Уточненные измерения пористости подземных пластов

Авторы патента:


Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов
Уточненные измерения пористости подземных пластов

 


Владельцы патента RU 2534721:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Настоящее изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения пористости пласта, окружающего скважину. Согласно заявленному предложению буровой раствор проникает в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени. Выполняются первое и второе измерения пористости в первый момент времени и во второй момент времени. Первое измерение пористости относится к типу, выбранному для индикации измерения пористости в присутствии газа, отличающегося по сравнению со вторым измерением пористости. Первое и второе измерения пористости выбираются таким образом, чтобы обеспечивать практически одну и ту же глубину исследования в пласте и испытывать приблизительно пропорциональное воздействие за счет газа. Технический результат - повышение точности данных исследования. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 18 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее раскрытие сущности предлагаемого изобретения относится к измерениям пористости подземных пластов и, в частности, но не исключительно, для получения уточненного значения пористости, которое может учитывать наличие конкретного или неизвестного типа флюида в пластах или учитывать неглубокое, или неизвестное неполное проникновение фильтрата бурового раствора.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Измерение пористости, т.е. количественное представление объема пласта, который в большей степени состоит из порового пространства, чем из скелета горной породы, представляет собой одно из ключевых измерений, используемых для количественной оценки запасов нефти и газа в подземном пласте или для количественной оценки подземной объемной емкости для различных применений при подземном хранении или захоронении.

Поры в подземных пластах, в типичном случае, наполнены смесью молекул воды и углеводорода (углеводородов) в жидком состоянии, но могут включать также молекулы H2S, CO2, N2, и т.д., и могут включать в более общем случае смесь твердой, жидкой и газообразной фаз в механическом и термодинамическом равновесии. Кроме того, если присутствуют растворители (такие как вода), тогда соли (такие как NaCl или KCl и т.д.) обычно также присутствуют в качестве растворенного вещества, а соответствующие ионы раствора могут существенно изменять различные характеристики растворителя.

Таким образом, один из аспектов, который традиционно влияет на измерения пористости - это тип веществ, присутствующих внутри пор пласта. Это обусловлено тем, что не существует идеального и независимого измерения пористости, которое всегда давало бы точное значение пористости подземного пласта, независимо от вещества, присутствующего внутри пористого пространства. Например, измерения водородного индекса (ВИ), которые чувствительны к количеству атомов водорода в пористом пространстве, могут предоставлять средства для оценки пористости подземного пласта, если в порах присутствуют только вода и нефть. Однако в присутствии в порах газа возникают проблемы, поскольку газ будет содержать существенно меньше атомов водорода на единицу объема по сравнению с водой и нефтью, которые имеют приблизительно похожий ВИ. Другой пример - это плотностные измерения (rho), которые чувствительны к плотности веществ, присутствующих внутри пористого пространства, и могут обеспечить средства для оценки пористости подземного пласта, если в порах присутствуют только вода и нефть, при условии, что плотность скелета горной породы также известна.

Однако проблемы также возникают в присутствии в порах газа, поскольку газ существенно легче, чем вода и нефть, имеющие приблизительно одинаковую плотность. Следовательно, увеличение газонаполненной пористости будет приводить как к уменьшению водородного индекса, так и к уменьшению плотности, что будет, соответственно, индицировать уменьшенную кажущуюся пористость, полученную из измерения водородного индекса, и увеличенную кажущуюся пористость, полученную из плотностного измерения; то есть так называемый эффект кроссовера. Химический состав, давление и температура каждого газа оказывает прямое влияние, например, на среднее число атомов водорода на молекулу газа и на плотность газа, которые также влияют на измерения кажущейся пористости, такой как кажущаяся пористость, полученная из измерения водородного индекса и плотностного измерения.

Другой аспект, который влияет на точное измерение пористости, - это проникновение в подземный пласт фильтрата бурового раствора. Например, в применениях при КВБ (каротаже во время бурения) это наиболее заметно, поскольку измерения КВБ в типичном случае занимают от нескольких минут до нескольких часов непосредственно после окончания бурения подземного пласта. В связи с этим фильтрат бурового раствора сможет проникнуть в пласт приблизительно всего на несколько дюймов. С течением времени фильтрат бурового раствора проникает в пласт глубже, что может повлиять на некоторые измерения и привести к зависимым от проникновения или зависимым от времени отсчетам измерений. Например, в случае использования устройства для каротажа во время бурения, базирующегося на нескольких измерениях, каждое из которых имеет различную радиальную глубину исследования в пласте, на эти измерения будет оказываться различное воздействие за счет профиля проникновения в пласт фильтрата бурового раствора, особенно если радиальная глубина исследования первого измерения находится в зоне проникновения фильтрата, в то время как другое измерение имеет радиальную глубину исследования, которая простирается вне зоны проникновения фильтрата (т.е. в неразрабатываемую зону) и поэтому, в типичном случае, менее подвержена проникновению. Традиционно, большинство способов, относящихся к оценке пористости в подземных пластах, разрабатывалось для применений каротажного кабеля (КК) до появления каротажа во время бурения (КВБ), и поскольку КК измерения обычно занимали дни после того, как скважина была просверлена, то в типичном случае зона проникновения простиралась к этому времени в подземный пласт на фут или больше, так что проблемы, связанные с проникновением не имели такого большого значения как в случае КВБ измерений.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предмет настоящего раскрытия изобретения состоит в получении уточненного измерения пористости, направленного на решение некоторых из вышеупомянутых проблем.

В соответствии с первым аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: получение первого измерения пористости и второго измерения пористости, при этом первое и второе измерения пористости представляют собой различные типы измерений пористости, которые обеспечивают отличающиеся значения измерений пористости в присутствии газа, имеющего известную характеристику; и определение пористости пласта с использованием первого и второго измерений пористости, и известной характеристики газа, на основании, например, точки пересечения между кривой известной характеристики газа, проходящей от точки на графике, представляющей первое и второе измерения пористости, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии с другим аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора, проникающего в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости практически в одно и то же время и практически на одну и ту же глубину исследования в пласте, при этом первое измерение пористости относится к типу, выбранному для индикации измерения пористости, отличающегося в присутствии газа по сравнению со вторым измерением пористости, причем упомянутый газ имеет известную характеристику; и определение пористости пласта с использованием первого и второго измерений пористости, и известной характеристики газа, на основании, например, точки пересечения между кривой известной характеристики газа, проходящей через точку на графике, представляющую первое и второе измерения пористости, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии с еще одним аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора проникающего в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функции времени; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости, причем оба измерения пористости производятся в первый момент времени и во второй момент времени, при этом первое измерение пористости относится к типу, выбранному для индикации измерения пористости в присутствии газа, отличающегося по сравнению со вторым измерением пористости, и причем первое и второе измерения пористости выбраны таким образом, чтобы иметь практически одну и ту же глубину исследования в пласте и испытывать на себе приблизительно пропорциональное воздействие за счет газа; и определение пористости пласта с использованием первого и второго измерений пористости, на основании, например, точки пересечения между линией, соединяющей две точки на графике, представляющие первое и второе измерения пористости, выполненные, соответственно, в первый и второй моменты времени, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствие газа.

В соответствии со следующим аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора, проникающего в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости, причем оба измерения пористости производятся в первый момент времени и во второй момент времени, при этом первое измерение пористости относится к типу, выбранному для индикации измерения пористости отличающегося в присутствии газа по сравнению со вторым измерением пористости, и причем первое и второе измерения пористости выбраны таким образом, чтобы иметь практически одну и ту же глубину исследования в пласте и испытывать на себе приблизительно пропорциональное влияние за счет газа; и определение пористости пласта с использованием первого и второго измерения пористости и глубины проникновения бурового раствора в пласт, например, путем сочетания первого и второго измерений пористости с глубиной проникновения бурового раствора в пласт для расчета измерений, относящихся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата; и определение пористости пласта, на основании точки пересечения между линией, соединяющей две точки на графике, представляющие расчетные измерения, относящиеся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии с еще одним аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора, проникающего в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости практически в одно и то же время и практически с одной и той же глубиной исследования в пласте, при этом первое и второе измерения пористости представляют собой различные типы измерения пористости, которые обеспечивают отличающиеся значения измерения пористости в присутствии газа, имеющего известную характеристику; получение третьего измерения пористости с практически отличающейся глубиной исследования по отношению к первому и второму измерениям пористости и выполненного практически в одно и то же время относительно первого и второго измерений пористости; и определение пористости пласта с использованием первого, второго и третьего измерений пористости, и глубины проникновения бурового раствора в пласт, например, путем сочетания первого, второго и третьего измерений пористости с глубиной проникновения бурового раствора в пласт для расчета измерений, относящихся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата; и определение пористости пласта на основании точки пересечения между кривой известной характеристики газа, проходящей через две точки на графике, представляющие расчетные измерения, относящиеся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии со следующим аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора в пласт; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости, причем оба измерения пористости выполняются в первый момент времени и во второй момент времени, при этом первое измерение пористости относится к типу, выбранному для индикации измерения пористости, отличающегося в присутствии газа по сравнению со вторым измерением пористости, и газ влияет на первое и второе измерения пористости приблизительно пропорционально; получение третьего измерения пористости и четвертого измерения пористости практически в одно и то же время, которое отличается от первого и второго моментов времени, и с практически отличающейся глубиной исследования относительно первого и второго измерений пористости, и относительно друг друга; и определение пористости пласта с использованием первого, второго, третьего и четвертого измерений пористости, например, путем вычисления глубины проникновения бурового раствора в пласт с использованием третьего и четвертого измерений пористости; сочетания первого и второго измерений пористости с вычисленной глубиной проникновения для расчета измерений, относящихся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата; и определение пористости пласта на основании точки пересечения между линией, соединяющей две точки на графике, представляющие расчетные измерения, относящиеся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии с еще одним аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора в пласт; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости практически в одно и то же время, при этом первое и второе измерения пористости представляют собой различные типы измерений пористости, обеспечивающие отличающиеся между собой значения измерений пористости в присутствии газа, имеющего известную характеристику; получение третьего измерения пористости и четвертого измерения пористости практически в одно и то же время, отличающееся от времени получения первого и второго измерений пористости, и с практически отличающейся глубиной исследования относительно первого и второго измерений пористости и относительно друг друга; и определение пористости пласта с использованием первого, второго, третьего и четвертого измерений пористости, например, путем вычисления глубины проникновения бурового раствора в пласт с использованием третьего и четвертого измерений пористости; при сочетании первого и второго измерений пористости с вычисленной глубиной проникновения для расчета измерений, относящихся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата; и определение пористости пласта, на основании точки пересечения между кривой известной характеристики газа, проходящей через две точки на графике, представляющие расчетные измерения, относящиеся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии со следующим аспектом изобретения предлагается скважинное устройство, оборудованное для определения пористости пласта с использованием, по меньшей мере, одного из упомянутых выше способов.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Варианты реализации предлагаемого изобретения будут описаны здесь на примере со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:

Фиг.1a) показывает ограниченный двумерный график первого и второго измерений кажущейся пористости с учетом предположения о присутствии фильтрата бурового раствора.

Фиг.1b) показывает ограниченный трехмерный график первого, второго и третьего измерений кажущейся пористости с учетом предположения о присутствии фильтрата бурового раствора.

Фиг.2a) и b) показывают точку отклонения, указывающую на присутствие газа.

