Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления

Авторы патента:


Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления
Способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов, использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления

 


Владельцы патента RU 2475780:

ЭКСОНМОБИЛ АПСТРИМ РИСЕРЧ КОМПАНИ (US)

Настоящая группа изобретений относится к разведке и добыче углеводородов и более конкретно к каротажу по методу удельного сопротивления.

Заявленная группа изобретений представляет собой способ для инвертирования двуосной анизотропии пласта-коллектора и идентифицирования сложной трещиноватой/диагональной системы напластования (104), а также способ добычи углеводородов из подземной области, используя трехосный индукционный каротаж и каротажные данные разведки/съемки. Предложен способ инверсии, использующий все девять компонентов, которые могут быть измерены трехосными индукционными зондами (101), плюс азимут буровой скважины и данные отклонения, для получения трехосного индукционного отклика в произвольной анизотропной формации, вызванной неортогональной плоскостью напластования и плоскостью трещиноватости (или диагональной плоскостью напластования). Предоставлена математическая формула, связывающая тензор удельной проводимости в системе отсчета зонда с тензором удельной проводимости в плоскости отсчета, связанной с трещиноватыми/диагональными плоскостями (102) напластования. Это уравнение инвертируют (103), чтобы получить компоненты тензора удельной проводимости в трещиноватой/диагональной системе координат, наряду с углами падения и азимута, и для трещиноватых/диагональных плоскостей напластования, и для зонда. Технический результат, достигаемый от реализации заявленных способов, заключается в создание способа инверсии, который может использовать все девять компонентов, которые могут быть измерены трехосными индукционными зондами, плюс азимут скважины и данные по отклонению, для решения задач для трехосного индукционного отклика в произвольной анизотропной формации из-за неортогональной плоскости напластования и плоскости трещиноватости (или диагональной плоскости напластования). 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА СООТВЕТСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ

По заявке испрашивается приоритет по предварительной заявке США No. 61/004875, поданной 30 ноября 2007 г. «СПОСОБ ДЛЯ РЕГИСТРАЦИИ ТРЕЩИНЫ КОЛЛЕКТОРА И ДИАГОНАЛЬНЫХ ПЛАСТОВ, ИСПОЛЬЗУЮЩИЙ ТРЕХОСНЫЕ/МНОГОКОМПОНЕНТНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ АНИЗОТРОПИИ УДЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ».

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к разведке и добыче углеводородов и более конкретно к каротажу по методу удельного сопротивления. Более определенно, изобретение представляет собой способ для инвертирования многокомпонентных/трехосных индукционных измерений в трещиноватом коллекторе и диагональных слоях песка для получения параметров анизотропного удельного сопротивления с двуосной симметрией. Раскрыты схема инвертирования и способ, которые могут использовать все девять компонентов тензора индукционных измерений, азимута ствола скважины, и данные по отклонению.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Удельное сопротивление - один из наиболее важных параметров, измеряемых в скважинах при разведке и добыче углеводородов. В течение многих лет обычные индукционные зонды выполнялись с катушками, которые имеют магнитный момент вдоль оси зонда (коаксиальный диполь), который имеет наибольшую чувствительность к горизонтальному удельному сопротивлению, когда формация горизонтальна, а скважина вертикальна. Различные конструкции индукционного зонда с множеством катушек появились в литературе более чем 30 лет тому назад. Хотя теоретическая работа по измерениям анизотропии удельного сопротивления началась в 1950-х годах (см. Kunz и Moran. Некоторые эффекты анизотропии формации при измерениях удельного сопротивления в стволах скважин, Geophysics 23, 770-794 (1958)), и подробный теоретический вывод для перпендикулярного к оси зонда магнитного момента (копланарный диполь) также был опубликован в 1979 (Moran и Gianzero. Эффекты анизотропии формации при каротажном измерении удельного сопротивления, Geophysics 44, 1266-1286 (1979)), многокомпонентный/трехосный индукционный зонд не стал коммерчески используемым до первого десятилетия 21-го века. Сначала, Baker Atlas наладил серийный выпуск своего многокомпонентного зонда - 3DEX (Schon и. др. Аспекты многокомпонентных данных удельного сопротивления и анизотропии макроскопического удельного сопротивления SPE 62909 (2000)), и Schlumberger ввел свою версию трехосного индукционного зонда AIT-Z (Rosthal и др. Результаты полевого тестирования экспериментального полностью трехосного индукционного зонда, SPWLA 44-ый Ежегодный Симпозиум, Paper QQ (2003)); и Barber и. др. Определение анизотропии удельного сопротивления формации при наличии эффекта проникновения, SPE 90526 (2004)). Однако эти многокомпонентные/трехосные составные зонды главным образом продавались как зонд для тонкослоистых пластов с низким удельным сопротивлением, чтобы инвертировать горизонтальное и вертикальное удельные сопротивления Rh, и Rv, используемый в предположениях о симметрии вертикальной поперечной изотропии ("VTI") для (например) тонкой слоистой формации, или симметрии Горизонтальной Поперечной Изотропии (HTI) для вертикальных трещин (Rabinovich и др. Определение ориентации и длины трещины с использованием многокомпонентных и многорядных индукционных данных. Патентная заявка США No. 2005/0256645 (2005)). В рамках поперечной изотропной модели, Rv предполагается большим чем Rh. (Используемый зонд разработан, главным образом, как зонд для тонкослоистых пластов для слоистых формаций. При этом в тонких слоистых глинопесчаных пакетах с высоким и низким удельным сопротивлением, последовательное объединение сопротивлений (Rv) должно быть больше, чем параллельная комбинация (Rh)). Следовательно, когда инвертированное Rh больше, чем Rv, существует одно решение, которое используется для решения этой задачи, сделать горизонтальное удельное сопротивление равным вертикальному удельному сопротивлению, Rh=Rv, то есть реализовать изотропию.

