеется дополнительная пропускная способность выше некоторой минимальной пороговой величины, достаточной, чтобы позволить передавать дополнительные данные), то согласно иллюстрируемой процедурной блок-схеме обработка переходит к этапу 3816, на котором предпочтительно выбираются для передачи дополнительные данные предварительных испытаний. Подробности относительно различных методов прореживания данных, которые могут применяться для выбора таких дополнительных данных, обеспечиваются ниже при обсуждении фиг.39 и 40.

Однако, если дополнительная пропускная способность недоступна в канале связи (или если имеется недостаточная пропускная способность, чтобы позволить передавать дополнительные данные), то согласно иллюстрируемой процедурной блок-схеме обработка может перейти к этапу 3811, на котором регулируется точность квантования. Например, разрешение значений может меняться, чтобы получить меньшее число битов, присвоенных точкам данных, и/или число точек данных может уменьшаться до тех пор, пока не будет достигнута достаточная полоса пропускания.

На этапе 3812 иллюстрируемой конфигурации данные выбираются для передачи, например кодируются выбранные точки данных событий и выбранные дополнительные точки данных. Операция этапа 3812 предпочтительно соответствует этапу 3706, обсуждаемому выше со ссылкой на фиг.23. На этапе 3814 иллюстрируемой конфигурации закодированные данные передаются. Операция этапа 3814 предпочтительно соответствует этапу 3708, обсуждаемому выше со ссылкой на фиг.23.

На фиг.25 показана процедурная блок-схема операций, обеспечивающих прореживание данных для сжатия данных, которые должны передаваться согласно одной конфигурации способа, использующего концепции настоящего изобретения. Должно быть понятно, что этапы процедурной блок-схемы, приведенной на фиг.25, могут выполняться как часть прореживания данных для передачи этапа 3816, показанного на фиг.24.

Прореживатель данных, используемый в процедурной блок-схеме фиг.25, функционирует, чтобы оптимизировать специфические данные, выбранные для передачи, и/или количество данных, передаваемых с использованием одной или нескольких переменных для выбора данных для передачи. Переменные для выбора данных для передачи, показанные на фиг.25, представляют собой изменение давления ΔР и времени ΔТ согласно примеру, в котором точки данных предварительных испытаний представляют собой давление в зависимости от времени. Конечно при выборе данных для передачи могут использоваться другие переменные, как, например, набор сжатых данных согласно концепциям настоящего изобретения.

На шаге 3902 выбираются значения ΔР и ΔТ. Значения этих переменных могут выбираться посредством нескольких методов. Например, значения приращения, ассоциированные с самым высоким разрешением данных (например, соответствующее скорости дискретизации, используемой при сборе данных испытания), могут выбираться для этих переменных первоначально из-за того, что такой выбор мог бы обеспечить максимальную информацию. Альтернативно, первоначально для этих переменных могут выбираться значения приращения, рассматриваемые как способные привести к выбору точек данных, достаточных для заполнения пропускной способности канала связи. Значения приращения рассматриваемые как способные привести к выбору точек данных, достаточных для заполнения пропускной способности канала связи, могут выбираться первоначально для этих переменных так, что некоторый итерационный процесс может быть использован для увеличения числа выбранных точек данных, чтобы по существу заполнить пропускную способность канала связи. Другими словами, итерационный процесс может включать в себя выбор, идентификацию и определение точек данных так, чтобы охватить выбор потенциальных точек данных. Такие значения приращения могут выбираться с использованием накопленной информации, моделирования, статистического анализа и т.д. Особенно выгодный исходный выбор для значения приращения давления состоит в выборе целого кратного, как, например, четыре или больше, шума в канале давления, причем шум давления определяется непосредственно из трассы давления, сжимаемой способами, хорошо известными в обработке сигналов.

При оптимизации ΔР и/или ΔТ приращения давления и/или времени могут определяться посредством алгоритма дискретной оптимизации, который автоматически регулирует размеры приращений давления и/или времени для достижения специфической цели числа битов, представляющих трассу давления-времени предварительных испытаний, предназначенную для передачи.

Точки данных в потоке данных, которые должны сжиматься согласно настоящему изобретению, выбираются на этапе 3904, в конфигурации фиг.25, точки данных, которые анализируются для выбора, представляют собой точки данных, лежащие на кривой на расстоянии некоторого значения приращения (здесь ΔР и ΔТ) от опорной точки (здесь точка данных события). Предпочтительно точки данных, которые анализируются для выбора, представляют собой точки данных на кривой между двумя выбранными точками данных событий, таких как точки данных событий, выбранные на этапе 3802 фиг. 24. Соответственно сегмент кривой набора данных, ограниченной двумя выбранными точками данных событий, легко может быть представлен в потоке сжатых данных согласно этой операции. Многочисленные сегменты кривой могут сжиматься согласно вышесказанному, тем самым обеспечивая кусочное сжатие данных предварительных испытаний. Вышеупомянутые концепции более легко понять со ссылкой на фиг.27.

Фиг.27 изображает кривую, ассоциированную с набором данных для передачи согласно настоящему изобретению, по существу соответствующую предварительному испытанию с фиг.22. Точки данных 4102-4138 показаны как первоначально выбираемые в виде набора сжатых данных для передачи. То есть, если число битов, ассоциированных с передачей каждой из этих точек данных по каналу связи, меньше или равно доступной пропускной способности канала связи, что, например, можно определить на этапе 3810 фиг.24, то для передачи будут выбраны точки данных 4102-4138. Точки данных 4102-4138 включают в себя точки данных событий 4102, 4112, 4114, 4124 и 4136, и, например, могут быть выбраны на этапе 3802 фиг.24. В случае, когда участок кривой должен быть сжат для передачи, идентифицируется точка данных события, ограничивающая этот участок кривой, и выбираются для передачи точки данных вдоль кривой шагами, ассоциированными с вышеупомянутыми переменными.

