DE10314815A1

DE10314815A1 - Verfahren und Vorrichtung für eine kombinierte Kernmagnetresonanz- und Formationsprüfung zur Abschätzung der relativen Permeabilität durch Formationsprüfung und Kernmagnetresonanzprüfung

Info

Publication number: DE10314815A1
Application number: DE2003114815
Authority: DE
Inventors: Dan Georgi; Thomas Kruspe; Matthias Meister
Original assignee: Baker Hughes Inc
Current assignee: Baker Hughes Holdings LLC
Priority date: 2002-04-02
Filing date: 2003-04-01
Publication date: 2003-11-20
Also published as: NO20031486D0; GB0307617D0; GB2391944A; CA2424112C; NO328485B1; FR2837869A1; NO20031486L; GB2391944B; CA2424112A1

Abstract

Es werden gleichzeitig die Formationsprüfung und Resistivitäts- sowie NMR-Messungen verwendet, um eine relative Permeabilität zu bestimmen, die für eine das Bohrloch umgebende Formation repräsentativ ist. Es werden ein Verfahren und eine Vorrichtung für eine genaue Bestimmung der relativen Permeabilität für eine Formation durch Messen von Sättigungspegeln in einem interessierenden Bereich bereitgestellt, die aus Resistivitäts- oder NMR-Anzeigen über der Zeit während der Formations-Druckabfall-Prüfung ermittelt werden. Das Verfahren und die Vorrichtung bestimmen eine effektive Permeabilität über der Zeit für verschiedene Sättigungspegel, um die relative Permeabilität für die Formation bei jedem Sättigungspegel zu ermitteln, und ermöglichen auch die Bestimmung der Wirksamkeit des Einsatzes von Ergänzungsfluiden in der Formation zur Erhöhung der Formationsproduktivität. Das Verfahren und die Vorrichtung ermöglichen eine genauere Bestimmung der effektiven Permeabilität des irreduziblen Sättigungspegels. Das Verfahren und die Vorrichtung dienen auch der Bestimmung, ob ein Puffer richtig an der Bohrlochwand abdichtet, und zur Bestimmung, ob eine Sonde verstopft ist.

Description

Hintergrund der Erfindung

Bereich der Erfindung

Die vorliegende Erfindung bezieht sich insgesamt auf den Bereich der Formationsprüfung über der Zeit während oder nach dem Bohren, und insbesondere auf das gleichzeitige oder sequenzielle Erhalten von Kernmagnetresonanz-(NMR-)Daten oder von spezifischen Widerstandsdaten während der Formationsprüfung zur Messung der Sättigung der Formation über der Zeit, um die relative Permeabilität für eine Kohlenwasserstoff tragende Formation zu bestimmen.

Zusammenfassung der verwandten Technik

Zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen, wie Öl und Gas, werden Bohrlöcher gebohrt, wobei ein an einem Ende eines Bohrrohrstrangs befestigtes Bohrwerkzeug gedreht wird. Ein großer Anteil der gegenwärtigen Bohraktivität umfasst das direktionale Bohren, d. h. das Bohren von abgelenkten und horizontalen Bohrlöchern zur Erhöhung der Kohlenwasserstoffgewinnung und/oder zum Abziehen zusätzlicher Kohlenwasserstoffe aus den Erdformationen. Moderne direktionale Bohrsysteme verwenden insgesamt einen Bohrrohrstrang, der eine Bohrlochsohlenanordnung (BHA) und ein Bohrwerkzeug an ihrem einen Ende hat, das von einem Bohrmotor (Schlammmotor) und/oder durch Drehen des Bohrrohrstrangs gedreht wird. Eine Anzahl von Bohrlochvorrichtungen, die in unmittelbarer Nähe des Bohrwerkzeugs angeordnet sind, messen bestimmte Bohrlochbetriebsparameter, die dem Bohrrohrstrang zugeordnet sind. Zu solchen Vorrichtungen gehören gewöhnlich Sensoren zum Messen der Bohrlochtemperatur und des Bohrlochdrucks, Azimut- und Neigungsmessvorrichtungen sowie eine Vorrichtung zum Messen des spezifischen Widerstands, um das Vorhandensein von Kohlenwasserstoffen und Wasser zu bestimmen. Weitere Bohrlochinstrumente, die als während des Bohrens erfassende (LWD-)Vorrichtungen bekannt sind, werden häufig an dem Bohrrohrstrang befestigt, um die Geologie der Formation und die Formationsfluidzustände während der Bohrabläufe zu bestimmen.