На Фиг.1 показан случай, когда инвертированное Rh сделано равным Rv. Диаграмма 11 отображает зарегистрированные измерения напряжения, выполненные многокомпонентным/трехосным индукционным зондом. Штриховая линия представляет собой данные Vxx, пунктирная - Vyy, и сплошная линия - Vzz. Другие слои показаны как функция глубины, что обозначено номером 12. Сланцевые слои обозначены номером 13; 14 - тонкослоистая зона; и 15 - слой с диагональными пластами или трещиноватыми пластами. В сланцевых и тонкослоистых формациях, Vxx=Vyy, то есть эти два ортогональных измерения становятся согласованными при выравнивающем вращении, и в этих формациях последовательная инверсия для Rh работает, как можно видеть из диаграммы 16, где пунктирная линия отображает Rh и сплошная линия - Rv. Но в диагонально-пластовой или трещиноватой формации 15 имеются физические причины почему Vxx≠Vyy≠Vzz после азимутального и глубинного вращения, и из диаграммы 16 можно видеть, что инверсионный способ должен сделать так, чтобы Rh и Rv были равными в формации 15. Такие проблемы могут возникнуть, например, в (бассейне) Piceance Basin, где газ плотных песчаников часто имеет естественные вертикальные трещины. Такие результаты указывают на то, что инверсия Rv и Rh проблематична, если нельзя повернуть измеренные 9-ти компонентные данные, чтобы согласовать два ортогональных магнитных момента в плоскости напластования, например, Hxx≠Hyy (Фиг.1). Диаграмма 17 представляет собой соответствующую кривую гамма-каротажа.

Как показано схематично на Фиг.2A и 2B, девять компонентов (σ y) тензора удельной проводимости (удельная проводимость и удельное сопротивление - взаимно обратные величины), измеренные тремя парами ортогонально ориентированных магнитных диполей, могут быть повернуты с помощью инвертирования, чтобы найти σh, σv в рамках HTI или VTI модели. Все прочие недиагональные элементы в матрице удельной проводимости должны исчезнуть после коррекции влияния ствола буровой скважины, нецентральности зонда, и других эффектов (например, эффекта проникновения), или они настолько малы, что могут быть проигнорированы. В случае, если формация имеет VTI или одноосную анизотропию, соотношение между тензором удельной проводимости в пластовых координатах и трехосными индукционными измерениями в координатах буровой скважины могут быть выражены матрицей вращения (R), в виде σ'=R σ R, то есть

где

Во многих случаях вышеприведенное выражение не может быть реализовано посредством поворота и инвертирования потому, что формация просто имеет более высокую анизотропную симметрию, чем система VTI. На Фиг.3A показано сечение эолова обнажения со сложными плоскостями напластования (обозначенными сплошными линиями 41), диагональными плоскостями напластования (обозначенными пунктирными линиями 42), и нарушенными/трещинными плоскостями (обозначенными разрывными линиями 43). В таком, более общем анизотропном случае, процесс, отображаемый уравнением (1), никогда не может быть реализован матричным поворотом и инверсией, как показано на Фиг.1, где процесс инвертирования ограничен предположением о VTI, или HTI или, в общем случае, одноосной анизотропной симметрией с произвольной плоскостью. Следует отметить, что толщина диагонального пласта изменяется в пределах метров на увеличенном виде на Фиг.3A (см. условное изображение людей справа внизу для понимания масштаба), но также и включает в себя тонкие слои в пределах от миллиметров до сантиметров, как показано на увеличенном виде на Фиг.3B (шариковая ручка показана как индикатор масштаба). В таких, более общих, анизотропных случаях предположения о симметрии TI для трехосных индукционных измерений и инвертирования неправомочны, и наклон, азимут, и анизотропия удельного сопротивления будут отличны, если они инвертируются из данных, взятых от пар передатчик-приемник с отличающимся интервалом от зондов с множественными интервалами.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Таким образом, задачей настоящего изобретения является создание способа инверсии, который может использовать все девять компонентов, которые могут быть измерены трехосными индукционными зондами, плюс азимут скважины и данные по отклонению, для решения задач для трехосного индукционного отклика в произвольной анизотропной формации из-за неортогональной плоскости напластования и плоскости трещиноватости (или диагональной плоскости напластования).

