Определение параметров флюида по данным акустического каротажа



Определение параметров флюида по данным акустического каротажа
Определение параметров флюида по данным акустического каротажа
Определение параметров флюида по данным акустического каротажа
Определение параметров флюида по данным акустического каротажа
Определение параметров флюида по данным акустического каротажа
Определение параметров флюида по данным акустического каротажа
Определение параметров флюида по данным акустического каротажа
Определение параметров флюида по данным акустического каротажа
Определение параметров флюида по данным акустического каротажа
Определение параметров флюида по данным акустического каротажа
Определение параметров флюида по данным акустического каротажа

 


Владельцы патента RU 2477369:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к определению параметров флюида по данным акустического каротажа. Устройство для управления параметрами бурения во время бурения подземной формации включает буровой элемент; по меньшей мере, один датчик для передачи и приема акустических сигналов в буровой скважине; скважинное устройство управления и скважинное электронное устройство. Электронное устройство имеет процессор и память. Осуществляют передачу и прием акустических сигналов в буровой скважине. Обрабатывают принимаемые акустические сигналы для получения, по меньшей мере, одного признака, содержащего подвижность формации. Определяют параметры флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака. Осуществляют выдачу результатов определения параметров и принимают решение о размещении скважины на основе определенных параметров. Техническим результатом является повышение эффективности разработки месторождений. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл.

 

Перекрестные ссылки на родственные заявки

По этой заявке испрашивается приоритет на основании предварительной заявки США №60/885407, поданной 18 января 2007 г. Данная заявка включена здесь во всей ее полноте в качестве ссылки.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится вообще к определению параметров флюида по данным акустического каротажа. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам, установкам и устройствам для определения параметров флюида в подземной формации, окружающей буровую скважину, или контроля и управления параметрами бурения при бурении данной подземной формации путем использования определенных параметров флюида.

Предпосылки к созданию изобретения

В нефтепромысловых отраслях данные акустического каротажа используются для получения некоторых свойств формации или буровой скважины. В частности, одним из важных свойств, получаемых по данным акустического каротажа, является подвижность или проницаемость формации. Подвижность формации обычно определяется как отношение проницаемости к вязкости. Проницаемость обычно является показателем легкости, с которой флюид может проходить через пористую породу. Известно, что данные распространения волн Стоунли в буровой скважине чувствительны к подвижности формации. Патент США №5687138, который включен в качестве ссылки, раскрывает, что подвижность формации определяется с помощью волн Стоунли. Короче говоря, проводится анализ форм волн Стоунли по медленности (т.е. величине, обратной скорости) распространения в скважинном флюиде и затуханию в скважинном флюиде, внешним параметрам посредством многопараметрической инверсии для определения подвижности формации. Анализ форм волн Стоунли может также проводиться по внешним параметрам посредством многопараметрической инверсии для получения медленности в скважинном флюиде и затухания в скважинном флюиде.

Желательно провести оценку параметров флюида в формации на основе акустических данных. Это объясняется тем, что акустические данные могут быть получены с помощью акустических средств, которые включают главным образом простые устройства с небольшим объемом электроники. Однако в настоящее время для характеризации скважинного флюида обычно используется широко известный метод ядерно-магнитного каротажа (ЯМК). Методы ЯМК могут обеспечить непосредственные измерения флюида (точное количество атомов водорода) в формации. В данном случае, например, ЯМК может быть использован для определения содержания сырой нефти в формации на основе оценки вязкости флюида. С другой стороны, методы ЯМК пригодны для ограниченных скважинных условий. Таким образом, существует потребность в других методах для характеризации (определения параметров) флюида.

Сущность изобретения

В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к способу определения параметров (характеризации) флюида в формации, окружающей буровую скважину. Данный способ включает а) передачу и прием акустических сигналов в скважине, b) обработку принимаемых акустических сигналов для получения, по меньшей мере, одного признака, содержащего подвижность формации, c) обеспечение определения параметров флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака, d) выдачу результатов определения параметров (характеризации) и е) принятие решения о размещении скважины на основе результатов характеризации.

В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к устройству для характеризации флюида в подземной формации, окружающей буровую скважину. Данное устройство включает компьютер, имеющий процессор и память, в которой хранятся программы, содержащие инструкции для а) передачи и приема акустических сигналов в скважине, b) обработки принимаемых акустических сигналов для получения, по меньшей мере, одного признака подвижности формации, с) обеспечения характеризации флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака, d) выдачи результатов характеризации и е) принятия решения о размещении скважины на основе результатов характеризации.

В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к системе для контроля и управления параметрами бурения в процессе бурения подземной формации. Данная система содержит компьютер, имеющий процессор и память, в которой хранятся программы, содержащие инструкции для а) передачи и приема акустических сигналов в скважине, b) обработки принимаемых акустических сигналов для получения, по меньшей мере, одного признака подвижности формации, с) обеспечения характеризации флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака, d) выдачи результатов характеризации флюида, е) принятия решения о размещении скважины на основе результатов характеризации и f) контроля и управления параметрами бурения подземной формации на основе принятого решения о размещении скважины.