Фиг.3a) и b) показывают различные условия по составу газа, давлению и температуре.

Фиг.4a) показывает точку отклонения, на которую оказывает воздействие неглубокое проникновение.

Фиг.4b) показывает случай, когда линии проникновения и насыщения не лежат в одной плоскости.

Фиг.5a) показывает две точки отклонения, полученные в два различных момента времени, где линии проникновения и характеристики газа представляют собой прямые.

Фиг.5b) показывает две точки отклонения, полученные, в общем случае, в два различных момента времени с учетом двух измерений кажущейся пористости.

Фиг.5c) показывает две точки отклонения, полученные, в общем случае, в два различных момента времени с учетом трех измерений кажущейся пористости.

Фиг.6 показывает типичный сводный график интерпретации плотностного-нейтронного каротажа.

Фиг.7 показывает кривые измерений плотностного и нейтронного каротажа.

Фиг.8 показывает измерения плотностного и нейтронного каротажа, полученные в режиме периодического наблюдения.

Фиг.9 показывает типичный сводный график интерпретации плотностного-нейтронного каротажа с точками отклонения, полученными за счет проходов во время бурения (ВБ) и после бурения (ПБ).

Фиг.10 показывает гистограмму расчетных градиентов различных прямых линий, соединяющих точки отклонения при измерениях во время бурения (ВБ) и после бурения (ПБ).

Фиг.11 показывает пример скважины, в котором может быть осуществлен вариант реализации предлагаемого изобретения; и

Фиг.12 показывает пример каротажного устройства, в соответствии с которым может быть осуществлен вариант реализации предлагаемого изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В типичном случае, подземные каротажные измерения пласта могут принимать многие различные формы, например: измерения удельного электрического сопротивления, диэлектрических характеристик, ЯМР (ядерного магнитного резонанса), плотностные, нейтронные, сигма (сечения захвата тепловых нейтронов), фотоэлектрические, акустические измерения, углеродно-кислородный каротаж и т.д. Такие измерения зависят от различных возможных типов датчиков и детекторов, точного положения и размещения таких датчиков и учета конкретной конструкции измерительного устройства.

Поскольку каротажные измерения осуществляются с помощью скважинного устройства, обычно имеется возможность выразить и преобразовать такие каротажные измерения в соответствующие измерения пористости. С целью осуществления такого преобразования или масштабирования различных каротажных измерений в соответствующие измерения пористости, необходимо знать следующее: i) тип и характер скелета горной породы; и ii) тип вещества (веществ), присутствующих внутри пор пласта. Довольно легко узнать тип пласта, например, за счет элементарных методик захвата тепловых нейтронов, но остается затруднительным предусмотреть или учесть все возможные типы веществ.

В этом случае прибегают к априорному предположению в отношении типа флюида (флюидов), присутствующего внутри пор, и используют выражение кажущейся пористости для ссылки на такую производную пористость. Например, за счет предположения, что единственные вещества, присутствующие внутри пор, представляют собой остаточную воду (или связанную воду) и фильтрат бурового раствора (жидкость), обеспечивается то, что все кажущиеся пористости, рассчитанные на основании всех доступных различных измерений, дают в результате одинаковое значение, если предположение оказывается справедливым, и такое одинаковое значение соответствует точному значению пористости. Однако если предположение не оказывается справедливым, и внутри пор, кроме остаточной воды и фильтрата бурового раствора, присутствует другое вещество, то вполне естественно ожидать, что некоторые вычисленные значения кажущейся пористости будут отличаться друг от друга, в зависимости, для каждого отдельного случая, от учитываемых каротажных измерений и от характера проникающего вещества (веществ) относительно фильтрата бурового раствора. Соответственно, необходимо определенным образом скорректировать измерения кажущейся пористости, чтобы учесть присутствие в пласте вещества другого типа, такого как газ, чтобы получить точное значение пористости. В действительности, обычно не только газ влияет на диапазон каротажных измерений, но также и более легкие жидкости, в общем случае, такие как легкая нефть. Таким образом, следует принимать во внимание, что индикация присутствия газа может также быть расширена, подразумевая наличие и легкой нефти.

Поэтому, при использовании предположения, что единственные вещества, присутствующие внутри пор, представляют собой остаточную воду и фильтрат бурового раствора, можно получить отличающиеся измерения кажущейся пористости пласта. Более конкретно, если, например, тип каротажного измерения, конвертируемого в значение пористости, - это плотностное измерение, тогда такое преобразование пористости может более точно рассматриваться как измерение кажущейся пористости по плотностному каротажу.

Так называемая газонасыщенность - это процент пористого пространства, наполненного газом и, следовательно, чем выше газонасыщенность, тем больше каждый из типов различных измерений кажущейся пористости будет отличаться друг от друга. Например, в случае, где учитываются и сравниваются только два различных типа измерений кажущейся пористости, зависимость между этими двумя различными типами измерений будет представлять собой прямую линию, имеющую градиент, равный 1, как показано на фиг.1a). То есть в ситуации, когда внутри пор подземного пласта присутствуют только остаточная вода и фильтрат бурового раствора,

Фиг.1a) показывает ограниченный график, содержащий ось y, показывающую первое измерение кажущейся пористости, которое представляет тип измерения кажущейся пористости по плотностному каротажу; и ось x, показывающую второе измерение кажущейся пористости. Второе измерение кажущейся пористости может быть одним из совокупности различных типов измерений кажущейся пористости, таких как: измерение кажущейся пористости с нейтронному каротажу, измерение кажущейся пористости с ядерно-магнитным каротажем, измерение кажущейся пористости с диэлектрическим каротажем, измерение кажущейся пористости с сигма-каротажем или измерение кажущейся пористости с каротажем проводимости. В ситуации, когда внутри пор подземного пласта присутствуют только остаточная вода и фильтрат бурового раствора, такие первое и второе измерения, если они выражены вместе в виде графика зависимости, попадают на прямую линию, описываемую как нулевая линия газа или линия фильтрата бурового раствора с градиентом равным 1, который означает, что первое и второе измерения дают одно и то же значение кажущейся пористости, которое также представляет собой точное значение пористости. Фиг.1b) показывает ограниченный график подобный фиг.1a), но имеющий дополнительную ось z, показывающую третье измерение кажущейся пористости.

Если наоборот, первое и второе измерения отличаются друг от друга, соответствуя точке на фиг.1a) (или на фиг.1b), если также доступно и третье измерение), которая не попадает на линию фильтрата бурового раствора, то это будет указывать на ошибочность предположения о присутствии внутри пор подземного пласта только остаточной воды и фильтрата бурового раствора. Это, в свою очередь, демонстрирует присутствие по меньшей мере одного проникшего вещества, а именно газа (или легкой нефти), в зависимости от обстоятельств. Конкретно, это может произойти потому, что первое измерение окажется относящимся к типу, который измеряет отличающееся (большее или меньшее) значение кажущейся пористости по сравнению со вторым измерением.

Фиг.2a) - это пример ограниченного графика подобного фиг.1a), показывающий точку отклонения 20, индицирующую присутствие газа. Если такое отклонение имеет место, то в результате значение измерения первого типа для кажущейся пористости оказывается выше, чем значение другого измерения второго типа для кажущейся пористости, и это обстоятельство усложняет оценку точной пористости, поскольку необходима соответствующая методика для проецирования точки отклонения 20 на соответствующую точку точной пористости на линии фильтрата бурового раствора 22.

Фиг.2b) - это пример ограниченного графика подобного фиг.2a), но содержащего дополнительную ось z, показывающую третье измерение кажущейся пористости (как показано на фиг.1b)) и показывающую точку отклонения 31, указывающую на присутствие газа.

Предлагается несколько вариантов реализации предлагаемого изобретения, позволяющих определить точную пористость (проекцию на линию 22).

В соответствии с одним вариантом реализации предлагаемого изобретения можно определить точную пористость, если доступны заранее установленные или априорные данные характеристики газа. Например, фиг.2a) показывает несколько кривых характеристик газа (так называемых линий насыщения, полученных за счет изменения газонасыщенности) 23, 25, 27 и 29, пересекающихся с линией фильтрата бурового раствора 22 в точках 24, 26, 28 и 30. Теперь исключим любые эффекты проникновения, если известна фактическая характеристика (характеристики) газа внутри пор подземного пласта, и тогда линия насыщения характеристики газа, которая перекрывает точку отклонения, также проецирует точное значение пористости в точке, в которой линия насыщения пересекается с линией фильтрата бурового раствора. Конкретно, в примере на фиг.2a) линия насыщения характеристики газа 27 перекрывается с точкой отклонения 20. Таким образом, точное значение пористости достигается путем следования по линии насыщения 27 до ее пересечения с линией фильтрата бурового раствора 22 в точке 28.

Следует принять во внимание, что легкая нефть, так же, как и газ, может вызвать отклонение. Более того, газы с различным составом, давлением и температурой могут также повлиять на величину отклонения. Таким образом, чтобы получить большую точность, желательно, чтобы характеристики газа, учитывали так называемые диаграммы зависимости газа от давления-объема-температуры (ДОТ).

Фиг.3a) показывает три типа газа, каждый из которых имеет различный состав и, таким образом, каждый имеет свою собственную линию насыщения характеристики газа. Три газа - это углекислый газ CO2, сероводород H2S и метан CH4. По сравнению с CH4, который имеет 4 атома водорода на молекулу и показывает наименьший молекулярный вес, H2S содержит только 2 атома водорода на молекулу и имеет больший молекулярный вес, а CO2 вообще не содержит атомов водорода и имеет наибольший молекулярный вес. Поэтому, при прочих равных условиях, при сравнении с CH4, при одинаковых условиях по давлению и температуре, присутствие H2S вызовет более низкие значения измерений кажущейся пористости по нейтронному каротажу и кажущейся пористости по плотностному каротажу, а присутствие CO2 вызовет самые низкие из всех трех газов значения измерений кажущейся пористости по нейтронному каротажу и измерений кажущейся пористости по плотностному каротажу. Таким образом, с учетом примера, показанного на фиг.2a), эти три различные типы газов будут иметь свои собственные линии насыщения характеристики газа.

Фиг.3b) показывает воздействие изменений давления и температуры на эти же три газа. Таким образом, при конкретном давлении и температуре, каждый из трех газов имеет свой собственный водородный индекс и плотность с таким же приблизительным распределением как на фиг.3a). Однако если давление падает, например, при сохранении постоянной температуры, или если температура возрастает, а давление остается постоянным, свойства всех трех газов имеют тенденцию направленности к началу графика, которое индицирует вакуум (точку вакуума), хотя и вдоль своих собственных линий. Таким образом, можно увидеть как условия по давлению и температуре (совместно с диаграммами зависимости «давление-объем-температура») также оказывают влияние на линии насыщения характеристик газа.

Таким образом, линия насыщения характеристики газа изменяется в зависимости, как от типа газа, так и от условий по давлению и температуре. Независимо от того, включают или не включают вещества, присутствующие внутри пор подземного пласта, дополнительное вещество (вещества), которое вызывает отклонение, такое, как газ с конкретным типом состава или при конкретных условиях давления и температуры; при условии, что известен характеристический отклик дополнительного вещества или газа, можно определить точную пористость. Необходимо отметить, что линии насыщения характеристики газа могут быть получены или путем априорного моделирования в лаборатории, или путем измерений в скважине на месторождении. Таким образом, каротажное устройство, снабженное процессором и измерительными датчиками, может получить упомянутые линии насыщения характеристики газа вместе с первым и вторым измерениями пористости.