В одном варианте реализации настоящего способа согласно изобретению, обращаясь к блок-схеме на Фиг.10, предложен способ регистрации нарушенных или диагональных плоскостей напластования (далее, нарушенные плоскости) в подземных формациях, содержащих нефтяной пласт-коллектор с двуосной анизотропией (одна ось перпендикулярна плоскостям напластования формации, другая - перпендикулярна нарушенным плоскостям) из измерений удельной проводимости/удельного сопротивления, выполненных в скважине с использованием многокомпонентного, трехосного индукционного каротажного зонда, содержащий:

(a) формирование тензора удельной проводимости формации с компонентами, измеренными каротажным зондом (этап 101), причем каждая компонента упомянутого тензора формуется (этап 102) как комбинация компонент удельной проводимости:

(i) удельная проводимость, нормальная к плоскости напластования σnb,

(ii) удельная проводимость, параллельная плоскости напластования σpb,

(iii) удельная проводимость, нормальная к нарушенной плоскости σnf,

(iv) удельная проводимость, параллельная нарушенной плоскости σpf,

(b) инвертирование выражения для тензора удельной проводимости формации, чтобы получить σ nb, σ pb, σ nf и σ pf из измеренных данных по удельной проводимости (этап 103); и

(c) регистрация одной или нескольких нарушенных плоскостей из признаков анизотропии по результатам инвертирования (этап 104).

В некоторых вариантах реализации изобретения азимут и углы падения для нарушенных плоскостей и азимут и углов падения для трехосного индукционного каротажного зонда также получаются из инвертирования данных.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше поняты из нижеследующего подробного описания и приложенных чертежей, на которых:

Фиг.1 изображает данные, полученные трехмерным каротажным зондом удельного сопротивления, где Vxx не может быть повернуто, чтобы согласовать Vyy, что делает проблематичной инверсию данных для получения информации об удельном сопротивлении;

Фиг.2A - пример формации, имеющей вертикальную поперечную изотропию, тонкослоистую формацию;

Фиг.2B изображает пример формации, имеющей горизонтальную поперечную изотропию, вертикально трещиноватую формацию;

Фиг.3А - сечение эолова обнажения со сложными плоскостями напластования, диагональными плоскостями напластования и нарушенными/трещиноватыми плоскостями;

Фиг.3B - увеличенный вид малого участка Фиг.3A;

Фиг.4 - схематический вид двуосной анизотропной формации, составленной из одноосного/VTI пласта с произвольной плоскостью напластования в X-Y-плоскости, и нарушенной/трещиноватой плоскостью в Z-Y-плоскости, перпендикулярной плоскости напластования;

Фиг.5 - схематический вид формации с произвольной плоскостью напластования, заданной X-Y-плоскостью, и нарушенной/трещиноватой плоскостью, заданной Y-Z-плоскостью, повернутой на α градусов вокруг Y-оси от ортогонального положения на Фиг.4;

Фиг.6 - схематический вид формации с произвольной плоскостью напластования, заданной X-Y-плоскостью, и нарушенной/плоскости трещиноватости, заданной Y-Z- плоскостью, повернутой на α градусов вокруг Y-оси (наклон) как на Фиг.6, и на β градусов вокруг Z-оси (азимут);

Фиг.7 - сечение обнажения, показывающее пример общего двуосного анизотропного случая, в котором отсутствует симметрия TI;

Фиг.8 - соотношение между тремя системами координат, используемым для того, чтобы инвертировать измерения многокомпонентных/трехосных зондов, чтобы получить 3D результаты удельного сопротивления;

Фиг.9 - схематический вид, показывающий трехмерные индукционные совмещенные передатчики и приемники в произвольно ориентированной скважине, проходящей через формацию с произвольной анизотропной симметрией; и

Фиг.10 - блок-схема последовательности операций, показывающая основные этапы в одном варианте реализации настоящего способа по изобретению.

Изобретение описывается в связи с его предпочтительными вариантами реализации. Однако поскольку нижеследующее подробное описание относится к конкретному варианту реализации или конкретному использованию изобретения, то оно служит лишь иллюстративным целям, и не должно рассматриваться как ограничение возможностей изобретения. Напротив, оно предполагает охватить все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в пределах существа и объема притязаний изобретения, как определено приложенными формулами.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРИМЕРНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение представляет собой способ для инвертирования двуосной анизотропии пласта-коллектора и идентификации сложной трещиноватой с диагональным напластованием системы посредством использования трехосного индукционного каротажа и каротажных данных разведки/съемки ствола скважины. Двуосная анизотропия является прямым признаком трещиноватой/с диагональным напластованием коллекторной породы и существенно влияет на характеристику пласта-коллектора, например на оценку углеводородного порового флюида. Настоящий способ по изобретению дает профили Rxx, Ryy и Rzz, из которых будет возможно установить наличие нарушений, наряду с другими преимуществами модели удельного сопротивления, учитывающей сложность анизотропии.

Описание Двуосной Системы Удельного сопротивления

Ниже посредством рассмотрения четырех, постепенно обобщающих случаев, представлены уравнения удельной проводимости для двуосной анизотропной формации.