In das Bohrrohr wird ein Bohrfluid (allgemein bekannt als "Schlamm" oder "Bohrschlamm") zur Drehung des Bohrmotors gepumpt, um für eine Schmierung der verschiedenen Elemente des Bohrrohrstrangs einschließlich des Bohrwerkzeugs zu sorgen und um von dem Bohrwerkzeug erzeugtes Bohrklein zu entfernen. Das Bohrrohr wird von einem Hauptantrieb, beispielsweise einem Motor, angetrieben, um das direktionale Bohren zu erleichtern und um vertikale Bohrlöcher zu bohren. Das Bohrwerkzeug ist gewöhnlich mit einer Lageranordnung gekoppelt, die eine Antriebswelle hat, die ihrerseits das daran befestigte Bohrwerkzeug dreht. Radial- und Axiallager in der Lageranordnung sorgen für eine Abstützung gegenüber radialen und axialen Kräften des Bohrwerkzeugs.

Bohrlöcher werden üblicherweise längs vorgegebener Wege gebohrt, wobei das Bohren eines typischen Bohrlochs durch verschiedene Formationen hindurchgeht. Die Bohrbedienungsperson steuert gewöhnlich die oberflächengesteuerten Bohrparameter, wie das Gewicht am Werkzeug, den Bohrfluidstrom durch das Bohrrohr, die Drehzahl des Bohrrohrstrangs und die Dichte und Viskosität des Bohrfluids, um die Bohrabläufe zu optimieren. Die Bohrlochbetriebsbedingungen ändern sich kontinuierlich. Die Bedienungsperson muss auf solche Änderungen reagieren und die oberflächengesteuerten Parameter einstellen, um die Bohrabläufe zu optimieren. Zum Bohren eines Bohrlochs in einem jungfräulichen Bereich hat die Bedienungsperson gewöhnlich seismische Vermessungsaufzeichnungen, die ein Makrobild der Untergrundformationen ergeben, sowie einen vorgeplanten Bohrlochweg. Zum Bohren von mehreren Bohrlöchern in der gleichen Formation hat die Bedienungsperson auch Informationen über vorher in der gleichen Formation gebohrte Bohrlöcher.

Zu den Informationen, die die Bedienungsperson gewöhnlich während des Bohrens erhält, gehören der Bohrlochdruck und die Bohrlochtemperatur sowie Bohrparameter, wie das Gewicht am Werkzeug (WOB), die Drehzahl des Bohrwerkzeugs und/oder des Bohrrohrstrangs sowie der Bohrfluiddurchsatz. In manchen Fällen erhält die Bohrbedienungsperson auch ausgewählte Informationen zu dem Bohrlochsohlen-Anordnungszustand (Parameter), wie Drehmoment, Schlammmotor-Differenzdruck, Werkzeugrückprall und Werkzeugdrall, usw.

Bohrlochsensordaten werden gewöhnlich in bestimmtem Ausmaß im Bohrloch verarbeitet und nach oben übertragen, indem ein Signal durch den Bohrrohrstrang gesendet wird, oder durch Schlammimpulstelemetrie, d. h. Übertragen von Druckimpulsen durch das umlaufende Bohrfluid. Obwohl die Schlammimpulstelemetrie häufiger verwendet wird, kann ein solches System nur wenige Informationsbit pro Sekunde (1 bis 4) übertragen. Infolge einer derart niedrigen Übertragungsrate ging der Trend der Technik dahin, im Bohrloch größere Datenmengen zu verarbeiten und ausgewählte Rechenergebnisse oder "Antworten" nach oben zur Verwendung durch den Bohroperator zur Steuerung der Bohrvorgänge zu übertragen.