В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к устройству для контроля и управления параметрами бурения при бурении подземной формации. Данное устройство включает буровой элемент, по меньшей мере, один датчик для передачи и приема акустических сигналов в буровой скважине, скважинное управляющее устройство и скважинное электронное устройство, имеющее процессор и память, в которой хранятся программы, содержащие инструкции для а) передачи и приема акустических сигналов в скважине, b) обработки принимаемых акустических сигналов для получения, по меньшей мере, одного признака подвижности формации, с) обеспечения характеризации флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака, d) выдачи результатов характеризации флюида, е) принятия решения о размещении скважины на основе результатов характеризации флюида и f) управления буровым элементом в подземной формации на основе принятого решения о размещении скважины.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 изображает пример конфигурации буровой установки.

Фиг.2 изображает схему обработки данных для технологий, раскрытых в настоящем изобретении.

Фиг.3 изображает дисперсию медленности волн Стоунли для модели несжимаемого каротажного зонда и при его отсутствии.

Фиг.4 изображает дисперсию затухания волн Стоунли для модели несжимаемого каротажного зонда и при его отсутствии.

Фиг.5 изображает обычный компьютер, который может быть использован в вариантах осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

Фиг.1 изображает установку 100 для каротажа во время бурения LWD (Logging While Drilling) или измерений во время бурения MWD (Measuring While Drilling), которая оборудована средствами связи между наземным узлом управления и скважинными измерительными системами. Как показано на фиг.1, буровая установка 100 включает бурильную колонну 102, подвешенную на вышке 106. Бурильная колонна 102 через ротор 108 буровой установки входит в ствол или скважину 110. Конец бурильной колонны 102 прикреплен к буровому долоту 112. Бурение осуществляется путем вращения посредством наземного привода 142 и обеспечения давления массы бурильной колонны 102 на буровое долото 112 посредством привода лебедки (не показан), поддерживающего бурильную колонну 102. Буровое долото 112 может вращаться путем вращения всей бурильной колонны 102, осуществляемого с помощью верхнего привода 142 или ротора 108 буровой установки и ведущей штанги 114. Буровое долото 112 может также вращаться независимо от бурильной колонны 102 путем использования турбобура 116, расположенного над буровым долотом 112.

В процессе бурения буровой раствор подается от буровых насосов 118 на поверхности 120 через стояк 122 и вниз по бурильной колонне 102. В бурильной колонне 102 буровой раствор выталкивается через промывочные сопла (не показаны) на торцевой поверхности бурового долота 112 и возвращается на поверхность через кольцевое пространство 124, т.е. пространство между скважиной 110 и бурильной колонной 102. Один или более датчиков или преобразователей 126 расположены в одном или более измерительных модулей 127 в нижней части бурильной колонны 102 для измерения заданных скважинных условий. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения преобразователями 126 обычно являются акустические или звуковые излучатели (например, монопольные, дипольные, квадрупольные и любые другие многопольные излучатели) и приемники для передачи и приема акустических или звуковых сигналов с целью оценки параметров бурового раствора по данным акустического или звукового каротажа. Преобразователями 126 могут быть также, например, тензометр, который измеряет нагрузку на буровое долото, или термопара, которая измеряет температуру в нижней части скважины 110. При необходимости могут быть установлены дополнительные датчики для измерения других параметров бурения и формации.

Результаты измерений, выполненных с помощью преобразователей 126, передаются на поверхность. В первую очередь преобразователи 126 передают сигналы, которые характеризуют измеренное скважинное условие, в скважинное электронное устройство или обрабатывающее устройство 128. Сигналы, получаемые от преобразователей 126, могут быть оцифрованы в аналого-цифровом преобразователе. Скважинное электронное устройство 128 собирает двоичные единицы информации или биты, полученные в результате измерений от преобразователей 126, и помещает их в кадры данных. К кадрам данных могут быть добавлены дополнительные биты для синхронизации и обнаружения и исправления ошибок. Сигнал в соответствии с известными методами, например с помощью несущей волны, передается через буровой раствор в бурильной колонне 102. Различные электронные устройства, связанные с телеметрией импульсов в буровом растворе, известны и для ясности дополнительно не описываются. Датчик 132 давления в стояке 122 обнаруживает изменения в давлении бурового раствора и генерирует сигналы, которые характеризуют эти изменения. Выходные данные датчика 132 давления преобразуются в цифровую форму в аналого-цифровом преобразователе и обрабатываются с помощью процессора обработки сигналов 134, который извлекает признаки из принимаемого сигнала и затем передает полученные данные в компьютер 138. Могут быть использованы другие методы передачи данных из скважины на поверхность, такие как передача данных по проводу в буровой трубе или передача электромагнитных волн.

Компьютер 138 получает и может проводить анализ скважинных измерений. В соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения, скважинные измерения обычно включают (1) данные формации и/или (2) данные флюида, содержащегося в формации, полученные на основе данных акустического или звукового каротажа и/или данных каротажа необсаженной скважины. Кроме того, к ним относятся данные бурильной колонны и любые другие данные, описывающие скважинные условия. Сводки скважинных данных могут быть использованы для регулирования параметров бурения. В альтернативном варианте такая регулировка может производиться вручную после получения сводки скважинных данных и их анализа операторами буровой установки.