Соответственно в случае, когда участок, ограниченный точками данных событий 4114 и 4124, должен сжиматься, может быть идентифицирована точка данных события 4114, и поток данных может анализироваться, чтобы выбрать следующую точку данных, имеющую значение либо ΔР, либо ΔТ больше или меньше, чем соответствующее значение точки данных события 4114. В показанном примере значение давления точки данных 4116 составляет ΔР от значения давления точки данных события 4114 (хотя изменение времени остается меньше ΔТ). Это снова повторяется с использованием выбранной точки данных 4116 в качестве опорной, таким образом выбирая точку данных 4118, имеющую значение давления ΔР от значения давления точки данных 4116 (снова, хотя изменение времени остается меньше ΔТ). Точка данных 4122 показывает пример выбора точки данных, имеющей значение времени ΔТ от значения времени предшествующей выбранной точки данных (хотя изменение давления остается меньше ΔР). Должно быть понятно, что весь набор данных или его часть легко может прореживаться согласно вышесказанному.

Как только точки данных выбраны, значение или значения (например, наклон давления и/или значения времени), ассоциированные с вышеупомянутыми выбранными точками данных, определяются на этапе 3906, и значения, квантованные для передачи по каналу связи, определяются на этапе 3908. Квантование значений может быть выполнено с использованием такого же метода, как используется в отношении выбранных точек данных событий (этап 3806) или с использованием другого метода.

Из-за того, что функционирование вышеупомянутой конфигурации настоящего изобретения минимизирует количество данных, передаваемых в полосы пропускания доступной в канале связи, выбор дополнительных точек данных с использованием вышеупомянутых переменных предпочтительно является итерационным процессом. Соответственно иллюстративный пример возвращается к этапу 3810 фиг.24 после выбора дополнительных точек данных с использованием вышеупомянутого метода прореживания для определения того, связано ли количество данных с передачей выбранных точек данных событий, и меньше ли количество выбранных дополнительных точек данных, чем пропускная способность, доступная в канале связи для этой передачи. Если передача выбранных точек данных не будет заполнять доступную пропускную способность канала связи, то предпочтительно повторяется этап прореживания с регулированием одной или нескольких вышеупомянутых переменных (например, уменьшение размера приращения ΔР и/или ΔТ), чтобы увеличить число дополнительных выбранных точек данных. Подобным образом, если передача выбранных точек данных будет превышать доступную пропускную способность канала связи, то предпочтительно повторяется этап прореживания с регулированием одной или нескольких вышеупомянутых переменных (например, увеличение размера приращения ΔР и/или ΔТ), чтобы уменьшить число дополнительных выбранных точек данных.

Выбор одной конкретной вышеупомянутой переменой для регулирования и обеспеченной величины регулирования может быть основан на любом числе суждений. Например, в описанном здесь примере, в случае, когда приращения давления и времени используются для выбора дополнительных точек данных, может быть желательным регулировать переменную, связанную с давлением, когда переменная, связанная со временем, выбирается как функция максимального или минимального "перерыва" для дискретизации данных. Конечно, любая из таких переменных или они все могут регулироваться в любом количестве согласно концепциям настоящего изобретения. Более того, в различные моменты времени могут выбираться различные переменные для регулирования, как, например, последовательные итерации и/или на любые величины согласно концепциям настоящего изобретения.

На фиг.26 показана процедурная блок-схема операций обеспечения прореживания данных для сжатия данных, которые должны передаваться согласно другому аспекту способа, использующего концепции настоящего изобретения. Должно быть понятно, что этапы процедурной блок-схемы, изображенные на фиг.26, могут выполняться как часть данных прореживания для этапа 3916 передачи, показанного на фиг.24. Еще должно быть понятно, что методы сжатия данных, описанные со ссылкой на фиг.26, могут быть использованы в качестве альтернативы для методов сжатия данных или в комбинации с методами сжатия данных, описанными выше со ссылкой на фиг.25. Например, метод сжатия данных фиг.25 может быть использован для одного сегмента кривой, тогда как метод сжатия данных фиг.26 может быть использован для другого сегмента кривой. Таким образом, может быть использован метод сжатия данных, лучше всего подходящий для характеристик данных.

Прореживатель данных, используемый при реализации процедурной блок-схемы, показанной на фиг.26, функционирует, чтобы оптимизировать специфические данные, выбранные для передачи, и/или количество данных, передаваемых с использованием функции "роста" для выбора специфических точек данных для передачи и/или количества передаваемых точек данных. Функции, выполняемые такими прореживателями данных, могут использовать, например, линейную, логарифмическую, экспоненциальную, сферическую и геометрическую прогрессию, или любую другую соответствующую времени подобную функцию, например время или произведенный объем. Например, в случае, когда кривая, представленная точками данных, проявляет быстрое изменение значений в начале кривой, и скорость изменения значений уменьшается позже на кривой, тогда может быть желательным выполнять метод выбора точек данных для разреживания точек данных, выбранных вдоль кривой, чтобы избежать захвата непропорционально большого процентного отношения точек данных в конце кривой и более низкого процентного отношения точек данных в начале кривой, где происходит наибольшее число изменений. Применение функции роста прореживателем данных может использоваться для оптимизации выбора специфических данных для передачи посредством выбора точек данных более равномерно распространенных по дуге кривой. Вышеупомянутые концепции более легко понять, рассматривая фиг.28.