Die kommerzielle Entwicklung von Kohlenwasserstofffeldern erfordert beträchtliche Kapitalerträge. Ehe die Entwicklung des Feldes beginnt, möchten die Bedienungspersonen so viele Daten wie möglich haben, um die kommerzielle Nutzbarkeit des Reservoirs abschätzen zu können. Trotz der Fortschritte in der Datenerfassung während des Bohrens durch Verwendung der MWD-Systeme ist es häufig erforderlich, weitere Untersuchungen der Kohlenwasserstoffreservoirs durchzuführen, um zusätzliche Daten zu erhalten. Deshalb werden nach dem Bohren des Bohrlochs Kohlenwasserstoffzonen häufig mit anderen Prüfvorrichtungen untersucht.

Zu einer Art der Prüfung nach dem Bohren gehören das Gewinnen von Fluid aus dem Reservoir, Abschließen des Bohrschachtes, Sammeln von Proben mit einer Sonde und Doppelpackern, Reduzieren des Drucks in einem Prüfvolumen und Zulassen des Druckaufbaus auf ein statisches Niveau. Diese Sequenz kann mehrere Male bei mehreren unterschiedlichen Tiefen oder Stellen innerhalb eines einzelnen Reservoirs und/oder bei mehreren unterschiedlichen Reservoirs in einem vorgegebenen Bohrloch wiederholt werden. Einer der wesentlichen Aspekte der während einer solchen Prüfung gesammelten Daten sind die Druckaufbauinformationen, die erfasst werden, nachdem der Druck nach unten gefahren wurde. Aus diesen Daten können Informationen bezüglich der Permeabilität und der Größe des Reservoirs abgeleitet werden. Außerdem müssen aktuelle Proben des Reservoirs erhalten werden. Diese Proben müssen untersucht werden, um Druck-Volumen-Temperatur und Fluideigenschaften, wie Dichte, Viskosität und Zusammensetzung zu erfassen.

Ein moderneres System ist in dem US-Patent 5,803,186 für Berger et al. (das '186-Patent) offenbart. Das '186-Patent stellt ein MWD-System bereit, bei dem Sensoren für Druck und spezifischen Widerstand eingesetzt werden, um eine Realzeitdatenübertragung dieser Messungen zu ermöglichen. Die '186-Vorrichtung ermöglicht das Erhalten von statischen Drucken, Druckaufbauzuständen, Druckabfallzuständen in dem Arbeitsstrang, wie einem Bohrrohrstrang, vor Ort. Außerdem kann eine Berechnung der Permeabilität und anderer Reservoir-Parameter basierend auf den Druckmessungen ausgeführt werden, ohne dass der Bohrrohrstrang gezogen wird.

Das in dem '186-Patent beschriebene System verringert die für eine Prüfung erforderliche Zeit verglichen mit der Verwendung eines Drahtseils. Das '186-Patent stellt jedoch keine Vorrichtung für einen verbesserten Wirkungsgrad bereit, wenn Drahtseileinsätze erwünscht sind. Eine solche Prüfung ist ein Druckgradiententest, bei welchem mehrere Druckprüfungen ausgeführt werden, wenn ein Drahtseil eine Prüfvorrichtung nach unten durch ein Bohrloch fördert. Der Zweck der Prüfung besteht darin, die Fluiddichte in situ und die Trennfläche oder Kontaktpunkte zwischen Gas, Öl und Wasser zu bestimmen, wenn diese Fluide in einem einzigen Reservoir vorhanden sind. Eine andere Vorrichtung und ein anderes Verfahren zum Messen des Formationsdrucks sind in dem US-Patent 5,233,866, ausgegeben für Robert Desbrandes, beschrieben.