Одноосный/VTI пласт и ортогональная нарушенная/трещиноватая система

Один пример двуосной анизотропной формации может быть описан как слоистые пласты, пересекаемые перпендикулярными нарушением/трещинами (53 на Фиг.4), то есть две ортогональные одноосные системы (VTI+HTI). На Фиг.4 показана схема двуосной анизотропной формации, составленной из одноосного/VTI пласта с плоскостью напластования 51 в X-Y-плоскости, и нарушенной/трещиноватой плоскостью 52 в Z-Y-плоскости, перпендикулярной плоскости напластования. Этот специальный двуосный анизотропный случай может быть описан четырьмя проводимостями главного тензора, состоящими из:

(a). Удельной проводимости, нормальной к плоскости напластования (σ nb);

(b). Удельной проводимости, параллельной плоскости напластования (σ pb);

(c). Удельной проводимости, нормальной к нарушенной плоскости (σ nf); и

(d). Удельной проводимости, параллельной нарушенной плоскости (σ pf).

Следует отметить, что VTI является функцией σ nb и σ pb, и HTI является функцией σ nf и σ pf.

Далее, тензор удельной проводимости σ в X, Y, и Z направлениях, является просто суммированием удельной проводимости в каждом направлении:

Одноосный/VTI пласт, пересекаемый нарушенной/трещиноватой плоскостью с наклоном α°

Если нарушенная/трещиноватая плоскость 62 поворачивается на α° вокруг Y-оси, как показано на схеме на Фиг.5, то такая анизотропная формация с плоскостями 51 напластования, выровненная с X-Y- плоскостью и плоскостью трещиноватости, повернутой вокруг Y-оси, может все же описываться тензором удельной проводимости σ, который является функцией четырех основных проводимостей σ nb, σ pb, σ nf и σ pf. В этом случае проводимости в X, Y, и Z направлениях представляют собой просто сумму удельной проводимости в каждом направлении с нарушенным/трещиноватым наклоном, являющимся поворотом на α° вокруг Y-оси:

Одноосный/VTI пласт, пересекаемый нарушением/трещиной с наклоном α° и β° азимутом/по простиранию - общий двуосный анизотропный случай

Если в дополнение к повороту, показанному на Фиг.5, нарушенная/плоскость трещиноватости затем поворачивается на β° вокруг Z-оси в положение 72, как показано на Фиг.6, то такая анизотропная формация может все же описываться тензором удельной проводимости σ как функцией четырех основных проводимостей σ nb, σ pb, σ nf и σ pf. Параллельное к нарушенному направление обозначено на Фиг.6 как 74, и нормальное к нарушенному направление - как 75. Отдельные нарушения обозначены номером 73.

Удельную проводимость σ в X, Y и Z направлениях для такого общего двуосного анизотропного случая получают суммированием удельной проводимости в каждом направлении с наклоном нарушения/трещины, равным повороту α° и азимуту/простиранию нарушенной/плоскости трещиноватости, равному повороту на β°:

Общая двуосная анизотропная система с произвольной ориентацией

Фиг.6 и уравнение (4) отображают общую двуосную систему, которая может и не быть выровнена с трехосной индукционной измерительной зондовой системой. Обычно нет возможности поместить источник и приемник(и) в скважину так, чтобы их x-y-плоскость была параллельна плоскостям напластования формации. Ориентация плоскостей напластования может быть не известна, и даже если она известна, скважина не всегда бурится перпендикулярно той плоскости (например, скважины под большим углом и горизонтальные скважины), и, кроме того, зонд поворачивается в буровой скважине во время каротажа. Нижеследующее развитие настоящего способа по изобретению решает эти проблемы.

Общая 3D двуосная анизотропная модель удельного сопротивления включает в себя ось зонда или скважины с произвольным углом отклонения и углом простирания, пронизывающую последовательность анизотропных или изотропных пластов (с произвольным наклоном и углами простирания). На Фиг.7 показаны некоторые наклоненные пласты, разрезанные нарушениями с произвольными наклонами и азимутом. Номером 81 обозначена ориентация плоскости напластования, и номер 82 указывает плоскость трещиноватости. В таком, более общем анизотропном случае, аннулируются предположения о TI симметрии для трехосных индукционных измерений и инвертирования.

Такой общий анизотропный случай может быть установлен с использованием системы координат для 3D измерения удельного сопротивления многокомпонентными/трехосными зондами, как показано на Фиг.8. Оси X-Y-Z ориентируются так, что ось Z совпадает с осью ствола скважины. Координатные оси X'-Y'-Z' ориентируются так, что ось Z' является нормальной к плоскости формации (например, граничная плоскость слоев формации). Координатные оси X"-Y"-Z" ориентируются так, что Z"-ось является нормальной к диагональной плоскости напластования или плоскости трещиноватости. Отклонение (наклон) скважины (ось Z) и углы простирания обозначены на Фиг.9 как (αtool, βtool), соответственно, и углы и падения простирания диагональной плоскости напластования или плоскости трещиноватости (Z"-ось) показаны на Фиг.9 как (α, β), соответственно, оба относительно осей координат X'-Y'-Z' границы формации. В системе координат X"-Y"-Z" двуосные тензоры удельной проводимости могут быть выражены как:

Для удобства двойные штрихи в записи отдельных компонент тензора опущены. Уравнение (5) может быть выражено через величины σ nb, σ pb, σ nf и σ pf подстановкой соотношений (4).