Наземная система 140 управления оборудованием сконфигурирована для обеспечения связи и управления работой различного оборудования на буровой площадке. В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, наземная система 140 управления оборудованием обычно передает управляющие сигналы и принимает сигналы обратной связи от вышеуказанных акустических преобразователей для регулировки и/или контроля направления бурового долота 112 посредством скважинного управляющего устройства 129. Как показано на фиг.1, скважинное управляющее устройство 129 обычно расположено около бурового долота 112 и может быть роторной управляемой системой, объемным двигателем или любым другим управляющим устройством, широко используемым в условиях бурения скважин. Такое управление и регулировка будут полезны для наклонно направленного бурения, управления параметрами бурения или горизонтальной скважины. В альтернативном варианте наземная система 140 управления оборудованием передает управляющие сигналы и принимает сигналы обратной связи от наземного привода 142 для регулирования и поддержания скорости вращения бурильной колонны, бурового насоса 118 для регулирования потока бурового раствора через систему и привода лебедки 144 для регулирования и поддержания нагрузки на буровое долото. Наземная система управления оборудованием может быть сконфигурирована для связи и управления многими другими наземными механизмами, которые влияют на скважинные операции.

Фиг.1 изображает также обычную операцию бурения формации, имеющей несколько пластов 150, 152, 154, 156 и 158, которые потенциально проявляют очень разные характеристики. Например, пласты 154, 156 и 158 формации могут иметь, соответственно, более подвижную нефть, менее подвижную нефть и неподвижную нефть. Можно предположить, что разные программы бурения и восстановления потребуют размещения скважины в одном или другом из этих пластов. Например, нагнетательная скважина может быть размещена полностью в пласте 154 с очень подвижной нефтью. К тому же, хотя это и не показано, разные сегменты бурения, такие как вышеуказанное наклонно направленное бурение, управление параметрами бурения или горизонтальная скважина, могут требовать разных оптимальных и пороговых регулировок бурения. В соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения, такие регулировки могут эффективно производиться с использованием данных акустического или звукового каротажа. Скважинные измерительные системы 126 и 127 используются для идентификации изменения в свойствах формации и внесения или предложения о внесении изменения в управление наземным оборудованием. Скважинные измерения показывают также текущие скважинные условия, соответствующие ходу процесса бурения, такие как нагрузка на буровое долото, скорость бурения, положение бурового долота и другие.

В соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения, данные акустического или звукового каротажа могут быть использованы для характеризации флюида в подземной формации, окружающей скважину. Способы характеризации, в соответствии с вариантами осуществления, могут быть реализованы в вышеуказанной буровой системе или установке для эффективной разработки нефтяных месторождений, например, при наклонно направленном бурении, управлении параметрами бурения или горизонтальной скважине, однако они не ограничиваются режимом LWD или MWD и могут применяться в режиме передачи каротажных данных по кабелю, предпочтительно в режиме реального времени.

Фиг.2 изображает типовую блок-схему обработки данных для предлагаемых способов характеризации. Данные способы будут принципиально объяснены ниже с использованием каждого блока фиг.2. Данные или сигналы акустического или звукового каротажа сначала получаются в виде акустических или звуковых волн, обычно включающих продольные, поперечные волны и/или волны Стоунли. В этом случае преобразователи 126 по фиг.1 измеряют влияние формации на передаваемые через нее акустические или звуковые сигналы. Полученные акустические или звуковые волны обрабатываются для получения медленности продольных и/или поперечных волн (блок 200). В некоторых вариантах осуществления изобретения такая медленность распространения акустических или звуковых волн в формации в направлении скважины может быть получена путем обработки совокупности сигналов, такой как определение времени вступления или обработка подобия (см. Kimball, C.V. и Marzetta, T.L., «Обработка подобия данных акустического каротажа буровой скважины». Geophysics, 49, стр.274-281, 1984). Обычно группа преобразователей, более конкретно группа приемников, расположенных в определенном порядке, может быть использована для образования части акустического или звукового каротажного зонда с каротажным кабелем или каротажного зонда LWD/MWD для повышения чувствительности и точности акустических или звуковых измерений.

Акустические или звуковые волны обрабатываются также для получения затухания продольных и/или поперечных волн (блок 210). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения акустические или звуковые сигналы монопольных высокочастотных излучателей (например, с частотой около 10 кГц) могут быть использованы для эффективного получения медленности и затухания продольных волн. Для получения медленности и затухания поперечных волн могут быть также использованы (1) акустические или звуковые сигналы дипольных излучателей в некоторых окружениях с передачей данных по кабелю или (2) акустические или звуковые сигналы квадрупольных излучателей в некоторых режимах LWD.

Каротаж необсаженной скважины проводится также для определения свойств пород подземной формации (блок 220). Такие свойства пород включают, например, пористость и/или литологию, которые будут полезны для определения непроницаемой зоны (блок 230).