В соответствии с еще одним вариантом реализации предлагаемого изобретения предлагается способ для учета неглубокого неполного проникновения фильтрата бурового раствора, например, как это, в типичном случае, происходит в применениях с каротажем во время бурения. Такое проникновение вызвано тем, что гидростатическое давление бурильного раствора выше, чем давление жидкостей, присутствующих внутри пор подземного пласта, что желательно для того, чтобы предотвратить вытекание жидкостей в пласте в скважину и неконтролируемое достижение ими поверхности, что приводит к так называемым выбросам из скважины и другим неконтролируемым событиям. Такой перепад давлений между буровым раствором и пластовыми жидкостями приводит к выталкиванию и выдавливанию фильтрата бурового раствора в пласт и перемещению исходных пластовых жидкостей, присутствующих внутри пор, что вызывает появление так называемого фронта проникновения, внедрение которого в пласт представляет собой функцию времени. Именно этот фронт проникновения определяет границу между так называемой неразрабатываемой зоной (vz) и зоной проникновения фильтрата (fz) пласта. Зона проникновения фильтрата относится к объему пласта, в котором происходит проникновение и заполнение фильтратом бурового раствора, в то время как неразрабатываемая зона относится к объему пласта, который находится вне досягаемости и не изменяется за счет фильтрата бурового раствора.

Проникновение все усложняет, особенно в применениях с каротажем во время бурения, где проникновение не оговаривается (в отличие от случая каротажного кабеля) и, поэтому, вероятно, оказывает влияние на измерения различным образом и в зависимости от времени, особенно если измерения имеют различную радиальную глубину исследования в пласте. Это происходит потому, что, например, первое измерение, имеющее небольшую глубину исследования, лежащую внутри зоны проникновения фильтрата, будет полностью подвержено воздействию проникновения, в то время как второе измерение, имеющее глубину исследования, которая простирается в неразрабатываемую зону, будет только частично подвержено влиянию проникновения.

Следовательно, соответствующие измерения кажущейся пористости могут отличаться друг от друга не только потому, что не оправдываются предположения в отношении таких преобразований кажущейся пористости, как за счет присутствия газа внутри пор подземного пласта, что указывалось выше, но также и потому, что измерения будут испытывать различные воздействия вследствие проникновения фильтрата бурового раствора, что увеличивает сложность задачи извлечения и оценки точной пористости из таких измерений. Более того, следует принимать во внимание, что со временем фронт проникновения будет внедряться и продвигаться глубже в пласт, и, соответственно, первая точка (полученная на основе первого и второго измерения) в первый момент времени может отклоняться и отличаться от второй точки (полученной на основе первого и второго измерения) в более поздний момент времени, когда проникновение может уже измениться.

Фиг.4a) показывает пример того, как проникновение увеличивает сложность. Точка отклонения неразрабатываемой зоны 40 и точка отклонения зоны проникновения фильтрата 41 вместе попадают на одну и ту же линию насыщения характеристики газа, но показанная точка отклонения 42 не попадает, в общем случае, на ту же линию насыщения характеристики газа. Наоборот, точка 42 попадает на другую линию (линию проникновения), соединяя точку отклонения неразрабатываемой зоны 40 и точку отклонения зоны проникновения фильтрата 41, и показывает, как положение точки 42 может непрерывно изменяться с глубиной проникновения в зависимости от времени измерения и с учетом любых различий в глубине исследования первого и второго измерений. Более того, поскольку очевидно, что точка отклонения неразрабатываемой зоны 40 и точка отклонения зоны проникновения фильтрата 41 должны попадать на одну и ту же линию насыщения характеристики газа, точное положение таких точек отклонения неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата могут располагаться где угодно на линии. Это вызвано тем, что точное положение неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата контролируют другие свойства подземного пласта, которые, в типичном случае, неизвестны или труднодостижимы.

Таким образом, даже если известны линии насыщения характеристики газа, невозможно точно узнать на какой линии проникновения фактически располагается точка отклонения 42, или узнать, какую линию насыщения характеристики газа нужно использовать для пересечения линии фильтрата бурового раствора и определения точной пористости.

Фиг.4b) - это пример подобный фиг.4a), но имеющий дополнительную ось z, показывающую третье измерения кажущейся пористости, где линии проникновения и насыщения не находятся в одной плоскости.

Фиг.5 показывает пример двух точек отклонения ВБ (во время бурения) и ПБ (после бурения) (имеющих, соответственно, маркировки 50 и 51 на фиг.5a), маркировки 52 и 53 на фиг.5b), и маркировки 54 и 55 на фиг.5c)), каждая из которых отклоняется от нулевой линии газа, указывая на присутствие легкой нефти или газа, и которые отличаются друг от друга, поскольку получены в различные моменты времени. То есть, первая точка ВБ получена путем выполнения первого и второго измерений (и третьего измерения, в зависимости от случая) в первый момент времени во время бурения скважины, в то время как вторая точка ПБ получена путем выполнения таких же измерений в более позднее время после бурения скважины.

Предлагается несколько вариантов реализации изобретения, обеспечивающих определение точной пористости с учетом проникновения.

В соответствии с одним из вариантов реализации предлагаемого изобретения проникновение учитывается в том, что первое и второе измерения берутся как измерения, имеющие совместимый геометрический отклик и совместимые законы смешивания. Геометрическая совместимость означает, что измерения имеют сходные функции Баклея-Леверетта радиального отклика, что, более упрощенно, означает, что первое и второе измерения имеют практически одинаковую глубину исследования в пласте. Совместимость законов смешивания означает, что измерения испытывают пропорциональное воздействие за счет газа. Применительно к фиг.4a) геометрическая совместимость первого и второго измерения означает, что линии проникновения, соединяющие точку отклонения 40 неразрабатываемой зоны и точку отклонения 41 зоны проникновения фильтрата, становятся прямыми линиями, а совместимость законов смешивания означает, что линии насыщения характеристики газа становятся прямыми. Поэтому, как линии проникновения, так и линии насыщения характеристики газа, должны включать точно перекрывающиеся и идентичные прямые линии, такие как показанные на фиг.5a), что позволяет обеспечить более эффективную и более точную проекцию любой точки отклонения на линию фильтрата бурового раствора. Таким образом, точная пористость определяется из точки TP на фиг.5a).

В приложении 1 поясняется математический вывод уравнения 1 (см. ниже) в связи с концепцией геометрической совместимости, которая также поясняется со ссылкой на фиг.6. Например, член левой части уравнения 1 представляет положение точки отклонения в виде функции времени за счет продвижения фронта проникновения в пласт (т.е. линии проникновения) с течением времени. Хотя первый член в правой части уравнения 1 и соответствует линейной зависимости, второй член, наоборот, отвечает за кривизну линии проникновения.

Таким образом, влияние второго члена можно устранить, если можно будет сделать коэффициент JN(di(t))-JD(di(t)) приблизительно равным нулю. Это можно осуществить за счет выбора типа первого и второго типов измерения таким образом, чтобы они имели практически одинаковые радиальные характеристики отклика функции Баклея-Леверетта (т.е. имели геометрическую совместимость), и, в этом случае, линии проникновения становятся прямыми линиями, поскольку в правой части уравнения 1 остается только первый линейный член. По меньшей мере один пример для достижения такой геометрической совместимости состоит в использовании плотностного измерения за счет нейтронного гамма-каротажа совместно с измерением пористости с помощью нейтронного каротажа.

Уравнение 1

Поэтому, путем выбора первого и второго измерения таким образом, чтобы они имели практически одинаковую глубину исследования, оба измерения всегда будут в одинаковой степени испытывать влияние проникновения, независимо от глубины проникновение или времени измерения. Таким образом, преодолевается проблема, вызванная эффектами нелинейного проникновения. Радиальная функция Баклея-Леверетта описывает, как чувствительность конкретного измерения постоянно изменяется как функция глубины проникновение, принимая значение, соответствующее чувствительности измерения неразрабатываемой зоны, когда глубина проникновения близка к нулю в самые ранние моменты времени, и постоянно изменяется со временем по мере продвижения глубины проникновения внутрь пласта, пока не принимает значение, соответствующее чувствительности измерения зоны проникновения фильтрата после того, как глубина проникновения существенно превышает глубину исследования измерения, в типичном случае, через пару суток. Таким образом, функция Баклея-Леверетта обычно имеет значения в промежутке между 0% и 100%, и определяется как относительные вклады в конкретное измерение за счет зоны проникновения фильтрата (дающей вклад J) и неразрабатываемой зоны (дающей вклад (100% - J)). Например, часто такие функции Баклея-Леверетта известны или были смоделированы, или же были предварительно откалиброваны и описаны, как это выполняется в типичном случае, например, для измерений за счет нейтронного каротажа и плотностных измерений.

В приложении также поясняется математический вывод уравнения 2 (см. ниже) в связи с концепцией геометрической совместимости, которая также поясняется со ссылкой на фиг.6. Например, если исключить любые эффекты за счет проникновения, левая часть уравнения 2 описывает положение точки отклонения как функцию только газонасыщенности. В то время как первый член в правой части уравнения 2 относится к линейной зависимости, второй член, наоборот, отвечает за кривизну линий насыщения характеристики газа. Таким образом, влияние второго члена может быть устранено, если можно будет сделать коэффициент Sg[N]((Φ, Sg) - Sg[D]((Φ, Sg) приблизительно равным нулю. Это можно осуществить за счет выбора типа первого и второго измерений таким образом, чтобы на них оказывалось практически пропорциональное влияние за счет присутствия в порах газа, и в этом случае, линии насыщения характеристики газа становятся прямыми линиями, поскольку в правой части уравнения 2 остается только первый линейный член. Примером для достижения такой совместимости законов смешивания является использование плотностного измерения типа с гамма-нейтронным каротажем совместно с измерением пористости с помощью нейтронного каротажа.

Уравнение 2

Таким образом, за счет выбора приблизительно пропорционального воздействия вследствие присутствия газа внутри пор на первое и второе измерения, линии насыщения характеристики газа становятся прямыми линиями, которые легче моделировать, применять и проецировать на линию фильтрата бурового раствора.

Кроме того, за счет выбора первого и второго измерения так, чтобы они одновременно имели практически одинаковую глубину исследования и испытывали приблизительно пропорциональное воздействие вследствие присутствия газа внутри пор, как линии проникновения, так и линии насыщения характеристики газа, становятся одной и той же прямой линией, и можно устранить проблему, вызванную незнанием того, как проецировать начальную точку отклонения, расположенную на линии проникновения, на неизвестную в ином случае соответствующую линию насыщения характеристики газа. Кроме того, поскольку прямая линия однозначно определяется любыми двумя точками, расположенными на ней, становится возможным определить линии насыщения характеристики газа на месте, просто за счет получения двух точек отклонения в два различных момента времени, как показано на фиг.5a). Это устраняет трудоемкое требование о доступности состава газа и диаграмм зависимости «давление-объем-температура» или о предварительном моделировании линии насыщения характеристики газа.