Bekannt sich auch für die Formationsprüfung vorgeschlagene unterschiedliche Einrichtungen zum Abschätzen der Permeabilität nach dem Gesetz von Darcy. Das US-Patent 5,303,775 von Michaels beschreibt beispielsweise eine Reservoir-Charakterisierungsvorrichtung, die es einer Bedienungsperson ermöglicht, Formationseigenschaften aus Formationsprüfmessungen des Drucks, des Volumens und der Temperatur zu bestimmen, die in situ unten in dem Bohrloch ausgeführt werden. Man weiß, dass Bestimmungen der absoluten Formationspermeabilität und der Fluidmobilität aus Druck-, Volumen- und Temperatur- sowie Viskositätsmessungen abgeleitet werden können. Die Permeabilität ist nützlich bei der Bestimmung der potenziellen Produktivität einer an das Bohrloch angrenzenden Formation. Man weiß ferner, dass Bohrloch-NMR-Vorrichtungen eine Bedienungsperson auch in die Lage versetzen, interessierende Formationsparameter zu bestimmen, wozu die Permeabilität aus In-situ-NMR- Messungen gehört. Im Allgemeinen unterscheiden diese Verfahren nicht zwischen der absoluten, effektiven und relativen Permeabilität.

Diese bekannten Verfahren zur Bestimmung der Permeabilität der Umgebungsformation berücksichtigen jedoch nicht den Sättigungspegel der umgebenden Formation oder die Bestimmung der relativen Permeabilität für die Formation. Die absolute Permeabilität ist die Permeabilität für ein Fluid, wenn nur ein einziges Fluid in der Formation vorhanden ist. Da die meisten Formationen mehr als ein Fluid enthalten, ist es zweckdienlicher, die Permeabilität eines Fluids bei Vorhandensein eines anderen Fluids bei einem gegebenen Sättigungspegel, d. h. die relative Permeabilität, zu bestimmen. Es ist die relative Permeabilität, die die tatsächliche Produktivität einer ein Bohrloch umgebenden Formation bestimmt. Es besteht deshalb ein Bedürfnis für ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Bestimmen des Sättigungspegels der Umgebungsformation und der relativen Permeabilität für die Umgebungsformation.

Zusammenfassung der Erfindung

Die vorliegende Erfindung analysiert eine Formation angrenzend an ein Bohrloch. Zur Bestimmung einer relativen Permeabilität, die repräsentativ für die das Bohrloch umgebende Formation ist, werden gleichzeitig eine Formationsprüfung sowie Messungen des spezifischen Widerstands und NMR-Messungen ausgeführt. Die vorliegende Erfindung stellt ein Verfahren und eine Vorrichtung zur genauen Bestimmung der relativen Permeabilität für eine Formation durch Messen von Sättigungspegeln in einem interessierenden Bereich bereit, die während einer Formationsprüfung mit nach unten gezogenem Druck aus NMR-Anzeigen oder Anzeigen des spezifischen Widerstands über der Zeit bestimmt werden. Die vorliegende Erfindung bestimmt die effektive Permeabilität über der Zeit für verschiedene Sättigungspegel, um die relative Permeabilität für die Formation bei jedem Sättigungspegel festzulegen. Gemäß einem anderen Aspekt ermöglicht die vorliegende Erfindung auch die Bestimmung der Wirksamkeit beim Einsatz von Ergänzungsfluiden in der Formation zur Steigerung der Formationsproduktivität. Gemäß einem weiteren Aspekt ermöglicht die vorliegende Erfindung eine genauere Bestimmung der effektiven Permeabilität. Gemäß einem weiteren Aspekt der Erfindung ermöglicht die vorliegende Erfindung die Bestimmung des nicht wiederherstellbaren Sättigungspegels. Gemäß einem weiteren Aspekt der Erfindung ermöglicht die vorliegende Erfindung die Bestimmung der Wirksamkeit der Verwendung von Ergänzungsfluiden in einer Formation. Gemäß einem weiteren Aspekt der Erfindung werden ein Verfahren und eine Vorrichtung bereitgestellt, um zu bestimmen, ob ein Puffer richtig an einer Bohrlochwand abdichtet. Gemäß einem weiteren Aspekt der Erfindung werden ein Verfahren und eine Vorrichtung bereitgestellt, um zu bestimmen, wenn ein Fluiddurchgang zum Pumpen von Fluid aus der Formation verstopft ist. Weitere Merkmale und Vorteile ergeben sich aus der folgenden Beschreibung.