Затем проводится анализ вышеуказанной медленности и свойств пород для определения модуля перового флюида (блок 240). Модуль перового флюида является одним из свойств флюида и будет важным входным параметром в зоне проникновения, если флюид является неподвижным или подвижным, как сырая нефть или газ в резервуарах. Это объясняется тем, что модуль сырой нефти значительно изменяется в зависимости от температуры, а газ является на несколько порядков более сжимаемым, чем жидкость. Таким образом, этот модуль может служить индикатором подвижности или неподвижности флюида. Сжимаемость (т.е. величина, обратная данному модулю) смеси перового флюида должна быть оценена в зоне, которая исследуется с помощью вышеуказанных измерений с использованием волн Стоунли на подобной частоте. Модуль порового флюида будет также инвертирован из медленности и свойств породы. Метод инверсии включает, например, метод разложения модуля, который использует измерения продольных и поперечных волн для следующего кажущегося модуля порового флюида Kfa:

где K - модуль объемного сжатия формации, N - модуль сдвига формации, Kma - модуль объемного сжатия скелета горной породы, Kdry - модуль объемного сжатия каркаса горной породы, Vp - скорость (распространения) продольной волны (величина, обратная медленности распространения продольной волны), Vs - скорость распространения поперечной волны (величина, обратная медленности распространения поперечной волны), Аa - определитель, охарактеризованный в уравнении (2), который используется в уравнении (1), (Vp/Vs)ma - отношение Vp/Vs скелета горной породы.

Метод разложения модуля описан, например, в работе Brie, A., Pumpuri, F., Marsala, A.F. и Meazza, О., «Интерпретация данных звукового каротажа поперечных волн в газоносных песках», статья SPE 30595, представленная на ежегодной технической конференции и выставке SPE, Даллас, 22-25 октября. Расширенные аннотации, стр.701-710, 1995. Модуль порового флюида может быть также использован в вычислениях с помощью модели упругости поровой среды и вычислениях подвижности флюида с использованием волн Стоунли, как указано ниже.

Получаемые акустические или звуковые волны могут включать волны Стоунли, а также продольные и/или поперечные волны, как указано выше. В случае определения непроницаемой зоны волны Стоунли могут быть использованы для определения медленности и затухания в буровом растворе в данной зоне (блок 250). Точнее говоря, медленность распространения и затухание в буровом растворе инвертируются из волн Стоунли. В некоторых вариантах осуществления изобретения многопараметрическая инверсия используется для определения медленности распространения и затухания в буровом растворе, как раскрыто в патенте США №5687138, включенном в качестве ссылки. Предпочтительно, если медленность и затухание в буровом растворе могут быть сохранены и затем усреднены в буфере глубины определенной длины (блоки 260 и 270) для определения подвижности флюида, как указано ниже. В некоторых режимах LWD, например, акустические или звуковые волны квадрупольных излучателей могут обеспечивать оценку медленности распространения волн в буровом растворе. В некоторых условиях с использованием кабеля акустические или звуковые волны монопольного и дипольного излучателей могут обеспечить оценку медленности распространения в буровом растворе.

Медленность и затухание в буровом растворе, которые, предпочтительно, усредняются, подвергаются анализу с помощью модуля порового флюида в блоке 240 и волн Стоунли для определения подвижности формации, которая здесь может называться подвижностью флюида или подвижностью волн Стоунли (блок 280). Более конкретно, подвижность флюида инвертируется из волн Стоунли с помощью модуля порового флюида, медленности распространения в буровом растворе и затухания в буровом растворе. В некоторых вариантах осуществления изобретения может быть предпочтительной вышеупомянутая многопараметрическая инверсия. В этом случае для получения подвижности может быть использован алгоритм обратного распространения с использованием комплексно-сопряженных функций, который использует блок оценки ошибок методом максимальной вероятности/наименьших квадратов и аппроксимации дисперсионных кривых, полученных на основе модели. Модель пороупругости может быть также полезна для получения подвижности формации или подвижности флюида. Данная модель будет в общих чертах описана ниже. Однако специалистам в данной области техники будет понятно, что для получения подвижности формации или флюида могут быть использованы другие модели физических свойств пород.

Модель пороупругости

Данная модель используется для характеризации конфигурации скважины, которая состоит из упругого и гибкого слоя глинистой корки с внутренним радиусом ra и внешним радиусом rb, расположенного между буровым раствором, который рассматривается как акустический флюид, и породой формации. Объемные свойства породы оцениваются с помощью теории Байота (см. Biot, M.A. «Теория распространения упругих волн в пористом твердом материале, насыщенном флюидом, I. Низкочастотный диапазон», J. Acoust. Soc. Am., 28, стр.168-178 (1956а), и Biot, M.A., «Теория распространения упругих волн в пористом твердом материале, насыщенном флюидом, II. Высокочастотный диапазон», J. Acoust. Soc. Am, 28, стр.179-191 (1956b). Пульсирующая волна давления в скважине вызывает протекание флюида через пористую среду, вызывая таким образом затухание и дисперсию волны Стоунли. На языке теории Байота этот эффект описывается сопряжением волны Стоунли с акустической медленной волной. Упругость глинистой корки вводится путем увеличения жесткости мембраны на стенке ствола скважины для обеспечения возможности изгибания глинистого слоя, подобно мембране, внутри и снаружи пористого пространства. Этот механизм уменьшает, но не устраняет влияние проницаемости формации на волну Стоунли. Данная теория подробно описана в работе Liu, H.L. и Johnson, D.L., «Эффекты упругой мембраны на трубные волны в проницаемых формациях», J. Acoust. Soc. Am., 101, стр.3322-3329, 1997 (далее упоминается как «Liu and Johnson, 1997).