Тензоры удельной проводимости или в диагональной плоскости напластования, или в нарушенной/плоскости трещиноватости (или плоскостях, если имеются множественные трещины) в координатах X"-Y"-Z" могут быть связаны с координатами X-Y-Z оси ствола скважины следующим преобразованием:

где

Угол простирания трещиноватости/диагональной плоскости β напластования относительно плоскости границы формации может быть произвольным, когда угол α падения трещиноватости/диагонального напластования равен нулю. Аналогично простирание зонда β tool (или буровой скважины) относительно плоскости границы формации может быть произвольным, когда отклонение зонда (например, искривление ствола скважины) α tool нулевое, то есть буровая скважина вертикальна.

Теория и способ инвертирования

3D моделирование в двуосной анизотропной системе

В вышеупомянутой процедуре общая система двуосной анизотропии была сформирована двумя простыми одноосными анизотропными системами с поворотами произвольного наклона и азимутального угла в схеме прямого компьютерного моделирования моделируемого (синтетического) магнитного момента или данных напряжения (из которых может быть рассчитана удельная проводимость). Для такой общей двуосной анизотропной системы с произвольной ориентацией скважины, как показано на Фиг.9, и заданной уравнением (6), имеется семь неизвестных: α tool, β tool, α, β, σ xx, σ yy, σ zz. (Девять компонент σ измерены девятью компонентами многокомпонентного зонда, ориентируемого с произвольными наклоном и азимутом, и тремя ненулевыми компонентами σ", то есть σ xx, σ yy и σ zz являются инвертируемыми двуосными анизотропными удельными сопротивлениями формации; то есть подвергаются процессу инвертирования.)

Процесс инвертирования может быть предназначен для согласования и/или минимизирования различий между созданными компьютером моделируемыми данными в координатах двуосной анизотропной системы и полевыми данными, измеренными многокомпонентными/трехосными зондами в форме магнитных моментов H y (см. процитированную ранее статью Schon, и др.), или напряжения V y (процитированная ранее статья Rosthal и др. и Barber и др.) посредством многократного обновления параметров буровой скважины и формации. Трехосный/многокомпонентный зонд удельного сопротивления может быть сконструирован со спаренными передатчиками и приемниками с многочастотными измерительными каналами, или со многими разнесенными парами передатчика и приемника, и каждая пара может также содержать три ортогонально ориентированных передатчика (Tx, Ty и Tz) и приемника (Rx, Ry и Rz) с таким же разнесением L(i). Эта конструкция показана на Фиг.9, из которого видно, как может быть разрешена проблема моделирования моделированных данных H или V. Магнитные моменты линейной и перекрестной связи между парами передатчика и приемника могут быть выражены как

где то, что измеряет трехосный/многокомпонентный зонд удельного сопротивления, является или магнитным полем/моментом H, или напряжением V, индуцируется в катушке приемника. В соответственно выбранной системе единиц H, как и V, - скаляр.

Каротаж удельного сопротивления основан на возбуждении катушки источника напряжением переменного тока, которое создает в катушке источника магнитное поле. Это магнитное поле индуцирует вихревые токи в формации, которые затем индуцируют напряжение переменного тока в катушке приемника, которое измеряется и регистрируется. Удельная проводимость формации может быть рассчитана из известных параметров передатчика и приемника и геометрии, приводя к соотношению между измеренным V или H и удельной проводимостью формации. Это тензорное соотношение в анизотропной среде. Это соотношение между тензором удельной проводимости σ y и трехосными дипольными магнитными моментами H ij может быть выражено как:

где C ij - матрица связи, определяемая конструкцией каротажного зонда. Каждая сервисная геофизическая компания должна предоставить эти параметры для своего зонда.

Поэтому уравнение (8) подставляется в уравнение (6) для σ, и уравнение (6) затем инвертируется, чтобы получить σ". Математически, процесс для инвертирования уравнения (6) может быть реализован оптимизацией по методу наименьших квадратов (см., например, Жданов и др. Основы индукционного тензорного каротажа. Petrophysics 42 (2001)), но изобретение не ограничивается этим или какой-либо другой конкретной схемой оптимизации или обновления, и мера несоответствия, или объективная функция, может быть определена как:

где H y (d) и H ij (c), соответственно, измеренные данные от зонда, и прогнозированные данные из 3D компьютерного моделирования с использованием уравнение (6) исходя из значений для семи неизвестных, предполагаемых для данного цикла итераций.