Kurzbeschreibung der Zeichnungen

Fig. 1 ist eine Darstellung einer bevorzugten Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung, die in einem Bohrloch bei einem Überwachungsvorgang während des Bohrens zur Bestimmung der relativen Permeabilität der das Bohrloch umgebenden Formation eingesetzt wird.

Fig. 2 ist eine Darstellung einer an einem Puffer angebrachten Sättigungspegelmessvorrichtung mit einer NMR- oder Resistivitätsvorrichtung und Formationsprüfsonde, die in einem Bohrloch zur Ausführung einer Resistivitäts-NMR- und -Formationsprüfung einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung eingesetzt wird, um die relative Permeabilität der das Bohrloch umgebenden Formation zu bestimmen.

Fig. 3 ist eine Darstellung einer alternativen Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung mit einer Doppelpackervorrichtung kombiniert mit einer Formationsprüf-Resistivitäts- und NMR- Messvorrichtung zur Bestimmung der relativen Permeabilität der das Bohrloch umgebenden Formation.

Fig. 4 ist eine Darstellung einer relativen Permeabilitätskurve für Wasser und Öl für Wasser/Öl-Sättigungspegel, die sich zwischen 0 und 100% ändern, wobei die relative Permeabilität als Prozentsatz der absoluten Permeabilität gezeigt ist, die für Wasser und Öl bei einem Kontinuum von Wasser/Öl-Sättigungspegeln erreichbar ist.

Ins Einzelne gehende Beschreibung einer bevorzugten Ausführungsform

Die vorliegende Erfindung ermöglicht gleichzeitige und simultane NMR-Sättigungsmessungen und Formationsprüfmessungen zur Bestimmung der relativen Permeabilität einer Formation, was für Ölfeldanalysten von besonderem Vorteil ist, die versuchen, die Produktivität einer Bohrung zu bestimmen. Fig. 1 zeigt eine bevorzugte Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung, die in einer Bohrlochsohlenanordnung eingesetzt wird.

Fig. 1 zeigt eine Bohrvorrichtung gemäß einer Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung. Es ist ein typisches Bohrgestell 202 mit einem davon ausgehenden Bohrloch 204 so gezeigt, dass es für den Fachmann leicht verständlich ist. Das Bohrgestell 202 hat einen Arbeitsstrang 206, der bei der gezeigten Ausgestaltung ein Bohrrohrstrang ist. An dem Bohrrohrstrang 206 ist ein Bohrwerkzeug 208 zum Bohren des Bohrlochs 204 befestigt. Die vorliegende Erfindung ist auch bei anderen Arten von Arbeitssträngen einsetzbar, nämlich einem Drahtseil, mit einem Verbundrohr, einem aufgewickelten Rohr oder einem anderen Arbeitsstrang mit kleinem Durchmesser, wie einem Pulsationsdämpferrohr. Das Bohrgestell 202 ist auf einem Bohrschiff 222 positioniert gezeigt, wobei sich von dem Bohrschiff 222 zum Meeresboden 220 ein Steigrohr 224 erstreckt. Es kann jedoch jede Form eines Bohrgestells an die Vorrichtung der vorliegenden Erfindung angepasst werden, beispielsweise auch ein an Land aufgestelltes Gestell.