Фиг.28 изображает кривую, ассоциированную с набором данных для передачи согласно настоящему изобретению, по существу соответствующую фазе измерения предварительных испытаний с фиг.22. Хотя на фиг.28 показаны точки данных 4202-4230, этот пример иллюстрирует выбор точек данных по отношению к участку кривой. Соответственно точки данных 4212-4228 показаны как первоначально выбираемые в виде набора сжатых данных для передачи. То есть, если число битов, ассоциированных с передачей каждой из этих точек данных по каналу связи, меньше или равно доступной пропускной способности канала связи (или, которая доступна для передачи этого участка кривой), как, например, можно определить на этапе 3810 фиг.24, то для передачи будут выбираться точки данных 4212-4228. Точки данных 4212-4228 включают в себя точки данных событий 4212 и 4228, которые могут быть выбраны для передачи на этапе 3802 фиг.24, и, следовательно, не могут повторно передаваться, дополнительные точки данных 4214-4226, выбранные с использованием прореживателя данных описанной конфигурации. Соответственно в случае, когда должен сжиматься участок кривой, ограниченный точками данных событий 4212 и 4228, предпочтительно выполняется функция роста, чтобы обеспечить относительно равномерное распределение выбранных точек данных вдоль участка кривой между этими ограничивающими точками данных событий.

Когда прореживание данных обеспечивается согласно примеру, иллюстрируемому на фиг.26, должно выбираться несколько дополнительных точек данных, как определяется на этапе 4002. Например, в случае, когда должен прореживаться специфический участок кривой, число дополнительных точек данных между точками данных событий, ограничивающих участок кривой, может быть определено на этапе 4004. Число дополнительных точек данных, которое должно выбираться, может быть определено путем вычитания выбранных точек данных событий и ассоциированных служебных данных связи, а также любых других служебных данных, ассоциированных с передачей дополнительных точек данных, из доступной полосы пропускания канала связи.

На этапе 4004 определяется требуемый интервал между двумя событиями. Альтернативно, и как обсуждается здесь, желательный интервал может быть ограничен двумя моментами времени, как, например, t 0 и t n, показанные на фиг.28. Этот интервал может простираться от одного события до другого события или может охватывать любой участок между двумя событиями. Например, в вышеупомянутом примере, где точки данных содержат информацию давления и времени, может выбираться некоторый интервал, который при применении выбранной функции роста будет способствовать выбору числа дополнительных точек данных, определенных на этапе 4002. Начало интервала может определяться с использованием приращения времени Δt1, показанного на фиг.28. Например, начало интервала может определяться с использованием предварительно выбранной временной задержки, например, 1 секунда. Конец интервала может определяться с использованием процентного отношения tn - t0. Аналогично, начало интервала может определяться подобным образом.

Должно быть понятно, что функционирование настоящего изобретения не ограничивается любым конкретным параметром или интервалом для использования в отношении выбора дополнительных точек данных с использованием функции роста. Однако прореживание, применяющее функцию роста, предпочтительно выполняется по отношению к части потока данных, в котором значения точек данных увеличиваются или уменьшаются монотонно, чтобы обеспечить более однородное распространение выбранных дополнительных точек данных. Коэффициент функции роста, который будет приводить к выбору числа точек данных, определенного на этапе 4002, определяется на этапе 4006. После определения коэффициента функции роста, этап 4006 иллюстрируемого примера дополнительно обеспечивает временную прогрессию, тем самым идентифицируя моменты времени, ассоциированные с дополнительными точками данных, которые должны выбираться.

На этапе 4008 определяются значения давления для точек данных, соответствующих временной прогрессии, обеспеченной на этапе 4006. Должно быть понятно, что посредством применения такой функции роста сжатие данных в дополнение к прореживанию данных может быть реализовано посредством передачи частичных наборов данных. В вышеупомянутом примере, где точки данных представляют зависимость давления от времени, вышеупомянутая геометрическая прогрессия может быть использована для воспроизведения важного временного аспекта точки данных, тем самым позволяя передавать только компонент давления точки данных, предназначенный для передачи.

Соответственно на этапе 4010 иллюстрируемого примера для передачи квантуются значения давления, ассоциированные с выбранными дополнительными точками данных и с коэффициентом функции роста, используемым в определении временной прогрессии. Дополнительная или альтернативная информация при желании может квантоваться на этапе 4010. Например, в случаях, где различные функции роста могут применяться к прореживанию данных, может квантоваться информация, показывающая реализованную конкретную функцию роста. Подобным образом, в случаях, где желательный интервал между выбранными точками данных, конкретный параметр точек данных, используемый для функции роста, и т.п. неизвестны для принимающей стороны связи, информация для этих параметров может квантоваться для передачи. Квантование значений может выполняться с использованием некоторых методов, применяемых по отношению к выбранным точкам данных событий (этап 3806) или применяя другие методы.