1D моделирование в двуосной анизотропной системе, составленной из двух TI систем

Тензоры удельной проводимости или в диагональной плоскости напластования, или в плоскости трещиноватости (или плоскостях, если система состоит из множества наборов трещин), выраженные в X"-Y"-Z" системе координат, могут также быть последовательно разрешены с помощью уравнения (4), заданного двумя ортогональными системами TI, то есть, используя тензор удельной проводимости σ в уравнении (4), состоящий из четырех основных проводимостей, σ nb, σ pb, σ nf и σ pf, и относительного угла падения α и азимута β между VTI системой напластования и HTI нарушенной/трещиноватой/диагональной системой напластования. В таком случае 1D решение, описанное в Приложении в работе Anderson и другие. Влияние диагонально-пластовой анизотропии на отклик индукционного зонда, Petrophysics 42., 137-149 (2001), которая включена в данное описание посредством ссылки, может быть переформулировано и применено дважды ортогонализированным, и тензоры σ удельной проводимости могут быть просуммированы, как задано уравнением (4). Этот 1D+1D подход представляет собой менее строгий способ инвертирования уравнения (6), чем такой подход, как повторяющееся обновление с использованием объективной функции, как отмечено выше, но он значительно сокращает время прямого расчета и может быть предпочтительным вариантом реализации изобретения с практической точки зрения. Однако эти две методики инвертирования являются только примерами, и настоящий способ по изобретению включает в себя любой способ инвертирования уравнения (6) или любое эквивалентное соотношение.

Ограничения от соответственных измерений и петрофизические ограничения

Следующие признаки могут быть успешно включены в изобретение в зависимости от обстоятельств, хотя они не существенны для изобретения.

На этапе начальной итерации измеренные данные съемки искривления ствола скважины могут быть использованы для ограничения начальных значений переменных α tool , β tool.

Задают анизотропное отношение VTI λ=σ pb/σ nb , и анизотропное отношение HTI μ=σ pf/σ nf.

В анизотропных системах, насыщенных углеводородами, можно предполагать, что σpb>>σnb, например, λ=σpbnb>>1, и>σpf>>σnf, например, μ=σpfnf>>1-5. Может оказаться возможным определить эти анизотропные отношения из измерений образца керна.

В анизотропных системах, насыщенных водой, можно предполагать, что σpbnb, например, λ=σpbnb≈1-3, и, σpfnf, например, μ=σpfnf>>1-5. Может оказаться возможным определить эти анизотропные отношения из измерений образца керна.

С этими физическими и геологическими/географическими ограничениями данных семь неизвестных параметров α tool , β tool, α, β, σxx , σyy, σzz в уравнении (6) могут быть сокращены до пяти (α, β, σxx , σyy, σzz), или даже меньше для более удобного процесса инвертирования и более разумных результатов.

Приведенная заявка относится к конкретным вариантам реализации настоящего изобретения с целью его иллюстрации. Однако специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что возможны многочисленные модификации и вариации описанных здесь вариантов реализации. Все такие модификации и вариации предполагаются охваченными объемом притязаний настоящего изобретения, как определено в приложенных формулах.

1. Способ регистрации нарушенных или диагональных плоскостей напластования (далее нарушенные плоскости) в подземных формациях, содержащих пласт-коллектор с двуосной анизотропией (одна ось перпендикулярна плоскостям напластования формации, другая перпендикулярна нарушенным плоскостям) из измерений удельной проводимости/удельного сопротивления, выполненных в скважине с использованием многокомпонентного, трехосного индукционного каротажного зонда, содержащий этапы, на которых:
(a) формируют выражение для тензора удельной проводимости формации из компонентов, измеренных каротажным зондом, причем каждую компоненту упомянутого тензора формируют как комбинацию компонентов удельной проводимости:
(i) удельная проводимость, нормальная к плоскости σnb напластования,
(ii) удельная проводимость, параллельная плоскости σpb,
(iii) удельная проводимость, нормальная к нарушенной плоскости σnf,
(iv) удельная проводимость, параллельная нарушенной плоскости σpf,
(b) инвертируют выражение для тензора удельной проводимости формации, чтобы получить σnb, σpb, σnf и σpf из измеренных данных по удельной проводимости; и
(c) регистрируют одну или несколько нарушенных плоскостей из признаков анизотропии по результатам инвертирования.

2. Способ по п.1, в котором дополнительно получают азимут и угол падения для нарушенных плоскостей из инвертирования данных.

3. Способ по п.2, в котором дополнительно получают азимут и углы падения для трехосного индукционного каротажного зонда из инвертирования данных.

4. Способ по п.3, в котором углы падения и азимута измеряют относительно граничной плоскости слоев формации, то есть плоскости напластования.

5. Способ по п.4, в котором регистрация нарушения также основана на углах падения и азимута, полученных из инвертирования данных.

6. Способ по п.1, в котором дополнительно делают вывод о наличии или отсутствии углеводородов из результатов инвертирования.

7. Способ по п.6, в котором дополнительно оценивают объем углеводородного порового флюида из результатов инвертирования.

8. Способ по п.1, в котором двуосная анизотропная подземная формация имеет, по существу, параллельные слоистые пласты одного или нескольких различных составов (плоскости напластования), пересеченные одной или несколькими, по существу, параллельными нарушенными плоскостями.