Wenn es anwendbar ist, kann der Bohrrohrstrang 206 einen Bohrlochmotor 210 aufweisen. In den Bohrrohrstrang 206 ist über dem Bohrwerkzeug 208 eine typische Prüfeinheit eingeschlossen, die wenigstens einen Sensor 214 zum Erfassen von Kennwerten des Bohrlochs, des Werkzeugs und des Reservoirs aufweisen kann, wobei solche Sensoren an sich bekannt sind. Ein zweckmäßiger Einsatz des Sensors 214 besteht darin, die Richtung, den Azimut und die Ausrichtung des Bohrrohrstrangs 206 unter Verwendung eines Beschleunigungsmessers oder eines ähnlichen Sensors zu bestimmen. Die BHA enthält auch die Formationsprüfvorrichtung 216 der vorliegenden Erfindung, die nachstehend im Einzelnen beschrieben wird. An einer geeigneten Stelle an dem Arbeitsstrang 206, beispielsweise über der Prüfvorrichtung 216, befindet sich ein Telemetriesystem 212. Das Telemetriesystem 212 wird für die Steuerung und Datenübermittlung zwischen der Oberfläche und der Prüfvorrichtung 216 verwendet.

Bei einer bevorzugten Ausführungsform quantifiziert die vorliegende Erfindung zur Bestimmung der relativen Permeabilität oder Mobilität die Fluidsättigungen in dem Porenraum mit NMR oder über den spezifischen Widerstand, wenn der Speicherdruck, die effektive Permeabilität und die Mobilität bestimmt werden. Die Mobilität ist gleich der Permeabilität geteilt durch die Viskosität. Es gibt mehrere Verfahren zur Bestimmung der Viskosität aus NMR- Daten, wie es in dem US-Patent 6,084,408 von Georgi, et al. offenbart ist. Man kann die wahre T₂ ermitteln und die Viskosität aus der Korrelation bestimmen, wie sie von Vinejar et al. angegeben wird, wobei T₂ proportional zur absoluten Temperatur/Viskosität ist. Man kann auch die NMR zur Bestimmung der Viskosität unter Verwendung der Einstein-Beziehung bestimmen. V ist proportional zur absoluten Temperatur/Temperaturleitfähigkeit. Die NMR bestimmt die Viskosität, die zur Umrechnung der Mobilität in die Permeabilität verwendet wird.

Der Sättigungspegel vor der Sonde ändert sich, wenn das Fluid aus der Formation gepumpt wird. Diese Schritte werden wiederholt, bis die mobile Fluidsättigung und die effektive Permeabilität bei jedem Sättigungspegel bestimmt worden sind. Das Ergebnis ist eine Reihe von Bestimmungen der effektiven Permeabilität und der mobilen Fluidsättigung bei variierenden Sättigungspegeln. Der Prozess wird unterbrochen, wenn der Wassersättigungspegel nicht mehr abnimmt. Bei diesem Pegel ist die irreduzible Fluidsättigung erreicht.

Fig. 4 ist eine Darstellung der relativen Permeabilität von Wasser 410 und für Öl 420 bei gegebenen Sättigungen von Wasser und Öl. Die relative Permeabilität ist als Bruchteil von K_effektiv/K_absolut gezeigt, wobei K_effektiv etwa gleich K_absolut für Wasser ist, wenn die Wassersättigung 422 sich 100% annähert, während K_effektiv in etwa gleich K_absolut für Öl ist, wenn die Ölsättigung sich 100% annähert. Wie in Fig. 4 gezeigt ist, ändert sich die relative Permeabilität des Öls K_ro von etwa K_absolut bis etwa 0, wenn die Wassersättigung von etwa 0 bis 100% zunimmt. In gleicher Weise ändert sich die relative Permeabilität für Wasser K_rw von etwa K_absolut auf etwa 0, wenn die Ölsättigung von etwa 0 auf 100% zunimmt.