Поэтому настоящий вариант реализации предлагаемого изобретения способен определить точную пористость, которая учитывает как неизвестное неглубокое проникновение фильтрата бурового раствора, так и неизвестный тип жидкости или вещества, присутствующего внутри пор подземного пласта, например, газа. Это осуществляется за счет выполнения первого и второго измерений с приблизительно одинаковой радиальной глубиной исследования и с приблизительно совместимыми законами смешивания, которые в сочетании с выполнением таких измерений с промежутком во времени (т.е. в различные моменты времени), обеспечивают определение точной пористости как показано на фиг.5a).

В соответствии с еще одним вариантом реализации предлагаемого изобретения определяемая точная пористость также может учитывать неизвестное неглубокое проникновение фильтрата бурового раствора, но не учитывает неизвестный тип флюида или вещества, присутствующего внутри пор в подземном пласте. Вместо этого предполагается, что тип флюида или вещества, присутствующего внутри пор подземного пласта, был заранее установлен и охарактеризован за счет выполнения первого и второго измерения на приблизительно одинаковую радиальную глубину исследования, и с приблизительно совместимыми законами смешивания, что в сочетании с выполнением таких измерений только однажды (т.е. только один раз), обеспечивает определение точной пористости как показано на фиг.5a).

В соответствии с еще одним вариантом реализации предлагаемого изобретения проникновение вначале учитывается путем получения измерения глубины проникновения (т.е. расстояния углубления фронта проникновения в пласт). Например, это может быть получено с использованием устройств или приборов, снабженных так называемыми матричными датчиками и сконструированных для сбора определенного вида измерений при различных глубинах исследования. Это приводит к нескольким синхронным, но отличающимся друг от друга отсчетам одного и того же измерения за счет того, что проникновение влияет на эти несколько измерений различным образом, что можно подвергать обработке для вычитания эффектов проникновения. Это, например, типичный и рабочий случай для измерений с каротажем проводимости или удельного электрического сопротивления, а с более недавнего времени и для измерений с сигма-каротажем. Например, еще одним способом для получения глубины проникновения может быть передача в пласт ультразвуковых волн и измерение времени двухстороннего отражения таких волн от ступенчатой границы фронта проникновения (т.е. времени, которое необходимо ультразвуковому импульсу, чтобы отразиться от ступенчатого фронта проникновения и возвратиться в ультразвуковой датчик).

Настоящий вариант реализации предлагаемого изобретения определяет точную пористость, которая учитывает полученное или заранее установленное измерение глубины проникновения, и учитывает неизвестный тип флюида или вещества, присутствующего внутри пор подземного пласта. Это осуществляется за счет выполнения первого и второго измерений c приблизительно совместимыми законами смешивания, что затем сочетается с выполнением таких измерений с промежутком во времени (т.е. в различные моменты времени), что обеспечивает применение способа, описанного в опубликованной патентной заявке США № US 2009/0177403, которая полностью представлена в настоящей заявке посредством ссылки, для расчета первого

и второго измерений, соответствующих только неразрабатываемой зоне (как если бы пласт был только что пробурен, и проникновение вообще отсутствовало), и только для зоны проникновения фильтрата (как если бы пласт был пробурен несколько дней назад и фронт проникновения распространился безгранично), что, в свою очередь, обеспечивает определение точной пористости как показано на фиг.5b). Это возможно, поскольку как указывалось выше, точки отклонения неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата располагаются на одной и той же линии насыщения характеристики газа, в сочетании с учетом совместимости законов смешивания первого и второго измерения. Прямая линия, проходящая через эти две точки, это просто линия насыщения характеристики газа.

В соответствии со следующим вариантом реализации предлагаемого изобретения можно определить точную пористость, которая учитывает полученное или же заранее установленное измерение глубины проникновения, но не учитывает неизвестный тип флюида или вещества, присутствующего внутри пор подземного пласта. Вместо этого, тип флюида или вещества, присутствующего внутри пор подземного пласта, был заранее установлен и описан. За счет однократного выполнения первого и второго измерения (т.е. только в один момент времени), что в сочетании с выполнением, по меньшей мере, третьего измерения с отличающейся глубиной исследования, но в то же самое время, позволяет определить точную пористость, как показано на фиг.4b). Это обусловлено тем, что полученная или заранее установленная глубина проникновения совместно с заранее определенными характеристиками газа и в сочетании с измерениями с различной глубиной исследования, делает возможным снова рассчитать первое, второе и дополнительное измерения, соответствующие только неразрабатываемой зоне (как если бы пласт был только что пробурен и проникновение вообще отсутствовало), и только зоне проникновения фильтрата (как если бы пласт был пробурен несколько дней назад и фронт проникновения распространился безгранично). Это можно выразить графическим способом, где линии проникновения и линии насыщения характеристики газа не компланарны (т.е. не лежат в одной и той же плоскости), как показано на фиг.4b), что делает возможным различать линии проникновения и линии насыщения характеристики газа в отличие от ситуации, показанной на фиг.4a)). Это, в свою очередь, позволяет снова определить точную пористость, как показано на фиг.4b), с использованием любых из точек отклонения неразрабатываемой зоны или зоны проникновения фильтрата точки, поскольку, как указывалось выше, точки отклонения неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата расположены на одной и той же линии насыщения характеристики газа. В настоящем варианте реализации предлагаемого изобретения предполагается, что линии насыщения характеристики газа (которые в этой ситуации представляют собой кривые, а не обязательно прямые линии) были определены заранее.

Таким образом, при измерении радиальной глубины проникновение совместно с заранее установленными характеристиками газа, и по меньшей мере одним дополнительным измерением с отличающейся глубиной исследования, можно точно идентифицировать, какая именно линия проникновения перекрывается с точкой отклонения, и после этого точно указать линию насыщения характеристики газа, которая перекрывается с точками отклонения неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата, соответствующими такой линии проникновения. Затем точная пористость определяется на основании пересечения линии насыщения характеристики газа с линией фильтрата бурового раствора.

Для настоящего варианта реализации предлагаемого изобретения уравнение 3 представляет условие, которое должно быть удовлетворено за счет третьего измерения π в дополнение к первому измерению M и второму измерению m, и с учетом предположения о линейности всех измерений для упрощения этого уравнения с целью его определения в качестве дополнительного измерения с отличающейся глубиной исследования.

Уравнение 3

Jπ(di) (ΔπG - Δπg) ≠

где di относится к ожидаемому диапазону глубины проникновения, J's относится к различным измерениям радиальной функции Баклея-Леверетта, а пояснение других символов, используемых в этом уравнении 3, можно найти в приложении.

Проще говоря, в соответствии с уравнением 3 третье измерение π должно быть выбрано таким образом, чтобы иметь несовместимый геометрический отклик относительно первого измерения M и второго измерения m. То есть, хотя π и может быть измерением того же типа, что и M или m; оно должно выбираться таким образом, чтобы иметь существенно отличающуюся радиальную глубину исследования в пласте. В любом случае, это дополнительное измерение гарантирует, что линии проникновения фиг.4b) располагаются далеко вне поверхности, генерируемой различными линиями насыщения характеристики газа, что помогает идентифицировать, к какой именно линии проникновения принадлежит точка отклонения, и получить однозначное решение для неизвестных соответствующих точек отклонения неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата.

В соответствии с еще одним вариантом реализации предлагаемого изобретения, проникновение учитывается за счет дополнительных измерений. Например, настоящий вариант реализации предлагаемого изобретения определяет точную пористость, которая учитывает как неизвестное неглубокое проникновение фильтрата бурового раствора, так и неизвестный тип флюида или вещества, присутствующего внутри пор подземного пласта. Это осуществляется за счет выполнения первого и второго измерения с приблизительно совместимыми законами смешивания и, по меньшей мере, двух дополнительных измерений с отличающейся глубиной исследования, которая, в сочетании с выполнением таких измерений с промежутком во времени (т.е. в различные моменты времени), делает возможным определение и решение для глубины проникновения. Таким образом, это допускает использование существующих способов, описанных в опубликованной патентной заявке США № US 2009/0177403, для расчета первого, второго и дополнительного измерений, соответствующих только неразрабатываемой зоне (как если бы пласт был только что пробурен и проникновение вообще отсутствовало) и только для зоны проникновения фильтрата (как если бы пласт был пробурен несколько дней назад и фронт проникновения распространился безгранично). Снова точная пористость определяется как на фиг.5c), где фиг.5c) рассматривается как фигура, представляющая четырехмерное пространство в общем виде, где четыре оси или измерения относятся к полученным четырем измерениям кажущейся пористости. Это возможно, поскольку, как указывалось выше, точки отклонения неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата расположены на одной и той же линии насыщения характеристики газа и в сочетании с совместимостью законов смешивания для первого и второго измерений, прямая линия, проходящая через эти две точки - это просто линия насыщения характеристики газа.

Для настоящего варианта реализации предлагаемого изобретения уравнение 4 представляет условие, которое должно быть удовлетворено за счет третьего измерения π и четвертого измерения P дополнительно к первому измерению M и второму измерению m, с учетом предположения о том, что все измерения являются линейными - для упрощения этого уравнения с целью его определения как дополнительного измерения с отличающейся глубиной исследования:

Уравнение 4

где di относится к ожидаемому диапазону глубины проникновения, J's относится к различным измерениям радиальной функции Баклея-Леверетта, а пояснение других символов, используемых в этом уравнении 4 можно найти в приложении.

Проще говоря, в соответствии с уравнением 4, третье измерение π и четвертое измерение P должны быть выбраны так, чтобы иметь несовместимый геометрический отклик относительно первого измерения M и второго измерения m, и друг относительно друга. То есть, хотя π и Р могут быть измерениями того же типа, что и M или m; но дополнительные измерения π и Р должны быть выбраны так, чтобы иметь практически отличающуюся радиальную глубину исследования в пласт. В любом случае, эти дополнительные измерения гарантируют, что линии проникновения на фиг.5c) (которые рассматриваются как линии, представляющие четырехмерное пространство), располагаются далеко вне поверхности, генерируемой различными линиями насыщения характеристики газа, которые помогают узнать, к которой именно линия проникновения принадлежат одновременно точки отклонения ВБ и ПБ, чтобы сделать возможным решение для неизвестной глубины проникновения и получить однозначное решение для неизвестных соответствующих точек отклонения неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата.

В соответствии с еще одним вариантом реализации предлагаемого изобретения проникновение также учитывается за счет дополнительных измерений. Например, этот вариант реализации предлагаемого изобретения определяет точную пористость, которая учитывает неизвестное неглубокое проникновение фильтрата бурового раствора, но не учитывает неизвестный тип флюида или вещества, присутствующего внутри пор подземного пласта, и, при условии, что, наоборот, тип флюида или вещества, присутствующего внутри пор подземного пласта, был заранее установлен и описан, путем выполнения первого и второго измерений только однократно (т.е. только в один момент времени), которые затем сочетаются с выполнением, по меньшей мере, третьего измерения и четвертого измерения c отличающимися глубинами исследования, но в то же самое время можно определить точную пористость, как показано на фиг.5c) (где фиг.5c) рассматривается как фигура, представляющая четырехмерное пространство в общем виде, причем четыре оси или измерения относятся к каждому из четырех полученных измерений кажущейся пористости). Это происходит потому, что все измерения, в сочетании с заранее установленными характеристиками газа, делают возможным определение и решение для глубины проникновения, а также позволяют определить и вычислить первое, второе и дополнительные измерения, соответствующие только неразрабатываемой зоне (как если бы пласт был только что пробурен и проникновение вообще отсутствовало), и только зоне проникновения фильтрата (как если бы пласт был пробурен несколько дней назад и фронт проникновения распространился безгранично). Это, в свою очередь, позволяет снова определить точную пористость, как показано на фиг.5с) с использованием любых из точек отклонения неразрабатываемой зоны или зоны проникновения фильтрата точки, поскольку, как указывалось выше, точки отклонения неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата расположены на одной и той же линии насыщения характеристики газа, и предполагается, что линии насыщения характеристики газа (которые в этой ситуации представляют собой кривые, а не обязательно прямые линии) были заранее установлены.