9. Способ по п.8, в котором этап формирования выражения для тензора удельной проводимости формации содержит этапы, на которых:
(a) задают ортогональную систему координат (X'',Y'',Z''), где Z'' - ось перпендикулярна нарушенным плоскостям;
(b) определяют преобразование от (X'',Y'',Z'') системы координат к (X,Y,Z) системе координат, заданной трехмерным каротажным зондом, помещенным в скважину, причем упомянутое преобразование является функцией углов ориентации (наклон и азимут) каждой из двух систем координат относительно третьей системы координат, заданной относительно одного или нескольких наблюдаемых признаков формации;
(c) соотносят каротажные измерения с 3×3 тензором удельной проводимости (или удельного сопротивления), компоненты которого находятся в (X,Y,Z) системе координат;
(d) соотносят тензор удельной проводимости σij в (X,Y,Z) системе координат с его эквивалентным тензором σij'' в (X'',Y'',Z'') системе координат, используя преобразование системы координат; и
(e) объединяют последние два соотношения и инвертируют для определения компонент σij'' и углов падения и азимута (X,Y,Z) системы координат и (X'',Y'',Z'') системы координат.

10. Способ по п.9, в котором соотношение между σij и σij'' может быть выражено как:

где

и
где (αtool, βtool) соответственно углы падения (угол относительно Z'-оси) и простирания (поворот вокруг Z'-оси) оси скважины; (α, β) - углы падения и простирания Z'-оси; σ и σ'' - обозначения тензора для σij и σij'' соответственно; (X',Y',Z') - третья система координат, заданная относительно наблюдаемых признаков формации.

11. Способ по п.9, в котором соотнесение каротажных измерений Hij с тензором удельной проводимости выполняется с использованием соотношения, которое может быть выражено в виде:

где Cij - матрица связи, определяемая конструкцией каротажного зонда.

12. Способ по п.11, в котором Hij являются трехосными магнитными моментами, измеренными многокомпонентным трехмерным каротажным зондом.

13. Способ по п.11, причем Hij являются напряжениями, измеренными многокомпонентным трехмерным каротажным зондом.

14. Способ по п.11, в котором инвертирование использует схему оптимизации, содержащую меру несоответствия (целевая функция), которая может быть выражена как:

где Hij(d) и Hij(c) соответственно измеренные данные многокомпонентным трехмерным каротажным зондом и прогнозируемые данные, моделируемые прямым моделированием на этапе инвертирования.

15. Способ по п.3, в котором величины, определенные инвертированием данных, состоят из трех диагональных компонент тензора удельной проводимости формации, угла падения и азимутального угла для нарушенных плоскостей и угла падения и азимутального угла для зонда, расположенного в скважине.

16. Способ по п.1, в котором этап инвертирования содержит выполнение двух одномерных инвертирований, одно для получения σnb и σpb и второе для получения σnf и σpf, и также получение относительного α падения и азимута β между системой координат плоскости напластования и системой координат нарушенной плоскости, и затем получения компонент тензора удельной проводимости σ в системе координат нарушенной плоскости из:

σij=0 для i≠j.

17. Способ по п.1, в котором дополнительно рассчитывают компонент диагонального тензора удельной проводимости в системе координат, имеющей Z-ось, перпендикулярную нарушенным плоскостям, причем упомянутые компоненты рассчитываются из σnb, σpb, σnf и σpf.

18. Способ добычи углеводородов из подземной области, содержащий этапы, на которых:
(a) выполняют измерения удельной проводимости/удельного сопротивления в скважине в подземной области с использованием многокомпонентного трехосного индукционного каротажного зонда;
(b) получают оценки анизотропии в подземной области, вызванной трещиноватостью или диагональными плоскостями напластования, причем упомянутая оценка выполняется посредством этапов, на которых:
(i) формируют выражение для тензора удельной проводимости формации из компонентов, измеренных каротажным зондом, причем каждая компонента упомянутого тензора формируется как комбинация четырех компонентов удельной проводимости: удельная проводимость, нормальная к плоскости σnb напластования, удельная проводимость, параллельная плоскости σpb напластования, удельная проводимость, нормальная к нарушенной плоскости σnf, удельная проводимость, параллельная нарушенной плоскости σpf,
(ii) инвертируют выражение для тензора удельной проводимости формации для получения σnb, σpb, σnf и σpf по измеренным данным удельной проводимости;
(iii) регистрируют одно или более нарушений из признаков анизотропии в результатах инвертирования; и
(c) добывают углеводороды из подземной области, основываясь на планах разработки, выполненных с использованием оценки анизотропии.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля целостности скважин, в частности осуществления контроля искривления ствола скважины.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле параметров гидроразрыва пласта. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при исследовании подземных формаций. .

Изобретение относится к геофизическим методам исследования, в частности к модификации обращенного вертикального сейсмического профилирования (ВСП), использующей в качестве источника упругих колебаний работающее буровое долото, воспринимающее дополнительные ударные нагрузки от гидроударного устройства, устанавливаемого над долотом.

Изобретение относится к области геофизики и предназначено для измерения 3-х составляющих вектора вибрации среды, обусловленного движением нефти, газа, воды и др. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поведении вертикального сейсмического профилирования. .