Из-за того, что функционирование вышеупомянутой конфигурации настоящего изобретения максимизирует величину данных, передаваемых в полосе пропускания, доступной в канале передачи, выбор дополнительных точек данных с использованием вышеупомянутой функции роста может быть итерационным процессом. Например, множество участков кривой может прореживаться согласно этапам, установленным на фиг.24 и 26 соответственно, иллюстрируемый пример возвращается к этапу 3810 фиг.24 после выбора дополнительных точек данных с использованием вышеупомянутого метода прореживания для определения того, является ли величина данных, ассоциированных с передачей выбранных точек данных событий и выбранных дополнительных точек данных, меньше пропускной способности, доступной в канале передачи для такой передачи. Если передача выбранных точек данных не заполнит доступную пропускную способность канала связи, то этап прореживания данных предпочтительно повторяется для этого участка кривой или другого участка кривой, чтобы увеличить число дополнительных выбранных точек данных. Подобным образом, если передача выбранных точек данных превысит доступную пропускную способность канала связи, то этап прореживания данных предпочтительно повторяется для этого участка кривой или другого участка кривой, чтобы уменьшить число дополнительных выбранных точек данных.

После описания операции, обеспечивающей сжатие и передачу данных согласно концепциям настоящего изобретения, описанным на фиг.24-26, дальше следует обратить внимание на фиг.29, на которой иллюстрируются дополнительные детали для методов квантования, которые можно выполнить с использованием компандера данных согласно концепциям настоящего изобретения. Этапы процедурной блок - схемы фиг.29 могут использоваться, чтобы обеспечить квантование данных, как, например, на этапах 3806 (фиг.24), 3908 (фиг.25) и 4010 (фиг.26).

Квантование данных согласно процедурной блок-схеме фиг.29 начинается на этапе 4302, на котором определяются два или более интервалов в динамическом диапазоне набора данных. На этапе 4304 выбирается требуемая точность квантования, например, как обсуждалось выше в отношении уравнения 45. Концы интервалов квантуются на этапе 4306. На этапе 4308 определяется преобразование, основанное на двух или более интервалах, и на этапе 4310 это преобразование применяется, по меньшей мере, к одной точке из набора данных. Результат преобразованного набора данных квантуется на этапе 4312.

Продолжая рассматривать пример данных предварительных испытаний пласта, имеющих значения давления и времени, как установлено на фиг.22, предположим, что компандер используется для квантования иллюстративного набора данных, состоящих из значений давления Ph1 и Ph2, значения давления Pset установленного зонда, значения давления Pex расширения, значений выросшего давления Pb1, Pb2 значений сниженного давления Pd1 и Pd2 и значения давления, при котором прорывается Pmc глинистая корка. Используемый здесь термин "давление в буровой скважине" может относиться к любому из гидростатического и/или гидродинамического давления. Значения в этом наборе данных имеют диапазон от минимального значения Pmin, равного Pd2, до максимального значения Pmax, равного Pset.

Важный результат, обеспеченный предварительными испытаниями, представляет собой приближение стабилизированного давления Psf вскрытой поверхности в песчаном пласте. Точность Pacc квантования этого давления предпочтительно выбирается для квантования этого значения давления, или по меньшей мере, события, идентифицированного как окончательное достигнутое давление пласта (например, точка 4136 данных на фиг.27 или точка 4230 данных на фиг.28). Более конкретно, точность квантования может быть установлена раной 1 фунт/кв.дюйм для генерации каротажной диаграммы оценочного стабилизированного давления вскрытой поверхности в песчаном пласте с разрешением 1 фунт/кв.дюйм.

В случаях, когда распределение значений в наборе данных разреживается в некотором интервале или интервалах, компандер данных, действующий согласно процедурной блок-схеме фиг.43, предпочтительно используется, чтобы присваивать маленькую часть битов значениям набора данных, лежащим в вышеупомянутом разреженном интервале или интервалах. Продолжая рассматривать пример, в котором данные предварительных испытаний пласта, имеющие значения давления и времени, ассоциированные с ними, как установлено на фиг.22, можно сделать вывод, что за исключением начального расширения напорного трубопровода на участке снижения давления фазы исследования, профиль давления по существу варьируется между Pmin (минимальное значение давления) и Pmax (аппроксимированное, например, окончательным выросшим давлением Pb2). Может быть выгодным сократить интервал [PsfPmax], где разреживается распределение значений давления так, чтобы эффективно представлять значения давления в интервале [PsfPmin]. Вышеупомянутые концепции легче понять со ссылкой на фиг.30. Как показано на фиг.30, давление может отражаться через полилинейное преобразование, которое сжимает интервал [PsfPmax] с помощью линейной функции с наклоном меньше 1. Таким образом, интервал [PminPsf] после отражения занимает большую часть от всего интервала, чем интервал [PsfPmax]. После квантования с использованием однородного квантователя полный эффект такой же, как в случае неоднородного квантователя, который присваивает большую часть битов значениям, попадающим в интервал [PminPsf].

Более конкретно, иллюстративное преобразование основано на двух интервалах [PminPsf] и [PsfPmax], которые покрывают динамический диапазон иллюстративного набора данных. Концами указанных интервалов являются точки Pmin(Pd2), PsfP(b2) и Pmax(Pset), которые предпочтительно квантуются с точностью Pacc, используя некоторое число битов, обсуждаемых выше со ссылкой на уравнение 45. Другие значения иллюстративного набора данных сначала отражаются через преобразование фиг.30. Упомянутое преобразование отражает интервал [PminPsf] на интервал [VminV] и интервал [PsfPmax] на интервал [VVmax], где Vmin равно для примера 0, V равно для примера Psf - Pmin и Vmax представляет собой некоторое определенное значение, обычно меньше чем Pmax - Pmin.