Для настоящего варианта реализации предлагаемого изобретения то же самое уравнение 4 представляет условие, которое должно быть удовлетворено за счет третьего измерения π и четвертого измерения P, в дополнение к первому измерению M и второму измерению m, и с учетом предположения о том, что все измерения являются линейными для упрощения этого уравнения, с целью их определения как дополнительных измерений c отличающейся глубиной исследования. И, во всяком случае, уравнение 4 помогает получить однозначное решение для неизвестной глубины проникновения и решение для неизвестных точек отклонения неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата.

Некоторые из шагов, включенных в некоторые из приведенных выше вариантов реализации предлагаемого изобретения, в соответствии с которыми иногда необходимо получить решение для глубины проникновения di за счет нескольких различных типов измерений c существенно отличающейся глубиной (глубинами) исследования, могут, в общем, называться «универсальной однопроходной [или синхронной] гибридной инверсией проникновения», в отличие от методик «обычной инверсии проникновения», с использованием устройств или приборов, снабженных «матричными датчиками» и сконструированными для сбора в точности таких же данных измерения, как и в обычном и типичном случае для измерений с каротажем проводимости или удельного электрического сопротивления, а с более недавнего времени и для измерений с сигма-каротажем (например, скважинное устройство "High-Resolution Laterolog Array", известное как "HRLA"; скважинное устройство "Array Induction Tool", известное как "AIT"; устройство для каротажа во время бурения "Array Resistivity Compensated", известное как "arcVISION"; устройство для каротажа сопротивлений "geoVISION"; и т.д.), что обеспечивает средства для устранения эффектов проникновение (например, поскольку три измерения электропроводности на трех различных глубинах исследования можно дать решение для трех неизвестных, включая, например, глубину проникновения, электропроводность зоны проникновения фильтрата и электропроводность неразрабатываемой зоны). В качестве альтернативы описанные здесь методики «универсальной однопроходной [или синхронной] гибридной инверсии проникновения» также используют измерения c различными глубинами исследования, однако, эти методики разработаны для применения с различными комбинациями измерений разных типов (в действительности, чем меньше геометрически совместимы измерения, тем лучше).

В некоторых из описанных вариантов реализации предлагаемого изобретения характеристики газа должны быть заранее установлены, что не всегда практично, и, поэтому, такие варианты реализации предлагаемого изобретения, где характеристики газа не должны быть заранее установлены, имеют в этом отношении преимущество.

Чтобы обеспечить независимость от характеристик газа, различные варианты реализации предлагаемого изобретения способны определить точную пористость за счет пересортировки вместо измерений с совместимостью так называемых законов смешивания. Например, совместимость законов смешивания означает, что первое и второго измерения испытывают пропорциональное воздействие в ответ на изменения в количестве газа внутри пор в подземном пласте. Таким образом, если первое и второе измерения относятся к типу, выбранному для достижения совместимости законов смешивания, то соответствующие линии насыщения характеристики газа на фиг.2a), становятся прямыми линиями вместо кривых линий, как это имеет место в общем случае. Такие прямые линии насыщения характеристики газа позволяют легче и более точно определять точную пористость независимо от характеристик газа, поскольку любых двух точек отклонения, о которых известно, что они перекрываются с одной и той же линией насыщения характеристики газа, будет достаточно, чтобы однозначно определить эту прямую линию, и, таким образом, спроецировать точки отклонения на точную пористость на линии фильтрата бурового раствора. Например, точка отклонения неразрабатываемой зоны и точка отклонения зоны проникновения фильтрата могут использоваться для того, чтобы определить эту прямую линию насыщения характеристики газа после того, как отдельно рассчитывались точка отклонения неразрабатываемой зоны и точка отклонения зоны проникновения фильтрата, и отдельно учитывалось проникновение. Или, например, если первое и второе измерения получены с промежутком во времени (т.е. первое измерение получено в более ранний первый момент времени, а второе измерение - во второй момент времени после существенной задержки), и выбраны для обеспечения геометрической совместимости; тогда точка отклонения из первого момента времени и точка отклонения из второго момента времени, расположенные на линии проникновения, которая также оказывается прямой линией в этой ситуации за счет геометрической совместимости, также могут использоваться для однозначного определения прямой линии насыщения характеристики газа, и определения точной пористости (эта ситуация описана на фиг.5a)).

Двумя наиболее традиционными первым и вторым каротажными измерениями во время бурения, используемыми для измерений пористости при геофизических исследованиях в скважине являются измерение по плотностному каротажу и измерение по нейтронному каротажу. В этой ситуации значения измерений кажущейся пористости по плотностному каротажу увеличиваются (за счет падения плотности), а значения измерений кажущейся пористости по нейтронному каротажу уменьшаются (за счет падения водородного индекса), когда внутри пор подземного пласта присутствует газ, в типичном случае при бурении с использованием WBM (бурового раствора на водной основе) или OBM (бурового раствора на нефтяной основе), что приводит к хорошо известному и так называемому эффекту кроссовера нейтронного и плотностного каротажа при каротаже газоносных пластов, в противоположность совпадению и наложению данных нейтронного и плотностного каротажа в отсутствии газа. Чем выше газонасыщенность, тем больше эффекты кроссовера данных нейтронного и плотностного каротажа, и поэтому диаграммы каротажа (т.е. измерения), полученные при бурении (данные каротажа при бурении) в типичном случае демонстрируют больший эффект кроссовера нейтронного и плотностного каротажа по сравнению с их эквивалентами при каротаже скважин, которые в типичном случае получают на несколько дней позже. Хотя это и может помочь лучше идентифицировать присутствие газа внутри пор, но также и усложняет оценку точной пористости.

Фиг.7 показывает три набора каротажных диаграмм из трех различных смежных скважин. Средняя каротажная диаграмма а) показывает измерения, выполненные при каротаже во время бурения одной из скважин, а каротажные диаграммы b) и c) с обеих сторон показывает каротажные измерения, сделанные при каротаже других смещенных относительно первой скважин после бурения. Кривые плотностного каротажа (RHOB) и нейтронного каротажа (NPHI) имеют противоположно направленные шкалы, с выбором шкал таким образом, чтобы обеспечить наложение двух диаграмм друг на друга в отсутствие газа, и с учетом предположения о том, что скелет горной породы представляет собой кальцит (известняк): кривая RHOB возрастает слева направо, а кривая NPHI возрастает справа налево. При таком расположении эффект кроссовера можно увидеть в виде значительного разделения между каротажными кривыми RHOB и NPHI (см. X, Y). Как можно увидеть, это проявляется более заметно в измерениях с каротажем во время бурения, до того как происходит существенное проникновение, чем при измерениях с каротажем после бурения, когда проникновение уже носит установившийся характер.

Действительно, график c) с правой стороны, например это график каротажа скважины с установившимся проникновением, которое вытесняет из пор почти весь газ, и едва ли оставляет какой-либо газ в зоне проникновения фильтрата, что приводит к очень малому разделению между измерениями плотностного каротажа и нейтронного каротажа. В этом случае точная пористость не сильно отличается от кажущейся пористости. С другой стороны, большое разделение X, Y между диаграммами измерений плотностного каротажа и нейтронного каротажа на графике a) является убедительным доказательством присутствия газа в пласте, но точная пористость при этом неизвестна.

Тип измерения плотности, приведенный на графике a), это прототип измерения так называемого нейтронного гамма-каротажа, демонстрирующий особенность, которую традиционные типы плотностных измерений с так называемым гамма-гамма каротажем не показывают и которая состоит в том, что плотностное измерение слишком сильно реагирует на присутствие газа внутри пор в виде слишком низких отсчетов, указывая на свидетельство того, что это плотностное измерение имеет нелинейные законы смешивания. Как ни странно, это устраняет существующую трудность и сложность, связанную с обычным плотностным измерением за счет традиционного гамма-гамма каротажа, которое при выполнении вместе с измерениями с нейтронным каротажем, не обеспечивает совместимые законы смешивания, поскольку плотностные измерения за счет традиционного гамма-гамма каротажа имеют линейные законы смешивания, в то время как измерения с нейтронным каротажем имеют нелинейные законы смешивания в присутствии газа. За счет выбора плотностного измерения с нейтронным гамма-каротажем в сочетании с теми же нейтронными измерениями, оба эти вида измерений с нелинейными законами смешивания могут образовывать пару измерений c приблизительно совместимыми законами смешивания, и объединяться для получения линейной линии насыщения характеристики газа на соответствующих графиках зависимости. Еще одна существующая трудность или сложность, связанная с традиционными плотностными измерениями по гамма- гамма каротажу, состоит в том, что они имеют менее глубокую глубину исследования по сравнению с нейтронными измерениями, что означает отличающееся воздействие на них за счет неглубокого проникновения, не говоря уже о зависимости глубины исследования от водородного индекса и плотности пласта (гамма-излучение и нейтроны могут проникать в пласт тем глубже, чем больше газа содержится в порах). За счет выбора плотностного измерения с нейтронным гамма-каротажем можно устранить хотя бы эту другую проблему, поскольку плотностные измерения с нейтронным гамма-каротажем обеспечивают значительно более глубокие отсчеты в пласте по сравнению с традиционным плотностным измерением с помощью гамма-гамма каротажа, и взятые в сочетании с нейтронными измерениями, образуют пару измерений, которые удовлетворяют геометрическому критерию совместимости.

Оба эти рассмотренные критерия совместимости: критерий совместимости законов смешивания и геометрический критерий совместимости могут быть очень полезными, поскольку традиционно выполняемые нейтронные измерения с нейтронным каротажем не совместимы с чем-либо еще (т.е. с любыми другими измерениями, кроме плотностных измерений с нейтронным гамма-каротажем) и, чтобы еще больше усложнить проблемы, отметим, что не существует единого измерения за счет нейтронного каротажа, но, фактически, имеется много типов таких измерений за счет нейтронного каротажа, многие из которых не были полностью изучены и описаны в целях моделирования отклика измерения для заранее установленных характеристик газа или для полной оценки эффектов проникновения и документирования функций Баклея-Леверетта радиального отклика. Например, тип источника нейтронов может изменяться для различных измерений за счет нейтронного каротажа, а энергия источника нейтронов будет влиять на глубину проникновения нейтронов внутрь пласта (традиционные 241источники нейтронов AmBe эмитируют нейтроны с энергией 4 МэВ, в то время как электронные импульсные генераторы нейтронов, такие как минитроны, эмитируют нейтроны с энергией 14 МэВ). Или, например, тип детектора нейтронов может изменяться для различных измерений за счет нейтронного каротажа, а различные типы детекторов нейтронов или толщины хомута для крепления прибора приводят к широкому диапазону комбинаций отсчетов тепловых и надтепловых нейтронов (в диапазоне от преимущественно тепловых до преимущественно надтепловых), что влияет на относительную важность влияния диффузии в газоносных пластах и, таким образом, изменяет и модифицирует соответствующие законы смешивания при измерениях с использованием нейтронного каротажа. Или, например, конструкция прибора для нейтронного каротажа может меняться между различными измерениями с нейтронным каротажем и, в частности, расстояние между источником и детектором может уменьшать или увеличивать эффекты за счет литологии и газа, также воздействуя на специфические для прибора законы смешивания. Поэтому предложенный и рассмотренный критерий совместимости обеспечивает, в общем, приемлемые средства для перехода к определению точной пористости, если одно измерение из первого и второго измерений представляет собой измерение за счет нейтронного каротажа.