Для характеризации свойств волны Стоунли осуществляется поиск осесимметричных нормальных мод, которые распространяются по закону еi(kz-ωt) в заполненной флюидом цилиндрической скважине, окруженной пористой породой. Здесь величина z (указывающая положение вдоль оси скважины) и величина k (указывающая осевое волновое число) образуют комплекснозначную функцию частоты. Решение проблемы записывается в виде линейной комбинации из восьми разных решений объемных уравнений движения, каждое из которых изменяется осесимметрично в пространстве и во времени по закону еi(kz-ωt). Этими решениями являются: регулярное решение волнового уравнения в скважинном флюиде, цилиндрическая выходящая и цилиндрическая приходящая продольная волна в глинистой корке, цилиндрическая выходящая и цилиндрическая приходящая поперечная волна в глинистой корке, цилиндрическая выходящая поперечная, быстрая продольная и медленная продольная волны в пористой среде. Относительные амплитуды этих составляющих решений определяются требованием удовлетворения необходимых граничных условий, которых насчитывается восемь. Эти граничные условия образуют систему из восьми линейных и однородных уравнений в восьми неизвестных амплитудах. Следовательно, ненулевое решение может существовать тогда и только тогда, когда определитель матрицы коэффициентов равен нулю. Для каждой частоты ω соответствующее волновое число для моды Стоунли k(ω) численно определяется как значение k, при котором определитель равен нулю. Медленность по фазе S(ω) и соответствующее затухание 1/Q (ω) связаны с волновым числом k(ω):

Перечень параметров передовой модели приведен в Таблице 1. Многие из этих входных параметров получены на основе каротажных данных или обычной интерпретации. Другие относятся к свойствам бурового раствора, свойствам порового флюида, модулю скелета породы и жесткости мембраны глинистой корки. Один параметр, подвижность флюида, является параметром, который подлежит оценке.

Таблица 1
Полный перечень параметров модели распространения волны Стоунли
Параметры Единица измерения
Параметры скважины Диаметр ствола дюйм
Медленность распространения в буровом растворе мкс/фут
Затухание в буровом растворе дБ/λ
Плотность бурового раствора г/см3
Параметры формации Медленность распространения продольной волны мкс/фут
Медленность распространения поперечной волны мкс/фут
Плотность формации г/см3
Пористость v/v
Модуль порового флюида ГПа
Плотность порового флюида г/см3
Подвижность порового флюида мД/сП
Модуль зернистости ГПа
Параметры глинистой корки Плотность г/см3
Объемный модуль ГПа
Модуль сдвига ГПа
Толщина дюйм
Жесткость мембраны ГПа/см

Отметим, что все параметры формации определяются из данных каротажа. Точнее, данные ядерно-магнитного каротажа обеспечивают пористость и плотность формации и обеспечивают возможность вычисления плотности зерна монолитной породы. Аналогичным образом измеренные значения медленности распространения продольной и поперечной волн позволяют вычислить объемный модуль и модуль сдвига с использованием уравнения Гассмана, т.е. низкочастотного предела теории Байота. На фиг.3 и 4 показана зависимость медленности и затухания от частоты. Используемые значения параметров формации и скважины показаны в Таблице 2. Вычисления выполнены для двух моделей: (1) модель с несжимаемым инструментом и (2) модель без инструмента. Диаметр инструмента принимается равным 4,75 дюйма. Дисперсия для модели с несжимаемым инструментом близка к реальному каротажу в условиях бурения. Повышенная проницаемость определяет повышенную дисперсию и затухание. Можно отметить, что данный эффект является гораздо более значительным для модели с несжимаемым инструментом, чем для модели без инструмента. Данный эффект более значительно сказывается на медленности при низкой частоте и на затухании при высоких частотах. На основании этого наблюдения можно предположить существование оптимальной частоты для одновременного использования медленности и затухания.

Таблица 2
Перечень из 13 входных параметров модели распространения волны Стоунли, используемой в инверсии подвижности
Параметр Значение Единица измерения
Диаметр ствола 6,0 дюйм
Медленность распространения продольной волны 65,0 мкс/фут
Медленность распространения поперечной волны 120,0 мкс/фут
Плотность формации 2,20 г/см3
Пористость 0,20 v/v
Модуль зернистости формации 35,0 ГПа
Плотность порового флюида 0,8 г/см3
Модуль порового флюида 1,35 ГПа
Жесткость мембраны 5 ГПа/см
Медленность распространения в буровом растворе 200,0 мкс/фут
Затухание в буровом растворе 0,0 дБ/λ
Плотность бурового раствора 1,0 г/см3
Подвижность 100,0 мД/сП

Как показано в Таблице 1, существует большое количество входных параметров для упреждающей проблемы, но не все из них являются одинаково важными. Данная ситуация проясняется с помощью следующего низкочастотного аналитического решения всей проблемы (Liu and Johnson, 1997). Этот результат несколько обобщен для включения случая, в котором существует инструмент с жестким корпусом, который занимает значительную часть скважины. Это близкая ситуация для каротажа в условиях бурения, поскольку жесткость стального воротника бурового инструмента значительно выше жесткости любой формации. Мы имеем:

где МF - раскрывает определитель, охарактеризованный в уравнении (6), ρf0 - плотность скважинного флюида, Kf0 - объемный модуль скважинного флюида, N - модуль сдвига твердой фазы формации, Wp - дополнительная жесткость, зависящая от частоты, обусловленная эффектами проницаемости, Wmc - жесткость мембраны глинистой корки, λ и µ - постоянные Ламе для глинистой корки, и fc=1-ra2/rb2 - часть площади скважины, занимаемая глинистой коркой. Здесь χ=(rT/rа)2 часть площади скважины, занимаемая инструментом, предположительно жестким, при этом rT - радиус инструмента (используется в зоне скважины, занимаемой инструментом), rа - радиус ствола скважины с глинистой коркой (используется в зоне скважины, занимаемой инструментом), rb - радиус ствола скважины в случае отсутствия глинистой корки (используется в зоне скважины, занимаемой глинистой коркой).