Это преобразование применяется к элементам иллюстративного набора данных, отличных от Pb1, Pb2 и Pset, которые квантовались ранее. Результат преобразования предпочтительно квантуется с точностью Pacc. Заметим, что число битов, используемых для этих преобразованных значений, задается выражением:

Специалистам должно быть понятно, что при желании число интервалов может быть больше двух. Также должно быть понятно, что альтернативно могут быть использованы преобразования, отличные от полилинейных преобразований. Например, вместо или в дополнение к полилинейной функции может использоваться одиночная монотонная функция с варьируемым наклоном. Эта монотонная функция также может параметризоваться последовательностью значений точек данных. В частности, если переменная, предназначенная для передачи, имеет значения, охватывающие много порядков величины, то, например, для проницаемости квантование может применяться к представлению переменной, отличному от значений самой переменной. В случае проницаемости, как только принимается решение о диапазоне, который желательно охватить, квантование может применяться к экспоненте логарифмического представления значения. В данном случае имеет значение точность квантования экспоненты.

После описания методов квантования, которые можно реализовать с использованием компандера данных согласно концепциям настоящего изобретения, иллюстрируемым на фиг.29-30, внимание будет обращено на фиг.21 и 32, на которых иллюстрируются дополнительные подробности относительно методов определения значения, которые можно реализовать согласно концепциям настоящего изобретения. Методы, обсуждаемые со ссылкой на фиг.31-32, или другие методы сглаживания, обсуждаемые ниже, могут использоваться, чтобы обеспечить значения в выбранных точках данных, как, например, в любом из этапов 3804 (фиг.24), 3906 (фиг.25) и 4008 (фиг.26).

Фиг.31 показывает один пример кривой 2900 нарастания давления графика предварительного испытания зависимости давления (P) от времени (t). Эта кривая 2900 нарастания давления может быть такой же, как кривая 2210 или 2220 нарастания давления, фиг.22, только более подробная. Кривая нарастания давления представляет все точки данных давления, которые записаны скважинным инструментом во времени в гипотетическом предварительном испытании. Вследствие вариаций в работе датчиков давления, температуры нисходящей скважины и способа, которым флюид вытекает из пласта, данные показывают вариации вблизи основного направления. Однако, если рассматривать в совокупности, то данные выглядят как составляющие до некоторой степени гладкую кривую нарастания давления.

В некоторых случаях выгодно вычислять сглаженное значение давления и производную давления или наклон кривой нарастания давления в выбранных точках вдоль ее эволюции. На фиг.31 первая точка данных в фазе нарастания давления в нулевой момент времени выбирается в качестве первой выбранной точки данных 2901. Остальные из точек данных выбираются, основываясь на различных критериях, таких как значения приращения давления, значения приращения времени, функции роста времени и т.д. В этом примере точки 2902-2907 выбираются с использованием геометрической временной прогрессии. Альтернативно, для анализа могут использоваться все собранные точки данных.

Сразу после выбора точек данных можно определить сглаженное значение и производную давления (то есть наклон кривой нарастания давления) вблизи выбранных точек. Может быть полезным выбирать некоторый диапазон вблизи выбранной точки данных и подгонять кривую ко всем из точек данных в этом диапазоне. Сглаженное значение и производная давления кривой в выбранной точке данных могут оцениваться с использованием подогнанной кривой.

Фиг.32 изображает участок 3000 кривой 2900 нарастания давления. Выбирается точка 3001 данных, вблизи которой должны оцениваться сглаженное значение и значение наклона. Точка 3001 данных имеет время t 0 и давление P 0. Диапазон вблизи точки 3001 данных выбирается для некоторого интервала давления (δ). Выбор интервала давления (δ) может выполняться произвольно или посредством нескольких различных способов. Предпочтительно интервал (δ) выбирается как некоторое кратное шума сигнала. Другими словами, интервал (δ) может выбираться как некоторое кратное разрешения датчика давления. Выбирая интервал (δ) любым из этих способов, можно гарантировать, что разности давления между точками на этом интервале представляют действительные изменения давления и нестатистические вариации данных.

Верхняя и нижняя границы диапазона давления соответствуют значениям давлениям P L и P H соответственно, где P L =P 0 и P L =P 0 +δ. На фиг. 32 значения давления P L и P H соответствуют приблизительно точке 3003 нарастания давления и точке 3005 нарастания давления соответственно.

Как только задан диапазон давления, кривая подгоняется по интервалам. В одном примере функция сглаживания подгоняется к данным в выбранном диапазоне. "Функция сглаживания" - это любая функция, которая подгоняется к данным, чтобы создать гладкую кривую, которая аппроксимирует данные в выбранном диапазоне. Может быть использована любая функция, которая аппроксимирует данные. В одном примере математическое выражение функции сглаживания является квадратичной функцией времени, как, например, показано в уравнении 31:

где t 0 - время выбранной точки данных, a, b и c - константы, которые должны подгоняться. Один из способов аппроксимации квадратичной функции представляет собой устойчивый к ошибкам метод наименьших квадратов, известный в уровне технике. Способ аппроксимации уравнения, а также конкретная форма уравнения не предназначены для того, чтобы ограничивать изобретение. Линия 3010 на фиг.32 представляет кривую для квадратичного уравнения, которая подгоняется к данным в выбранном диапазоне.