Рассмотрим конкретный пример плотностных измерений с гамма-гамма каротажем и измерений с нейтронным каротажем, как показано в примере на фиг.8, которая показывает одновременно на интервале глубиной более 200 футов данные измерений как кажущейся пористости по плотностному каротажу, так и кажущейся пористости по нейтронному каротажу, полученные в ранний первый момент времени и c большим эффектом кроссовера (на фиг.8, график 1 - это кажущаяся пористость по нейтронному каротажу, а график 2 - это кажущаяся пористость по плотностному каротажу во время бурения), и также полученные во второй момент времени после существенной задержки и c уменьшенным эффектом кроссовера (на фиг.8, график 3 - это кажущаяся пористость по нейтронному каротажу после бурения, а график 4 - это кажущаяся пористость по плотностному каротажу после бурения); и затем можно сгенерировать фиг.9, которая показывает график зависимости всех соответствующих точек отклонения, где ось y - это кажущаяся пористость по плотностному каротажу ФD, а ось х - это кажущаяся пористость по нейтронному каротажу ФN. Линия фильтрата бурового раствора на фиг.9 указана как линия «кальцита (известняка)», а точки отклонения, полученные в ранний первый момент времени, отличаются от точек отклонения, полученных во второй момент времени после существенной задержки, с использованием символики ВБ (во время бурения) и ПБ (после бурения), соответственно. Также на фиг.9 показаны прямые линии, соединяющие точки отклонения ВБ и ПБ. Путем экстраполяции каждой из таких соединительных линий, которые предполагаются представляющими одновременно линии насыщения характеристики газа и линии проникновения, обратно на линию фильтрата бурового раствора, затем можно получить точную пористость. Такие отсчеты точной пористости, определенные геометрически и графически, можно выразить математически в соответствии со следующим уравнением 5:

Уравнение 5

где ФD[W], ФD[a], ФN[W], ФN[a] - это, соответственно, кажущаяся пористость по плотностному каротажу во время бурения, кажущаяся пористость по плотностному каротажу после бурения, кажущаяся пористость по нейтронному каротажу во время бурения и кажущаяся пористость по нейтронному каротажу после бурения, и это уравнение никоим образом не использует свойства газа, глубину проникновения или радиальные функции Баклея-Леверетта.

Уравнение 5 также показывает, что для того, чтобы иметь возможность сделать оценку для Фточн., знаменатель должен отличаться от нуля. Это не составляет проблему, если пара измерений, учитываемых в уравнении, включает первое плотностное измерение и второе измерение с нейтронным каротажем, но может стать проблемой, если рассматривать другие измерения. Общее условие для знаменателя, чтобы он отличался от нуля, означает, что два рассматриваемых измерения пористости должны быть выбраны так, чтобы демонстрировать различное поведение в присутствии газа, где первое измерение кажущейся пористости индицирует увеличение в присутствии газа (например, плотностное измерение), а второе измерение кажущейся пористости индицирует уменьшение в присутствии газа (например, большинство других типов измерений).

В некоторых реализациях уравнение 5 можно заменить следующим более общим выражением (уравнением 5'), в таких ситуациях, где измерения можно скорректировать с целью учета проникновения, и где становятся доступными измерения только для неразрабатываемой зоны и только для зоны проникновения фильтрата:

где ФD[vz], ФD[fz], ФN[vz], ФN[fz] - это, соответственно, кажущаяся пористость по плотностному каротажу неразрабатываемой зоны, кажущаяся пористость по плотностному каротажу зоны проникновения фильтрата, кажущаяся пористость по нейтронному каротажу неразрабатываемой зоны и кажущаяся пористость по нейтронному каротажу зоны проникновения фильтрата, и снова это уравнение никоим образом не использует свойства газа, глубину проникновения или радиальные функции Баклея-Леверетта, хотя глубину проникновения или радиальные функции можно было бы использовать в неявном виде для поправки на проникновение.

В некоторых реализациях уравнение 5 также можно заменить на следующее выражение (уравнение 5”), в таких ситуациях, где внутри пласта присутствует не только газ, а газ и легкая нефть вместе и одновременно:

где ФD[W], ФD[a], ФN[W], ФN[a] - это, соответственно, кажущаяся пористость по плотностному каротажу во время бурения, кажущаяся пористость по плотностному каротажу после бурения, кажущаяся пористость по нейтронному каротажу во время бурения и кажущаяся пористость по нейтронному каротажу после бурения, причем ФD[3] и ФN[3], представляют дополнительные измерения кажущейся пористости по плотностному каротажу и кажущейся пористости по нейтронному каротажу в третий момент времени, “X” представляет дополнительное измерение полностью совместимое с выбранными измерениями при плотностном и нейтронном каротаже, и ФX[W], ФX[a], и ФX[3] представляют кажущуюся пористость, полученную из “X” измерения во время бурения, после бурения и в третий момент времени, соответственно, а ФDN[W] представляет разность (ФN[W] - ФD[W]), и так далее. И это уравнение никоим образом не использует свойства газа или легкой нефти, глубину проникновения или профиль проникновения, или радиальные функции Баклея-Леверетта.

Точные выражения для кажущейся пористости по плотностному каротажу и кажущейся пористости по нейтронному каротажу для использования в приведенном выше уравнении 5 (или заменяющих его уравнениях 5' и 5”) выражены в уравнении 6 следующим образом:

Уравнение 6

и

где Dk_mtx - это отсчет измерения с плотностным каротажем известного скелета породы, полученный из измерений спектроскопии захвата тепловых нейтронов или полученный любыми другими средствами; DW_irr - это отсчет плотностного измерения остаточной воды; DM_filt - это отсчет плотностного измерения фильтрата бурового раствора; Dlog - это фактически измеренный плотностной каротаж подземного пласта; Nk_mtx - это отсчет нейтронного каротажа известного скелета породы (в типичном случае, глинистой части из-за связанной воды, так называемой, связанной воды глин), полученный из измерений спектроскопии захвата тепловых нейтронов или полученный любыми другими средствами; NW_irr - это отсчет нейтронного каротажа остаточной воды c учетом предположения о том, что скелет породы известен на основании упомянутых выше измерений спектроскопии захвата тепловых нейтронов или за счет любых других средств; Nlog - это фактически измеренный нейтронный каротаж подземного пласта; а VW_irr - это объемная концентрация в процентах остаточной воды, присутствующей в подземном пласте (считается доступной априорно).

Фиг.10 показывает гистограмму расчетных градиентов различных линий, соединяющих точки отклонения ВБ и ПБ (выраженные здесь в величинах 10-2 г/куб. см на единицу пористости) с использованием 261 выборок данных с фиг.9. Как можно увидеть, острый и узкий пик вокруг значения 2 10-2 г/куб. см на единицу пористости - это веское доказательство того, что линии насыщения характеристики газа и линии проникновения включают приближенно перекрывающиеся прямые линии, а плотностные измерения с гамма-гамма каротажем и измерения с нейтронным каротажем приближенно полностью совместимы (т.е. одновременно удовлетворяют критериям геометрической совместимости и совместимости законов смешивания).

Приведенные выше уравнения для Фточн., при применении по точкам (т.е. по мере углубления вдоль буровой скважины), могут иметь широкий диапазон применения, особенно там, где в различных секциях пластового резервуара присутствуют различные типы газов, или там, где давление и температура газа может существенно изменяться между различными секциями пластового резервуара. Однако, для лучшей работы приведенных выше уравнений, наборы каротажных данных при бурении и после бурения должны быть заранее точно согласованы по глубине, а точки отклонения ВБ и ПБ на фиг.9 также должны быть существенно отделены друг от друга, так, чтобы прямые линии, соединяющие точки отклонения ВБ и ПБ, можно было надежно спроецировать на линию фильтрата бурового раствора без слишком большой погрешности. Еще одним более надежным способом для оценки линий насыщения характеристики газа при работе только с одним типом газа, является присвоение одного и того же значения градиенту линий насыщения характеристики газа и линий проникновения, и использование этого значения градиента для проецирования точек отклонения обратно на линию фильтрата бурового раствора, без необходимости использования соединительных линий. Это подтверждается тем фактом, что в теории действительно ожидается, что все соединительные линии будут иметь такой же градиент, как это следует в уравнении 7:

Уравнение 7

что получается путем взятия математических производных выражений для кажущейся пористости, приведенных выше; и где DM_filt - это отсчет измерения фильтрата бурового раствора с плотностным каротажем; NM filt - отсчет измерения фильтрата бурового раствора с нейтронным каротажем; Du_Gas - неизвестный отсчет измерения газа с плотностным каротажем; а Nu_Gas - неизвестный отсчет измерения газа с нейтронным каротажем.

Единственное значение, назначенное для этого градиента, может быть получено с помощью нескольких статистических методик. Например, можно использовать гистограмму на фиг.10, и взять срединное значение или взять усредненное значение. Или, например, можно вначале усреднить кажущуюся пористость по плотностному каротажу и кажущуюся пористость по нейтронному каротажу во время бурения и после бурения, и получить единственное значение как представленное уравнением 8:

Уравнение 8

где "z" относится к показателю глубины вдоль буровой скважины. Или, например, можно попробовать подход с подбором методом наименьших квадратов, который приводит к следующему выражению в уравнении 9 для использования оптимального единственного значения:

Уравнение 9

После выбора одного и того же значения для градиента линий насыщения характеристики газа и линий проникновения становится возможным определить первую Фточн. с использованием точек отклонения во время бурения, полученных только в ранний первый момент времени (см., например, фиг.8, график 5), и вторую Фточн. с использованием точек отклонения после бурения, полученных во второй момент времени с существенной задержкой (см., например, фиг.8, график 6, который едва ли отличается от графика 5, поскольку они перекрываются очень точно, как и следует), как в уравнении 10:

Уравнение 10

и

Такие первую и вторую Фточн. затем можно использовать для точной регулировки любых рассогласований по глубине между наборами данных каротажных измерений, полученных с промежутком во времени, поскольку комбинированные эффекты за счет проникновения, эффективной пористости и изменений проницаемости может время от времени затруднять согласование таких наборов данных по глубине. После согласования по глубине наборов данных, полученных во время бурения и после бурения, с использованием первой и второй Фточн., как это описано, последующую итерацию методологии, описанной выше, можно осуществить с использованием вновь согласованных по глубине наборов данных каротажных измерений.

Если уже известна одна из характеристик газа, такая как плотность газа, которая может быть доступна из имеющихся измерений градиента давления скважинного пласта, тогда выражение в уравнении 7 можно использовать для обратного расчета других характеристик газа в связи с другими измерениями, присутствующими в уравнении 7, такими как характеристики нейтронного каротажа и водородного индекса, и сделать возможной идентификацию различных типов газа.