Первый член уравнения (5) характеризует степень влияния скважинного флюида, второй член - эффекты упругости формации, и третий член - эффекты проницаемости. Отмечено, между прочим, что присутствие жесткого инструмента, для которого χ>0, гарантирует, что характеристики волн Стоунли обладают большей чувствительностью к свойствам формации по сравнению со случаем отсутствия инструмента, когда χ≡0. Этот эффект вполне очевиден из фиг.3 и 4. В твердых породах первый член, характеризующий скважинный флюид, определяет примерно 90% суммарного влияния. Это предполагает, что в твердых породах волновое число Стоунли, которое связано с медленностью и затуханием волн Стоунли (уравнение (4)), зависит в основном от свойств бурового раствора. Следовательно, в твердых породах измерения подвижности с использованием волн Стоунли являются очень чувствительными к медленности распространения и затуханию в буровом растворе.

В данном низкочастотном пределе эффекты проницаемости содержатся в дополнительной жесткости Wp, зависящей от частоты:

где Н0(1) и H1(1) - функции Ханкеля 0-го и 1-го порядка, соответственно, η - вязкость перового флюида, κ0 - проницаемость формации, - волновое число медленной волны Байота, СD - коэффициент диффузии медленной волны, и сделано предположение, что формация является очень жесткой по сравнению с флюидом в данной формации:

где ϕ - пористость формации. СD - важный параметр для управления глубиной исследования измерений подвижности с использованием волн Стоунли. Данный параметр определяется с помощью подвижности, модуля порового флюида и пористости. В случае водоносных пластов с подвижностью 100 мД/сП и пористостью 20% глубина исследования составляет порядка 2 см при низкой частоте, на которой проводятся измерения волн Стоунли (от 1000 до 5000 Гц). Теория Байота зависит от эффектов вязкости через отношение κ0/η, подвижность флюида. Следовательно, проницаемость формации определяется путем умножения подвижности флюида на вязкость перового флюида.

Предпочтительно, если акустический инструмент последнего поколения может производить измерения, предназначенные для получения данных с помощью волн Стоунли, в которых монопольный излучатель приводится в действие низкочастотным сигналом и затем генерирует широкополосную волну Стоунли высокого качества. См. Pistre, V., Kinoshita, T., Endo. T., Schilling. К., Pabon, J., Sinha, В., Plona, T., Ikegami, Т., и Johnson, D., «Модульный акустический зонд с каротажным кабелем для измерений акустических свойств формации в трех измерениях (азимутальном, радиальном и осевом)». Труды 46-го ежегодного симпозиума по каротажу SPWLA, Новый Орлеан, США, стр.26-29, июнь 2005 г., статья Р.

Как объясняется выше, в некоторых вариантах осуществления изобретения данные акустического или звукового каротажа могут быть использованы для выделения трех признаков (1) подвижности волн Стоунли, (2) модуля порового флюида и (3) затухания продольных и/или поперечных волн. В (1) обеспечивается возможность обнаружения изменений подвижности. Показано, что волна Стоунли в скважине обладает чувствительностью к подвижности флюида (т.е. отношению проницаемости к вязкости). Данные измерений волн Стоунли в скважине использованы для определения подвижности формации (патент США 5687138). Подвижность волн Стоунли также использована, прежде всего, для определения изменений проницаемости формации при известной вязкости. Однако поскольку подвижность формации зависит от проницаемости и вязкости, можно обнаружить изменения вязкости, особенно на основе контраста или сравнения подвижности флюида, например низкой подвижности и высокой подвижности флюида. Таким образом, можно провести анализ изменения подвижности в глубокой буферной зоне для определения зоны с особыми свойствами флюида, включая вязкость (блок 290), при этом можно оценить параметры флюида по изменению подвижности (блок 300). Точнее, уменьшение подвижности может быть легко и эффективно обнаружено благодаря высокой вязкости сырой нефти, так как высокая вязкость может снижать подвижность в формации на несколько порядков.

В (2) и (3) медленность распространения (т.е. величина, обратная скорости) и затухание будут изменяться, благодаря чему определяются свойства флюида. Проведенные в последнее время исследования показали, что скорости и затухания акустических волн в породах, содержащих сырую нефть, существенно изменяются также и в зависимости от температуры. См., например, Batzle, M.L., Han, D., and Hofmann, R., «Зависимость скорости сейсмических волн от подвижности флюида и частоты - Непосредственные измерения». Geophysics, 71, N1-N9, 2006 и Behura J., Batzle M.L., и Hofmann R., «Сырая нефть и нефтяные сланцы: их история». Отчет по программе CWP (CWP-536), 2006. Таким образом, модуль порового флюида как признак свойства флюида, полученный из некоторых параметров, включая медленность и затухание продольных и/или поперечных волн, может быть использован для характеризации флюида. Например, в случае такого флюида, как сырая нефть, модуль порового флюида может быть оценен для распознавания зоны сырой нефти. Изменения затухания могут быть оценены для свойств сырой нефти. Это объясняется тем, что зоны сырой нефти имеют очень низкое значение медленности и высокое значение модуля, которые значительно изменяются в зависимости от температуры.

Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения будут полезны для определения параметров флюида, такого как сырая нефть, так как сырая нефть вообще может значительно изменять вязкость в зависимости от температуры. Сырая нефть обычно определяется как нефть, имеющая высокую плотность и очень высокую вязкость. Сырая нефть обычно означает нефть с плотностью менее 20 градусов АНИ (Американского нефтяного института), а очень сырая нефть менее 10 градусов АНИ (плотность свыше 1 г/см3).

В некоторых вариантах осуществления изобретения определение параметров сырой нефти может быть важным для оптимизации добычи сырой нефти, например, в горизонтальной скважине. За счет управления траекторией нефтяной скважины относительно зоны сырой нефти можно обеспечить эффективность добычи нефти. Однако флюид не ограничивается сырой нефтью. Он имеет большое значение для управления и контроля траектории нефтяной скважины относительно неподвижного порового флюида (например, дегтя) или подвижного порового флюида в режиме LWD или передачи каротажных данных по кабелю.

При необходимости вышеуказанный порядок операций повторяется на других глубинах (блок 300). Этот порядок повторяется также и в том случае, если отсутствуют данные о медленности в буровом растворе и затухании в буровом растворе. Накопленные данные медленности и затухания в буровом растворе могут быть использованы для других глубин.

На фиг.5 показан обычный компьютер, который может быть использован в вариантах осуществления настоящего изобретения. Как показано, компьютер включает дисплей 510, основной блок 500 и устройства ввода данных, такие как клавиатура 506 и манипулятор типа «мышь» 508. Основной блок 500 может включать центральный процессор 502 и память 504. В памяти могут храниться программы, содержащие инструкции для осуществления способов в соответствии с настоящим изобретением.

Программирование может осуществляться посредством использования одного или более устройств для хранения программ, считываемых процессором компьютера, и кодирования одной или более программ инструкций, выполняемых компьютером для осуществления вышеописанных операций. Устройство для хранения программ может принимать вид, например, одного или более гибких дисков; компакт-диска или другого оптического диска; магнитной ленты; микросхемы постоянного запоминающего устройства (ПЗУ) и других разновидностей, известных в данной области техники или специально разработанных. Программой инструкций может быть «объектный код», т.е. в двоичной форме, которая выполняется более-менее непосредственно компьютером; «исходный код», который требует компиляции или интерпретации перед выполнением; или некоторая промежуточная форма, например частично компилированный код. Точные формы устройства для хранения программ и кодирования в данном случае не существенны. Таким образом, эти средства обработки могут быть реализованы в наземном оборудовании, в инструменте или распределены между ними, как известно в данной области техники. Кроме того, наземный компьютер может быть расположен в месте, удаленном от скважины, и средства связи (такие как спутниковая линия связи или Интернет) могут быть использованы для передачи данных, в режиме реального времени или с задержкой по времени, между инструментом и компьютером.

Хотя данное изобретение было описано относительно ограниченного количества вариантов осуществления, специалистам в данной области техники, имеющим выгоду от данного изобретения, будет понятно, что могут быть придуманы другие варианты осуществления (например, варианты осуществления, связанные с методом сейсмической разведки) без отхода от объема приведенной здесь формулы настоящего изобретения. Следовательно, объем данного изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой.

1. Способ определения параметров флюида в подземной формации, окружающей буровую скважину, включающий: а) передачу и прием акустических сигналов в буровой скважине; b) обработку принимаемых акустических сигналов для получения, по меньшей мере, одного признака, содержащего подвижность формации; с) обеспечение определения параметров флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака; d) выдачу результатов определения параметров; и е) принятие решения о размещении скважины на основе определенных параметров, при этом обработка содержит: (i) обработку принимаемых акустических сигналов для выделения волн Стоунли; и (ii) анализ волн Стоунли, указанного параметра, медленности распространения волн в буровом растворе и затухания волн в буровом растворе для определения подвижности формации.

2. Способ по п.1, включающий также передачу результатов определения параметров на поверхность.

3. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, один признак содержит параметр, относящийся к свойству флюида.

4. Способ по п.1, в котором акустические сигналы обеспечиваются из монопольного источника и многопольного источника.

5. Способ по п.1, включающий также управление бурением подземной формации на основе решения о размещении скважины.

6. Способ по п.5, включающий также передачу управляющей команды.