В точке, где t=t 0, давление в уравнении (31) будет постоянным и равным c. Кроме того, принимая во внимание аналитическую производную уравнения (31), можно видеть, что производная уравнения (31) в точке t 0 равна константе b. Таким образом, подгоняя квадратичное уравнение, как, например, уравнение 31, к данным в выбранном диапазоне, можно оценить "сглаженные" значения давления и наклона кривой нарастания давления в точке t 0 соответственно как равные c и b. Таким образом, давление в точке t 0 можно оценить как третью константу (то есть c, в уравнении 31), и производную давления можно оценить как вторую константу (то есть b, в уравнении 31). Этот способ, как показано для выбранной точки 3001 на фиг.32, может выполняться для каждой из выбранных точек данных в наборе данных для нарастания давления. Например, этот способ можно использовать для определения "наиболее характерного" значения давления и наклона кривой нарастания давления на фиг.30 в точках 2902-2906. Этот способ также ограничивается точками данных, выбранными вдоль кривой нарастания давления, и может применяться к другим точкам данных, выбранным где-то в другом месте на кривой предварительных испытаний.

Может быть важным знать "наиболее характерное" значение давления и/или наклона кривой предварительных испытаний в конечных точках данных в фазе предварительных испытаний. В некоторых случаях выбранная точка данных может быть последней записанной точкой данных на кривой (то есть 2907 на фиг.30). В других случаях выбранные точки данных могут быть близки к событию, в котором направление давления быстро изменяется (то есть 2901 на фиг.30).

Должно быть понятно, что значения, передаваемые наземному оператору для встраивания в каротажную диаграмму скважины, не ограничиваются некоторым сглаженным значением и некоторым наклоном. Например, другие данные могут определяться посредством аппроксимации кривой, как, например, кривизна, и могут передаваться. Также может передаваться только что-то одно либо сглаженное значение, либо наклон. Дополнительно или альтернативно, значения определяются методами фильтрации, применяемыми к интервалу, выбранному вблизи некоторой точки данных, как обсуждается ниже.

Как показано на фиг.32, может быть выгодным определять сглаженное значение и наклон кривой нарастания давления вблизи выбранных точек с использованием методов фильтрации. Как только диапазон давлений или участок кривой заданы вблизи выбранной точки данных, может быть выбран фильтр, основываясь на числе точек данных, присутствующих в этом диапазоне. Таким образом, определяется число NL точек данных между точкой данных 3003 (ассоциированной с нижней границей PL выбранного интервала) и выбранной точкой данных 3001. Также определяется число NH точек данных между выбранной точкой данных 3001 и точкой данных 3005 (ассоциированной с верхней границей PH выбранного интервала). Длина фильтра L также может выбираться, основываясь на NL, NH или обоих NL и NH. Например, нулевая фаза, длина фильтра конечной импульсной характеристики (FIR, КИХ) может выбираться, основываясь на минимуме N min числа N L и N h, как задано выражением L=2 N min+1.

Коэффициенты фильтра обычно зависят от выбранной длины фильтра L. Некоторые фильтры могут быть более эффективными для фильтрации данных на коротких интервалах, а другие на длинных интервалах, и выбираются соответственно. "Наиболее характерное" значение давления и/или наклона кривой предварительных испытаний для давления в выбранной точке 3001 данных может быть получено посредством свертки с помощью фильтра нижних частот, нулевой фазы, фильтра КИХ, такого как фильтр с нормализованным конусообразным окном, или фильтра взвешивания ядра. Более конкретно, могут быть использованы фильтры с окном Уэлча, ядра Epanechenikov или Savitsky Golay. Иллюстративный пример фильтра, применяемого для получения сглаженного значения давления в выбранной точке, показан на фиг.33А. Следует отметить, что фильтры могут содержать положительные и отрицательные значения (не показано).

Как только фильтр выбран, записанная кривая фильтруется вблизи выбранной точки данных с использованием способа фильтрации (то есть свертки), хорошо известного в уровне техники. Затем может передаваться значение фильтрованной кривой в момент времени t 0.

Альтернативно или дополнительно, производная давления или наклон кривой в выбранной точке 3001 данных могут быть получены посредством методов фильтрации. Например, можно использовать производный фильтр выбранной длины L. Производные фильтры обычно имеют частотный отклик H(ω), по существу пропорциональный пульсации jω в искомой частной полосе сигнала. Например, производный фильтр может быть получен путем дифференцирования фильтра нижних частот. Иллюстративный пример антисимметричного производного КИХ фильтра показан на фиг.33B.

Хотя на фиг.33А-B иллюстрируются только КИХ фильтры, специалистам должно быть понятно, что могут быть использованы другие типы фильтров. Например, для определения сглаженных значений кривой, значений наклона кривой или других характеристик кривой может быть использован фильтр бесконечной импульсной характеристики (IIR, БИХ). Также может быть использована прямая и обратная фильтрация. Фильтрация может дополнительно использоваться для интерполяции данных между двумя моментами времени. В дополнение к фильтрации могут быть использованы другие методы удаления шума, такие как детектирование и удаление выброса.

Здесь были описаны конфигурации со ссылкой на примеры, дающие данные предварительных испытаний пласта, имеющие значения давления и времени. Однако должно быть понятно, что концепции настоящего изобретения не ограничиваются конкретными данными, источником данных или средой, через которую передаются данные.