Die Standardformationsprüfung ist bekannt. Bei der Druckprüfung kann jedoch die Strömungsgeschwindigkeit in der Formation nicht gemessen werden. Solche Prüfungen sind auf das Messen des Fluidstroms begrenzt, der in die Druckprüfvorrichtung gelangt. Die vorliegende Erfindung bestimmt die Fluidgeschwindigkeit bei oder nahe bei dem NMR- oder resistivitätsempfindlichen Volumen und kombiniert diese Information mit dem geschätzten Druckgradienten über dem NMR-/resistivitätsempfindlichen Volumen, um die Permeabilität in dem empfindlichen Volumen zu bestimmen.

NMR kann zur Bestimmung der Geschwindigkeit eines Fluids ähnlich wie bei der Diffusionsmessung verwendet werden, bei der die Magnetspins innerhalb der Formation von einer Position in dem Feldgradienten aus erratisch bewegt werden, was die Larmor-Frequenz der Spins zur Erfassung der Bewegung der Spins ändert. Diese bekannten NMR-Verfahren werden beispielsweise zur Erfassung des Blutstroms im menschlichen Körper verwendet. Die NMR-Fluidgeschwindigkeitsbestimmung wird zur Korrektur der von der Druckprüfung abgeleiteten Fluidgeschwindigkeit verwendet.

In der Prüfvorrichtung 216 mit dem NMR sind zusätzliche Sensoren und Formationsprüf- Messvorrichtungen für Messungen des spezifischen Widerstands, infrarotnahe Refraktometrie, Viskositätssensoren, dielektrische Sensoren und für die optische Spektroskopie vorgesehen. Diese zusätzlichen Sensoren sind bekannt und zur Vereinfachung in den Figuren nicht im Einzelnen gezeigt. In der Vorrichtung ist im Bohrloch ein Prozessor zur Berechnung, Korrelierung und Korrektur der verschiedenen Prüfparameter und Messungen vorgesehen. Ein neurales Netz, das von einer Testbasis korrelierter Formationseigenschaften geschult wird, ist zur Ableitung einer unbekannten Formationseigenschaft von anderen bekannten, gemessenen oder geschätzten Formationseigenschaften vorgesehen.

Die vorliegende Erfindung verwendet die Bestimmung der Fluidgeschwindigkeit für den Porenraum, um eine Permeabilitätszahl abzuleiten, die genauer ist als die durch NMR bestimmte Permeabilität. NMR-Permeabilitäten basieren auf einem Porenraumoberflächenbereich und einer Porenraumverteilung. NMR allein kann die Verschlingung nicht bestimmen, d. h. wie der Porenraum verbunden ist. Gemäß der vorliegenden Erfindung wird ein NMR-Versuch mit einer Mehrfach-Inter-Echo-Zeit Te oder Mehrfach-Warte-Zeit TW vorgesehen, um zwischen einem Fluid mit niedriger Viskosität und hoher Viskosität in dem Porenraum, beispielsweise Wasser gegenüber Öl, oder Schweröl und Leichtöl zu unterscheiden und zwischen Fluiden oder Phasen, beispielsweise Wasser, Öl, Gas, durch einen NMR-Versuch unter Verwendung von Mehrfach-Relaxations-Zeiten T, zu unterscheiden. Die vorliegende Erfindung bestimmt auch, ob Formationsfluid oder Bohrlochfluid in das Werkzeug während des Nach-unten-Zieh-Tests genommen wird.

Die vorliegende Erfindung ermöglicht eine Bestimmung der relativen Permeabilität. Die Charakteristika der relativen Permeabilität sind wesentlich zum Verständnis der Verdrängung von Kohlenwasserstoffen bei jedem Gewinnungsstadium. Das Gesetz von Darcy, wie es ursprünglich entwickelt wurde, gilt für ein poröses Medium, das vollständig mit einem einphasigen Fluid gesättigt ist. In dem typischen Reservoir sind jedoch gewöhnlich zwei oder mehr Fluide vorhanden, so dass es nötig ist, das Konzept der effektiven Permeabilität einzuführen. Bei der Definition der effektiven Permeabilität wird jede Fluidphase so betrachtet, als sei sie vollständig unabhängig von den anderen Fluiden. Dadurch kann das Gesetz von Darcy auf jedes Fluid individuell angewendet werden. Die absolute oder spezifische Permeabilität ist die Permeabilität, bei der nur ein Fluid bei 100% Sättigung des Porenraums vorhanden ist. Die effektive Permeabilität ist die Permeabilität für eine Fluidphase bei Vorhandensein einer weiteren Fluidphase. Die effektive Permeabilität ist die Leitfähigkeit jeder Phase einer spezifischen Sättigung der anderen Phase.