Изобретение относится к скважинной сейсморазведке и может быть использовано для изучения строения и физических свойств геологического разреза в околоскважинном пространстве по результатам наблюдений в криволинейных скважинах.

Изобретение относится к технике для промыслово-геофизических исследований, в частности к скважной телеметрии. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля целостности скважин

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе мониторинга подземных хранилищ углеводородов

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа скважин

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении скважинной сейсморазведки

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске и разведке полезных ископаемых методами сейсморазведки. Согласно заявленному способу линии наблюдений при наземной сейсморазведке следует задавать на прямолинейных участках проекции ствола криволинейной скважины на дневную поверхность. Технический результат: повышение точности определения структурной формы геологических объектов и увеличение протяженности их прослеживания при совместной интерпретации данных скважинной и наземной сейсморазведки. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении скважинных сейсморазведочных работ. В скважинном сейсмическом приборе, содержащем герметичный корпус и управляемое прижимное устройство, выполненное в виде прижимного рычага, к корпусу прибора со стороны, противоположной рычагу, соосно с корпусом жестко прикреплен по меньшей мере один съемный башмак, выполненный в виде тонкой пластины с возможностью ее изгибания под действием прижимного усилия, оказываемого на пластину прижимным рычагом. Контакт скважинного прибора со стенкой скважины осуществляется через конец прижимного рычага и боковые края тонкой пластины. Наличие пластины, ширина которой превышает диаметр скважинного прибора, а ее длина соизмерима с длиной прибора, позволяет ему надежно контактировать с горными породами при изменении диаметра скважины на разных глубинах. Благодаря тому что ширину пластины берут близкой к диаметру скважины, усилие, обеспечиваемое прижимным рычагом, передается через края пластины на стенку скважины таким образом, что горизонтальные составляющие этого усилия препятствуют появлению паразитных вращательных колебаний прибора относительно линий касания со стенкой скважины. Технический результат: повышение надежности контакта со средой и, как следствие, повышение качества материала, регистрируемого на горизонтальных компонентах сейсмической записи. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Настоящее изобретение в целом относится к формированию изображения буровой скважины. Более конкретно, настоящее изобретение относится к передаче в режиме реального времени видеоданных о буровой скважине из некоторого места внутри скважины в некоторое место на поверхности. Заявленная группа изобретений включает способ передачи данных изображения буровой скважины из скважины на поверхность и буровой снаряд для выполнения вышеуказанного способа. При этом способ передачи данных изображения буровой скважины из скважины на поверхность, согласно которому: получают набор данных изображения, описывающих формацию, окружающую буровую скважину, с использованием каротажного инструмента на выбранной глубине или в диапазоне глубин в буровой скважине, извлекают в скважине характерные признаки изображения из набора данных изображения, и передают данные о глубине измерения и представление извлеченных характерных признаков изображения из скважины на поверхность, и выполняют на поверхности корреляцию представления извлеченных характерных признаков изображения с данными о глубине измерения. Буровой снаряд содержит каротажный инструмент, выполненный с возможностью получения набора данных изображения, описывающих формацию, окружающий буровую скважину на выбранной глубине или в диапазоне глубин в буровой скважине; внутрискважинный процессор, связанный с каротажным инструментом, выполненный с возможностью извлечения характерных признаков изображения из набора данных изображения нисходящей скважине и внутрискважинную телеметрическую систему, выполненную с возможностью передачи данных о глубине измерения и представления характерных признаков изображения из скважины на поверхность, поверхностное оборудование, выполненное с возможностью выполнения на поверхности корреляции представления извлеченных характерных признаков изображения с данными о глубине измерения. Технический результат, достигаемый от реализации заявленной группы изобретений заключается в возможности передачи указанных характерных признаков изображения на поверхность в режиме реального времени, где указанные характерные признаки изображения могут быть использованы в качестве входных данных для различных способов анализа породы или буровой скважины в режиме реального времени. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при геофизических исследованиях в скважинах. Скважинная геофизическая аппаратура содержит геофизический кабель с кабельным наконечником и герметичный корпус с находящимися внутри него датчиками для регистрации параметров геофизического поля, например сейсмоприемниками. В герметичный корпус и в кабельный наконечник дополнительно введены модули радиосвязи, а верхняя часть герметичного корпуса и нижняя часть кабельного наконечника выполнены в виде радиопрозрачных окончаний с возможностью информационного обмена между модулями радиосвязи. Технический результат: расширение функциональных возможностей устройства. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтепромысловой геофизике и может быть использовано в процессе акустического каротажа. Согласно заявленному изобретению обеспечивается моделирование реального акустического волнового сигнала и полное дистанционное тестирование прибора акустического каротажа в полевых условиях путем разложения входного акустического волнового сигнала на спектральные составляющие и сравнение полученной спектральной характеристики с эталонной спектральной характеристикой. Технический результат: повышение точности данных каротажа посредством обеспечения дистанционного тестирования для приборов акустического каротажа в полевых условиях. 2 ил.
Наверх