Более того, настоящее изобретение не ограничивается конкретными этапами, порядком этапов или конфигурациями, приведенными в вышеупомянутых примерах. Соответственно обработка, дополнительная или альтернативная к вышеописанной обработке, может выполняться согласно концепциям настоящего изобретения. Например, при желании, методы сглаживания данных могут выполняться относительно данных прежде прореживания данных.

Должно быть понятно, что, используя концепции настоящего изобретения, данные можно сжимать и передавать в реальном масштабе времени или почти в реальном масштабе времени. Например, в случаях, где данные содержат данные предварительных испытаний пласта, сжатие и передача могут выполняться до окончания предварительного испытания, как, например, после того, как регистрируется подходящее число точек данных событий (например, одна или несколько точек данных событий) и подходящее число дополнительных точек данных (например, последовательности точек данных перед или после некоторой точки данных события).

1. Способ генерации каротажной диаграммы скважины из скважинного инструмента, расположенного в буровой скважине, проходящей через подземный пласт, содержащий: определение полосы пропускания передачи данных, связанной с упомянутой буровой скважиной, доступной для упомянутого скважинного инструмента; идентификацию множества событий в потоке данных упомянутого скважинного инструмента; определение значений, связанных с упомянутым множеством событий; определение участка упомянутой полосы пропускания передачи данных, доступной для передачи данных после того, как из упомянутой полосы пропускания передачи данных выводится полоса пропускания передачи значений, связанных с множеством событий; выбор точек данных из упомянутого потока данных, причем упомянутые точки данных выбираются как функция упомянутого участка упомянутой полосы пропускания передачи данных, доступной для передачи данных; определение значений, связанных с выбранными точками данных; передачу в наземную систему значений, связанных с упомянутым множеством событий и с выбранными упомянутыми точками данных; и встраивание переданных значений в каротажную диаграмму скважины.

2. Способ по п.1, в котором упомянутый выбор точек данных из упомянутого потока данных, как функция упомянутого участка упомянутой полосы пропускания передачи данных, доступной для передачи данных, содержит: максимизацию величины выбранных точек данных для использования упомянутого участка упомянутой полосы пропускания передачи данных со значениями, связанными с упомянутым выбранными точками данных.

3. Способ по п.2, в котором максимизация величины выбранных точек данных содержит решение дискретной оптимизационной задачи.

4. Способ по п.1, в котором упомянутый выбор точек данных как функции упомянутого участка упомянутой полосы пропускания передачи данных, доступной для передачи данных, содержит: идентификацию потенциальных точек данных как функции упомянутых значений, ассоциированных с упомянутым множеством событий, используя функцию роста.

5. Способ по п.1, в котором упомянутый выбор точек данных как функции упомянутого участка упомянутой полосы пропускания передачи данных, доступной для передачи данных, содержит: выбор, по меньшей мере, одного порога параметра; идентификацию потенциальных точек данных, используя, по меньшей мере, один порог параметра; определение того, могут ли значения для упомянутых потенциальных точек данных применять упомянутый участок упомянутой полосы пропускания передачи данных, доступной для передачи данных.

6. Способ по п.5, дополнительно содержащий: итеративное выполнение упомянутых выбора, идентификации и определения, чтобы сойтись на выборе потенциальных точек данных, для обеспечения максимальной величины упомянутых значений для употребления.

7. Способ по п.6, в котором упомянутое итеративное выполнение упомянутых выбора, идентификации и определения содержит: регулирование, по меньшей мере, одного порога параметра.

8. Способ по п.7, в котором упомянутое регулирование, по меньшей мере, одного порога изменения параметра данных содержит: определение того, могут ли упомянутые значения превысить упомянутую полосу пропускания передачи данных, доступную для передачи данных; и увеличение упомянутого, по меньшей мере, одного порога параметра.

9. Способ по п.1, дополнительно содержащий: квантование упомянутых значений для передачи.

10. Способ по п.9, в котором упомянутое квантование содержит: выбор, по меньшей мере, трех точек данных вдоль пути, заданного упомянутым потоком данных; задание первого интервала между первым и вторым значениями, ассоциированными с первой и второй точками данных из упомянутых, по меньшей мере, трех точек данных; задание второго интервала между вторым значением и третьим значением, ассоциированным с третьей точкой данных из упомянутых, по меньшей мере, трех точек данных; определение одного преобразования из первого и второго интервалов; применение указанного преобразования, по меньшей мере, к одному из упомянутых значений для передачи; и деление преобразованного значения на точность квантования.

11. Способ по п.10, в котором упомянутое преобразование обеспечивает полилинейную функцию, которая сжимает один из упомянутых первого и второго интервалов с линейной функцией с наклоном меньше 1.

12. Способ по п.10, в котором упомянутые выбор, задание, определение, применение и деление содержат операцию квантования, функционирующую, чтобы присваивать большую часть битов упомянутому первому интервалу и меньшую часть битов упомянутому второму интервалу.

13. Способ по п.1, в котором упомянутое множество событий содержит, по меньшей мере, одно событие, выбранное из группы, состоящей из: события начала снижения давления; события достигнутого снижения давления; события аппроксимированного нарастания давления; события начала фазы исследования предварительных испытаний; события конца фазы исследования предварительных испытаний; события начала фазы измерения предварительных испытаний; события конца фазы измерения предварительных испытаний; события окончательного достигнутого пластового давления; и события прорванной глинистой корки.

14. Способ по п.1, в котором упомянутые точки данных размещаются в упомянутых потоках данных между, по меньшей мере, двумя событиями из упомянутого множества событий.