Фиг.11 показывает систему буровой площадки, в которой может быть использован вариант реализации настоящего раскрытия предлагаемого изобретения. Буровая площадка может быть расположенной на суше или шельфовой. В этой примерной системе скважина 11 образуется в подземных пластах путем роторного бурения хорошо известным способом. Следующий вариант реализации настоящего раскрытия предлагаемого изобретения также может использовать наклонно-направленное бурение.

Бурильная колонна 12 подвешена внутри скважины 11 и содержит забойное оборудование 100, которое на своем нижнем конце включает буровое долото 105. Поверхностная система включает сборку платформы и вышки 10, расположенную над скважиной 11, причем сборка 10 включает стол ротора 16, ведущую трубу 17, крюк 18 и вертлюг 19. Бурильная колонна 12, вращаемая столом ротора 16, получает энергию от устройств, которые не показаны, что включает ведущую трубу 17 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 свисает с крюка 18, присоединенного к талевому блоку (также не показан), через ведущую трубу 17 и вертлюг 19, который обеспечивают вращение бурильной колонны относительно крюка.

Как хорошо известно, в качестве альтернативы можно использовать бурильную систему с верхним приводом.

В примере настоящего варианта реализации предлагаемого изобретения, поверхностная система также включает буровой раствор 26, сохраняемый в амбаре 27, созданном на буровой площадке. Насос 29 доставляет буровой раствор 26 во внутреннюю часть бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, заставляя буровой раствор протекать вниз через бурильную колонну 12, как показано направляющей стрелкой 8. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровом долоте 105, а затем циркулирует вверх через область кольцевого пространства между наружной стороной бурильной колонны и стенкой скважины, как показано направляющими стрелками 9. Таким хорошо известным способом буровой раствор смазывает буровое долото 105 и переносит куски породы на поверхность при его возвращении в амбар 27 для рециркуляции.

Забойное оборудование 100 показанного варианта реализации предлагаемого изобретения включает модуль каротажа во время бурения (КВБ) 120, модуль измерения во время бурения (ИВБ) 130, роторную управляемую систему и двигатель, и буровое долото 105.

Модуль КВБ 120 размещается в утяжеленной бурильной трубе специального типа, как известно специалистам в данной области техники, и может содержать один или несколько типов скважинных приборов. Также должно быть понятно, что может использоваться больше, чем один модуль КВБ и/или ИВБ, например, как представлено на 120A. (Ссылки по всему тексту на модуль в позиции 120 может, в качестве альтернативы означать также и модуль в позиции 120А). Модуль КВБ включает возможности для измерения, обработки и хранения информации, а также для связи с поверхностным оборудованием. В настоящем варианте реализации предлагаемого изобретения, модуль КВБ включает ядерное измерительное устройство.

Модуль ИВБ 130 также размещается в утяжеленной бурильной трубе специального типа, как известно специалистам в данной области техники, и может содержать одно или большее число устройств для измерения характеристик бурильной колонны и бурового долота. Прибор ИВБ также включает аппаратуру (не показана) для генерирования электрической энергии для скважинной системы. В типичном случае она может включать в себя турбогенератор для бурового раствора, работающий от потока бурового раствора, и понятно, что могут использоваться другие системы питания и/или аккумуляторные системы. В настоящем варианте реализации предлагаемого изобретения модуль ИВБ включает один или большее число следующих измерительных устройств: устройство измерения осевой нагрузки на долото, устройство измерения крутящего момента; устройство измерения ударной нагрузки, устройство измерения неравномерного вращения бурильной колонны, устройство измерения направления и устройство измерения наклона.

На фиг.12 приведен пример устройства 300 в соответствии с вариантом реализации раскрытия предлагаемого изобретения. Следует отметить, что это устройство 300 может размещаться в положении 120 или 130 бурового снаряда на фиг.11. Как альтернатива, устройство 300 может быть прибором для каротажа скважин, присоединенным к тросу для каротажа скважин.

Например, для выполнения сигма-измерения используется импульсный источник нейтронов 301. Однако, также могут использоваться и другие реакции, производящие нейтроны. Устройство, показанное на фиг.12, также включает детекторы гамма-излучения 302. В дополнение к детекторам гамма-излучения 302, также в устройстве могут быть расположены и детекторы нейтронов 202.

Детекторы нейтронов 202 располагаются на двух различных расстояниях от импульсного источника нейтронов 301. Детекторы нейтронов 202 представляют собой детекторы тепловых и надтепловых нейтронов. Устройство 300 также включает два детектора гамма-излучения 302, чередующихся с детекторами нейтронов 202. Регистратор нейтронов 303 устанавливается вблизи от источника нейтронов 301 для определения или текущего контроля выхода источника нейтронов. Измерение выхода источника нейтронов можно использовать, чтобы нормализовать скорости счета, измеренные на детекторах нейтронов 202 или на детекторах гамма-излучения 302. Его также можно использовать для регулировки выхода источника нейтронов. Регистратор нейтронов 303 можно, в типичном случае, реализовать с пластиковым сцинтиллятором, который детектирует протоны отдачи.

Детекторы гамма-излучения 302 можно реализовать с использованием сцинтилляционного детектора, например NaI(TI), BGO, CsI, GSO и т.д. Каждый из детекторов гамма-излучения 302 расположен на различном расстоянии от источника нейтронов 301. Детектор 302, расположенный на наименьшем расстоянии от источника 301, может использоваться для определения химического состава пласта за счет измерения и анализа спектра захвата гамма-излучения. Детекторы гамма-излучения 302 можно также использовать для измерения затухания теплового гамма-излучения с целью получения сечения захвата тепловых нейтронов (сигмы) пласта и скважины. Кроме того, последний детектор 302 можно использовать для измерения спектра гамма-излучения за счет неупругих реакций нейтронов высокой энергии. Такие спектры гамма-излучения можно анализировать с целью дополнения к измерению химического состава пласта и/или для компенсации измерения при нейтронном-гамма плотностном каротаже.

Хотя фиг.12 и показывает детекторы нейтронов 202 и детекторы гамма-излучения 302 в различных положениях, понятно, что это только пример, и могут предусматриваться и другие положения. Например, детекторы нейтронов 202 и детекторы гамма-излучения 302 могут располагаться на одинаковом расстоянии от источника 301, друг за другом или совместно с целью выполнения одновременных измерений нейтронов и гамма-излучения. Также может быть предусмотрено, что детекторы гамма-излучения располагаются над источником нейтронов, а детекторы нейтронов - под источником нейтронов. Дополнительно можно определить затухание плотности тепловых нейтронов и, таким образом, определить сигму непосредственно с помощью детекторов тепловых нейтронов.

Следует отметить, что такие датчики, описанные выше, можно заменить другими типами датчиков, такими как датчики плотности, и такое устройство, имеющее несколько датчиков, обеспечит выполнение первого, второго и дополнительного измерений.

В итоге, за исключением измерения «сечения фотоэлектрического поглощения» в сочетании с измерением «спектроскопии захвата тепловых нейтронов», оба из которых недоступны по многим причинам, для оценки точной пористости в газоносных подземных пластах, в типичном случае, используется сочетание по меньшей мере двух различных типов измерения, причем одно относится к «плотностному» типу измерения, а другое представляет собой «неплотностный» тип измерения. Используемые системы и способы были, в основном, разработаны до появления методик каротажа во время бурения (КВБ) и были, первоначально созданы для измерений на каротажном кабеле, обычно получаемых через несколько дней после бурения, когда глубина проникновения может просто полагаться существенно большей, чем глубина исследований для большинства измерений. В противоположность этому, внедрение методик каротажа во время бурения предполагает измерения, получаемые обычно в промежутке от нескольких минут до нескольких часов после бурения, и отсчет по пласту при частичном проникновении, что препятствует прямому применению более ранних методик каротажного кабеля без отрицательного воздействия на качество результирующих оценок пористости. Тем не менее, методики каротажа во время бурения все еще могут иметь преимущества перед методиками каротажного кабеля, поскольку проникновение фильтрата бурового раствора может маскировать присутствие в порах газа, что действительно нежелательно. Более того, для всех методик, разработанных в контексте измерений с каротажным кабелем, характеристики газа должны быть заранее известны, что не всегда имеет место (состав газа, зависимость давление-объем-температура, температура и давление).

Вариант реализации раскрытия предлагаемого изобретения направлен на эти недостатки и устраняет их, в зависимости от различных доступных характеристик совместимости измерений, в зависимости от доступности измерения (измерений) глубины проникновение или заранее установленных характеристик газа, и в зависимости от того, были ли измерения получены только однократно или с промежутком во времени (т.е. от сочетания измерений, полученных в ранний первый момент времени, «во время бурения», и с задержкой во второй момент времени «после бурения»).

ПРИЛОЖЕНИЕ

Для уравнения 1:

Эффекты проникновения/геометрическая совместимость

i. Влияние проникновения на измерения за счет нейтронного каротажа можно описать за счет эволюции измерения с нейтронным каротажем во времени:

где di(t) - это глубина проникновения как функция времени t; JN(di(t)) - функция Баклея-Леверетта радиального отклика измерения за счет нейтронного каротажа; Nlog[fz] - это отсчет измерения за счет нейтронного каротажа подземного пласта, соответствующий зоне проникновения фильтрата; Nlog[vz] - это отсчет измерения за счет нейтронного каротажа подземного пласта, соответствующий неразрабатываемой зоне; и Nlog(di(t)) - это фактический отсчет измерения за счет нейтронного каротажа подземного пласта, соответствующий подземному пласту, где имело место частичное проникновение фильтрата.

ii. Аналогично, влияние проникновения на измерения за счет плотностного каротажа можно описать за счет эволюции измерения с плотностным каротажем во времени:

где di(t) - это глубина проникновения как функция времени t; JD(di(t)) - функция Баклея-Леверетта радиального отклика измерения за счет плотностного каротажа; Dlog[fz] - это отсчет измерения за счет плотностного каротажа подземного пласта, соответствующий зоне проникновения фильтрата; Dlog[vz] - это отсчет измерения за счет нейтронного каротажа подземного пласта, соответствующий неразрабатываемой зоне; и Dlog(di(t)) - это фактический отсчет измерения c плотностным каротажем подземного пласта, соответствующий подземному пласту, где имело место частичное проникновение фильтрата.

iii. При наличии этих двух частей информации описание диаграмм и перемещений измерений с нейтронным и плотностным каротажем на фиг.6 в зависимости от времени будет иметь следующий вид:

где

первый вектор в сумме взвешен по среднему функции Баклея-Леверетта измерения с нейтронным каротажем и функций Баклея-Леверетта измерений с плотностным каротажем, представляет общий линейный тренд; а

последний вектор в сумме взвешен по разности функции Баклея-Леверетта измерения с нейтронным каротажем и функции Баклея-Леверетта измерений с плотностным каротажем, и, таким образом, любое рассогласование между функциями Баклея-Леверетта (такое как за счет разности в глубине исследования) приводит к искажению линейного тренда поправки, учитывающей присутствие газа, который превращается в кривую, как показано линиями E, F и G на фиг.6. Если, наоборот, измерение с нейтронным каротажем и измерение с плотностным каротажем имеют совместимый геометрический отклик (т.е. приблизительно подобные функции Баклея-Леверетта), тогда кривые линии E, F и G на фиг.6 должны включать прямые линии.