7. Способ определения параметров флюида в подземной формации, окружающей буровую скважину, содержащий: а) передачу и прием акустических сигналов в буровой скважине; b) обработку принимаемых акустических сигналов для получения, по меньшей мере, одного признака, содержащего подвижность формации и параметр, относящийся к свойству флюида; с) обеспечение определения параметров флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака; d) выдачу результатов определения параметров; и е) принятие решения о размещении скважины на основе определенных параметров, при этом обработка содержит: (i) обработку принимаемых акустических сигналов для получения медленности распространения продольных и/или поперечных волн; (ii) измерение свойства породы подземной формации, окружающей скважину; и (iii) анализ свойства породы и медленности и затухания продольных и/или поперечных волн для получения определенного параметра, где указанным параметром является модуль порового флюида.

8. Система управления параметрами бурения во время бурения подземной формации, содержащая компьютер, имеющий процессор и память, в которой память хранит программы, содержащие инструкции а) передачи и приема акустических сигналов в скважине; b) обработки принимаемых акустических сигналов для получения, по меньшей мере, одного признака, содержащего подвижность формации; с) обеспечения определения параметров флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака; d) выдачи результатов определения параметров; е) принятия решения о размещении скважины на основе определенных параметров; и f) осуществление управления бурением подземной формации на основе решения о размещении скважины.

9. Система по п.8, включающая также передачу результатов определения параметров на поверхность.

10. Система по п.8, включающая также передачу управляющей команды.

11. Система по п.8, в которой, по меньшей мере, один признак содержит параметр, относящийся к свойству флюида.

12. Система по п.8, в которой обработка включает: (i) обработку принимаемых акустических сигналов для определения медленности продольных и/или поперечных волн; (ii) измерение свойств породы подземной формации, окружающей буровую скважину; и (iii) анализ свойства породы и медленности и затухания продольных и/или поперечных волн для получения параметра, где указанным параметром является модуль порового флюида.

13. Система по п.8, в которой обработка включает: (i) обработку принимаемых акустических сигналов для выделения волн Стоунли; и (ii) анализ волн Стоунли, указанного параметра, медленности распространения волн в буровом растворе и затухания волн в буровом растворе для определения подвижности формации.

14. Система по п.8, в которой акустические сигналы получаются из монопольного источника и многопольного источника.

15. Устройство для управления параметрами бурения во время бурения подземной формации, включающее буровой элемент; по меньшей мере, один датчик для передачи и приема акустических сигналов в буровой скважине; скважинное устройство управления; и скважинное электронное устройство, имеющее процессор и память, в котором память хранит программы, содержащие инструкции для: а) передачи и приема акустических сигналов в скважине; b) обработки принимаемых акустических сигналов для получения, по меньшей мере, одного признака, содержащего подвижность формации; с) определения параметров флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака; d) выдачи результатов определения параметров; е) принятия решения о размещении скважины на основе определенных параметров; и f) осуществление управления буровым элементом в подземной формации на основе принятого решения о размещении скважины.

16. Устройство по п.15, в котором память содержит также инструкции для передачи результатов определения параметров на поверхность.

17. Устройство по п.15, в котором память содержит также инструкции для передачи команды в скважинное устройство управления.

18. Устройство по п.15, в котором, по меньшей мере, один признак содержит параметр, относящийся к свойству флюида.

19. Устройство по п.15, в котором обработка включает: (i) обработку принимаемых акустических сигналов для получения медленности продольных и/или поперечных волн; (ii) измерение свойства породы подземной формации, окружающей скважину; и (iii) анализ свойства породы и медленности и затухания продольных и/или поперечных волн для определения параметра, где указанным параметром является модуль порового флюида.

20. Устройство по п.15, в котором обработка включает: (i) обработку принимаемых акустических сигналов для выделения волн Стоунли; и (ii) анализ волн Стоунли, указанного параметра, медленности распространения волн в буровом растворе и затухания волн в буровом растворе для определения подвижности формации.

21. Устройство по п.15, в котором акустические сигналы получаются из монопольного источника и многопольного источника.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, преимущественно с отдалением забоя на десятки километров, в сложных климатических условиях в акватории шельфа.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способу наклонно-направленного бурения скважин. .

Изобретение относится к способу бурения двух или большего количества параллельных скважин. .

Изобретение относится к области разработки месторождений при помощи скважин, расположенных на значительном удалении от берега, под водоохраной и природоохранной зонами на суше, в условиях арктических морей, в том числе под мощным дрейфующим ледовым покрытием.

Изобретение относится к области бурения направленных скважин с использованием забойных телеметрических систем. .

Изобретение относится к способу разработки месторождений высоковязкой нефти с применением ее разогревания. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, например, для определения качества цементирования скважин. .

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

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 получению информации о функционировании скважинной системы и свойствах подземной формации посредством детектирования и анализирования (интерпретирования) акустических сигналов, сгенерированных компонентами скважинной системы, содержащей, например, ствол скважины, пробуренный к подземной формации, и/или установленное в нем оборудование (например, заканчивающую колонну, один или более инструментов, связанных с этой колонной, обсадную колонну, пакеры, управляющие системы и/или другие компоненты).

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано для контроля частоты вращения вала турбобура и для управления процессом бурения.

Изобретение относится к области крепления скважин обсадными трубами, а более конкретно к анализу сцепления обсадных труб и связующего материала. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для определения качества цементирования скважин и разобщения пластов-коллекторов. .

Изобретение относится к приборам для акустического каротажа скважин, а именно к акустическим преобразователям. .

Изобретение относится к акустическим методам оценки качества цементирования обсаженных скважин. .

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