15. Способ по п.1, в котором упомянутое множество событий ассоциируется с операциями скважинного инструмента.

16. Способ по п.1, в котором упомянутое определение значений, ассоциированных с точками данных, содержит: выбор участка потока данных вблизи точек данных; сглаживание значений, ассоциированных с участком потока данных; и определение упомянутых значений из сглаженных значений, ассоциированных с участком потока данных.

17. Способ по п.1, дополнительно содержащий декодирование передаваемых значений на поверхность.

18. Способ по п.17, в котором декодирование включает в себя, по меньшей мере, одно из действий: восстановление с обратным компандером, разворачивание, деквантизацию и реконструирование переданных значений.

19. Способ генерации каротажной диаграммы скважины из скважинного инструмента, расположенного в буровой скважине, проходящей через подземный пласт, содержащий: сбор данных, ассоциированных с функционированием упомянутого скважинного инструмента; идентификацию множества событий, ассоциированных с функционированием упомянутого скважинного инструмента; выбор точек данных для передачи упомянутым скважинным инструментом, причем упомянутые точки данных выбираются как функция упомянутого множества событий и функция роста; определение значений, ассоциированных с упомянутым множеством событий и упомянутыми точками данных для передачи упомянутым скважинным инструментом; передачу в наземную систему упомянутых определенных значений; и встраивание переданных данных в каротажную диаграмму скважины.

20. Способ по п.19, в котором выбор точек данных содержит: выбор максимального количества точек данных, способных передаваться на поверхность в виде значений.

21. Способ по п.20, дополнительно содержащий: квантование упомянутых определенных значений для передачи.

22. Способ по п.21, в котором упомянутое квантование содержит: выбор, по меньшей мере, трех точек данных в некоторой части собранных данных; задание первого интервала между первым и вторым значениями, ассоциированными с первой и второй точками данных из упомянутых, по меньшей мере, трех точек данных; задание второго интервала между вторым значением и третьим значением, ассоциированными с третьей точкой данных из упомянутых, по меньшей мере, трех точек данных; определение одного преобразования из интервалов; применение указанного преобразования, по меньшей мере, к одному из упомянутых определенных значений для передачи; и деление преобразованного значения, используя точность квантования.

23. Способ по п.22, в котором упомянутое преобразование обеспечивает полилинейную функцию, которая сжимает один из упомянутых первого и второго интервалов с линейной функцией с наклоном меньше 1.

24. Способ по п.22, в котором упомянутые выбор, задание, определение, применение и деление содержат операцию квантования, функционирующую, чтобы выделять большую часть битов упомянутому первому интервалу и меньшую часть битов упомянутому второму интервалу.

25. Способ по п.19, в котором упомянутая функция роста выбирается из группы, состоящей из: линейной прогрессии; логарифмической прогрессии; экспоненциальной прогрессии; сферической прогрессии; и геометрической прогрессии.

26. Способ по п.19, дополнительно содержащий: определение коэффициента роста для упомянутой функции роста, чтобы обеспечить выбор максимального количества упомянутых точек данных, способных передаваться в виде значений.

27. Способ по п.26, в котором определение выполняется внутри инструмента, собирающего данные.

28. Способ по п.19, в котором упомянутые точки данных содержат точки данных, размещенные в упомянутых потоках данных между, по меньшей мере, двумя событиями из упомянутого множества событий.

29. Способ по п.19, в котором упомянутые собранные данные задают кривую.

30. Способ по п.29, дополнительно содержащий сглаживание, по меньшей мере, некоторого участка кривой, причем упомянутые определенные значения содержат значения, ассоциированные со сглаженным участком кривой.

31. Способ по п.30, в котором сглаживание, по меньшей мере, некоторого участка кривой содержит фильтрацию этого участка кривой.

32. Способ по п.19, дополнительно содержащий декодирование передаваемых значений на поверхность.

33. Способ по п.32, в котором декодирование включает в себя, по меньшей мере, одно из действий: восстановление с обратным компандером, разворачивание, деквантизацию и реконструирование переданных значений.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении гидродинамического состояния призабойной зоны нагнетательных скважин после проведения технологического воздействия на призабойную зону.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к системе мониторинга и управления нефтяными скважинами как на буровой площадке, так и в удаленном местоположении.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности эксплуатации скважин со склонностью к образованию отложений в лифтовых трубах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано для контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении и для управления процессом бурения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию строения пластов. .

Изобретение относится к области строительства скважин при разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а именно к измерительным устройствам для определения пространственного положения траектории ствола скважины и забойного двигателя

Изобретение относится к области строительства скважин при разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а именно к измерительным устройствам для определения пространственного положения траектории ствола скважины и забойного двигателя

Изобретение относится к области измерения газа и жидкости в газожидкостной смеси, поступающей из скважин

Изобретение относится к области измерения газа и жидкости в газожидкостной смеси, поступающей из скважин

Изобретение относится к системам и способам мониторинга температур протяженных объектов, в частности в различных скважинах в грунте, в том числе в мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтах, в строительстве, на любых сложных нелинейных объектах, а также в резервуарах для неагрессивных жидкостей

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при исследовании промысловых газосборных коллекторов по определению количества поступающей в них жидкой водной фазы

Изобретение относится к скважинным устройствам и, в особенности, к устройству для каротажа скважины, способному работать в стволах скважин с широким диапазоном размеров
Наверх