Для уравнения 2:

Нелинейные законы смешивания/совместимость законов смешивания

i. Исключая эффекты за счет проникновения фильтрата и рассматривая однородные подземные пласты с изменением только относительных пропорций между газом и водой (т.е. изменяя так называемые газонасыщенность и водонасыщенность, обычно обозначаемые как Sg и Sw, соответственно, причем Sg+Sw=1), воздействие газонасыщенности на измерения за счет нейтронного каротажа можно описать за счет эволюции измерения с нейтронным каротажем с насыщением:

где N(Ф, Sg) - это отсчет измерения с нейтронным каротажем для однородного подземного пласта, пористости Ф и газонасыщенности Sg; N(Ф, 0) - это отсчет измерения с нейтронным каротажем для однородного подземного пласта, пористости Ф и газонасыщенности «0» (при отсутствии газа в порах пласта); N(Ф, 1) - это отсчет измерения с нейтронным каротажем для однородного подземного пласта, пористости Ф и газонасыщенности «1» (при наличии в порах пласта только газа) ; и

- это «кажущаяся» газонасыщенность подземного пласта, для однородного подземного пласта, пористости Ф и газонасыщенности Sg, при расчете только на основании измерений с нейтронным каротажем, «как если бы законы смешивания были бы линейными».

ii. По аналогии и при рассмотрении однородных подземных пластов с изменением только относительных пропорций газа и воды влияние газонасыщенности на измерение с плотностным каротажем можно описать за счет эволюции измерения с плотностным каротажем с насыщением:

где D(Ф, Sg) - это отсчет измерения с плотностным каротажем для однородного подземного пласта, пористости Ф и газонасыщенности Sg; D(Ф, 0) - это отсчет измерения с плотностным каротажем для однородного подземного пласта, пористости Ф и газонасыщенности «0» (при отсутствии газа в порах пласта); D(Ф, 1) - это отсчет измерения с плотностным каротажем для однородного подземного пласта, пористости Ф и газонасышенности «1» (при наличии в порах пласта только газа) ; и

- это «кажущаяся» газонасышенность подземного пласта для однородного подземного пласта, пористости Ф и газонасышенности Sg, при расчете только на основании измерений с плотностным каротажем, «как если бы законы смешивания были бы линейными».

iii. При наличии этих двух частей информации описание диаграмм и перемещений измерений с нейтронным и плотностным каротажем на фиг.6 в зависимости от газонасыщенности будет иметь следующий вид:

где

первый вектор в сумме взвешен по среднему измерения «кажущейся газонасыщенности» с нейтронным каротажем и измерения «кажущейся газонасыщенности» с плотностным каротажем, и представляет общий линейный тренд; и

последний вектор в сумме взвешен по разности измерения «кажущейся газонасыщенности» с нейтронным каротажем и измерения «кажущейся газонасыщенности» с плотностным каротажем, и, таким образом, любое рассогласование между «кажущимися газонасыщенностями» (такое как за счет того, что одно из измерений имеет линейные законы смешивания, а другое измерение имеет нелинейные законы смешивания) приводит к искажению линейного тренда поправки, учитывающей присутствие газа, который превращается в кривую, как показано линией Н на фиг.6. Если, наоборот, измерение с нейтронным каротажем и измерение с плотностным каротажем имеют совместимые законы смешивания (т.е. удовлетворяют условию, что они оба откликаются «пропорционально друг другу» в присутствии газа), тогда выражение приблизительно независимо от газонасыщенности, а выражение , соответственно, приблизительно равно нулю, и кривая линия Н на фиг.6 будет включать прямую линию.

Для уравнений 3 и 4:

Индекс g обозначает газовую фазу.

Индекс G обозначает жидкую фазу.

Индекс w обозначает: во время бурения.

Индекс a обозначает: после бурения.

Индекс fz обозначает зону проникновения фильтрата.

Индекс vz обозначает неразрабатываемую зону.

M - это первое измерение;

m - это второе измерение;

π - это третье дополнительно измерение;

P - это четвертое дополнительное измерение;

di - это глубина проникновение;

J's - функции Баклея-Леверетта радиального отклика

VGfz] - общее процентное содержание по объему жидкости, присутствующей в подземном пласте в зоне проникновения фильтрата;

VG[vz] - общее процентное содержание по объему жидкости, присутствующей в подземном пласте в неразрабатываемой зоне;

Vgfz] - общее процентное содержание по объему газа, присутствующего в подземном пласте в зоне проникновения фильтрата;

Vg[vz] - общее процентное содержание по объему газа, присутствующего в подземном пласте в неразрабатываемой зоне;

Δ MG = MG - Mk_mtx;

ΔMg = Mg - Mk_mtx ;

ΔmG = mG - mk_mtx;

Δmg = mg - mk_mtx;

ΔπG = πG - πk_mtx;

Δπg = πg - πk_mtx;

Δ Pg = Pg - Pk_mtx;

Δ Pg = Pg - Pk_mtx;

ΔM1 = M1 - Mk_mtx;

Δm1 = m1 - mk_mtx;

Δπ1 = π1 - πk_mtx;

Δ P1 = P1 - Pk_mtx;

jM(di) = 1 - JM(di);

jm(di) = 1 - Jm (di);

jπ(di) = l-Jπ(di);

jp(di) = l-JP(di);

JM(di) - это функции Баклея-Леверетта радиального отклика измерения M;

Jm(di) - это функции Баклея-Леверетта радиального отклика измерения m;

Jπ(di) - это функции Баклея-Леверетта радиального отклика измерения π;

JP(di) - это функции Баклея-Леверетта радиального отклика измерения P;

Mk_mtx - это отсчет М измерения известного скелета горной породы, полученный из измерений спектроскопии захвата тепловых нейтронов или полученный любыми другими средствами;

MG - это отсчет измерения М, назначенного для жидкостей;

Mg - это отсчет измерения М, назначенного для газа:

mk mtx - это отсчет m измерения известного скелета горной породы, полученный из измерений спектроскопии захвата тепловых нейтронов или полученный любыми другими средствами;

mG - это отсчет измерения m, назначенного для жидкостей;

mg - это отсчет измерения m, назначенного для газа;

πk mtx - это отсчет π измерения известного скелета горной породы, полученный из измерений спектроскопии захвата тепловых нейтронов или полученный любыми другими средствами;

πG - это отсчет измерения m, назначенного для жидкостей;

πg - это отсчет измерения m, назначенного для газа;

Pk_mtx - это отсчет измерения P известного скелета горной породы, полученный из измерений спектроскопии захвата тепловых нейтронов или полученный любыми другими средствами;

PG - это отсчет измерения P, назначенного для жидкостей;

Pg - это отсчет измерения P, назначенного для газа;

Ml - это отсчет фактического измерения М вдоль подземного пласта с частичным проникновением;

ml - это отсчет фактического измерения m вдоль подземного пласта с частичным проникновением;

πl - это отсчет фактического измерения π вдоль подземного пласта с частичным проникновением; и

Pl - это отсчет фактического измерения P вдоль подземного пласта с частичным проникновением.

1. Способ определения пористости пласта, окружающего скважину, содержащий следующие этапы:
нагнетание бурового раствора, который проникает в пласт на расстояние, которое представляет собой функцию времени;
получение первого и второго измерения пористости в первый момент времени;
и получение первого и второго измерения пористости во второй момент времени, и
причем первое измерение пористости в каждый момент времени представляет собой первый тип измерения кажущейся пористости, в присутствии газа, и второе измерение в каждый момент времени представляет собой второй тип измерения кажущейся пористости, в присутствии газа; и
при этом первое и второе измерения выбраны таким образом, чтобы иметь одинаковые глубины исследования в пласте и испытывать пропорциональное воздействие за счет газа.

2. Способ по п.1, в котором буровой раствор нагнетается во время операции каротажа во время бурения.

3. Способ по п.2, в котором первое и второе измерения, выполняемые в первый момент времени, представляют собой изменения во время бурения, а первое и второе измерения, выполняемые во второй момент времени представляют собой изменения после бурения.

4. Способ по п.1, в котором первым измерением в каждый момент времени является измерение плотности.

5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором второе измерение в каждый момент времени представляет по меньшей мере одно из нейтронного, ядерно-магнитного, диэлектрического, сигма и измерения проводимости.

6. Устройство для определения пористости пласта, окружающего скважину, выполненное с возможностью нагнетания бурового раствора, который проникает в пласт на расстояние, которое представляет собой функцию времени, когда устройство пробуривает пласт, причем устройство содержит:
первый и второй датчики для выполнения соответственно первого и второго измерений пористости пласта; и
процессор для выполнения первого и второго измерений в первый момент времени и выполнения первого и второго измерений во второй момент времени,
при этом первое измерение пористости в каждый момент времени представляет собой первый тип измерения кажущейся пористости в присутствии газа и второе измерение в каждый момент времени представляет собой второй тип измерения кажущейся пористости в присутствии газа;
причем процессор также обеспечивает, что первое и второе измерения выбраны таким образом, что имеют одинаковую глубину исследования в пласте и испытывают приблизительно пропорциональное воздействие за счет газа.

7. Устройство по п.6, в котором устройство представляет собой устройство для каротажа во время бурения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики, группе геофизических методов, предназначенных для оценки технического состояния ствола газовых скважин, и может быть использовано в газодобывающей отрасли при решении вопросов эксплуатации и ремонта газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ).

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны пластов. .

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин. .

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин, а именно к группе ядерно-физических методов исследования минерального сырья. .

Изобретение относится к недеструктивному анализу природных сред, а более конкретно к группе геофизических методов, предназначенных для количественной оценки качества руд в естественном залегании, например в скважинах, и может быть использовано при поисках и разведке железных руд в геологии и геофизике.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для выделения в разрезах скважин продуктивных коллекторов, в частности коллекторов, насыщенных газогидратами. Предложенный способ заключается в проведении исследований методами плотностного гамма-гамма-каротажа и нейтронного каротажа и вычислении коэффициента пористости по данным того и другого метода. Коллекторы, насыщенные газогидратами, выделяют по превышениям значений коэффициентов пористости, вычисленных по плотностному гамма-гамма-каротажу, над значениями, вычисленными по нейтронному каротажу. Технический результат - повышение точности разведочных данных. 2 ил.

Использование: для оценки перспективности территорий распространения нефтематеринских пород на нефть и газ. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества НОВ, исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, при этом в отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержанию органического углерода Сорг для доманикоидов, доманикитов и сланцев, отбирают для дальнейших исследований пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу, из отобранных проб выделяют нерастворимое органическое вещество (НОВ), определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями k соответствующего типа отложений и определяют перспективную зону генерации углеводородов, затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии и по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны генерации углеводородов. Технический результат: повышение достоверности и экспрессности определения зон генерации углеводородов в доманикоидных и сланценосных отложениях. 3 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

Использование: для определения компонентного состава пород хемогенных отложений. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют геофизические исследования акустическим, гамма-плотностным, нейтронным и гамма-спектральным методами по стволу скважины в разрезе хемогенных отложений с шагом дискретизации по глубине 0.1 м и на каждой точке глубины путем алгоритмического решения системы уравнений при четырех измеренных геофизических параметрах и известных физических свойствах скелетной части пород определяют количественное содержание преобладающих 5-ти компонент породы, включающей галит, ангидрит, сильвинит, кальцит и глины. Технический результат: повышение точности и достоверности определения литологического состава и оценки количественного содержания компонент горных пород в разрезах хемогенных отложений. 2 табл., 1 ил.
Наверх