Neben dem Einfluss durch die Sättigung der anderen Fluide ist die effektive Permeabilität auch eine Funktion der Felsbenetzungseigenschaften und der Porengeometrie. Die relative Permeabilität wird als das Verhältnis der effektiven Permeabilität eines Fluids bei einer gegebenen Sättigung zu der spezifischen Permeabilität dieses Fluids bei einer Sättigung von 100% definiert.

Das relative Permeabilitätsverhältnis wird als Bruchteil oder Prozentsatz angegeben. In Prüfungen der relativen Permeabilität wird als Basispermeabilität häufig eine effektive Permeabilität verwendet. Anstatt immer die Permeabilität, wenn nur ein Fluid bei 100% Sättigung vorhanden ist, als Basiswert zu verwenden, wird auch häufig die Permeabilität eines Fluids verwendet, wenn das andere Fluid immobil ist, beispielsweise die Permeabilität für Öl bei einer irreduziblen Wassersättigung (Ko @ Swir). Wesentlich ist, dass gewährleistet ist, dass eine gemeinsame Basis verwendet wird, wenn Daten ausgewertet oder verglichen werden.

Die relative Permeabilität wird von der Verteilung der Fluide in dem Fels, von der Sättigungshistorie und der Benetzbarkeit des Felsens beeinflusst. Die Sättigungshistorie beeinflusst die Daten, deshalb müssen die Untersuchungen der Reservoir-Historie folgen. Die Felsbenetzbarkeit beeinflusst die Fluidverteilung und deshalb den Fluss in dem Reservoir. Proben mit einer nicht repräsentativen Benetzbarkeit würden nicht repräsentative Daten ergeben.

Die relative Absorbierungspermeabilität beschreibt die Charakteristika der relativen Permeabilität, wenn die Benetzungsphase zunimmt, beispielsweise Wasser in ein mit Wasser benetztes Reservoir fließt. Die relative Abzugspermeabilität beschreibt die relativen Permeabilitätscharakteristika, wenn eine nicht benetzende Phase zunimmt, beispielsweise Gasverdrängendes Öl während einer primären Rückgewinnung oder Öl-verdrängendes Wasser während einer anfänglichen Ölmigration in ein Reservoir. Angaben der relativen Permeabilitätscharakteristika zur Fluidverteilung in porösen Medien können von Daten der relativen Permeabilität abgeleitet werden. Wenn ein nicht benetzendes Öl in das Reservoir migriert, das mit Wasser gefüllt ist, verdrängt es zuerst das Wasser aus den größeren Poren. Diese Verdrängung ergibt einen schnellen Abfall der relativen Permeabilität für Wasser. Wenn die Ölsättigung weiter zunimmt, nimmt das restliche Wasser nacheinander kleinere Poren ein, was durch einen schnellen Anstieg der relativen Permeabilität zu Öl gekennzeichnet ist.

Eine zweite Durchtränkung mit Wasser während der Wasserflutung führt zu einem anderen Satz von Kurven der relativen Permeabilität. Es wird angenommen, dass Öl in einer Wasserbenetzungssituation das Zentrum der großen Poren einnimmt, während Wasser als dünner Film um die Körner vorhanden ist und nur die kleinsten Poren besetzt, die ursprünglich nicht mit Öl belegt waren. In diesem Stadium ist das Wasser unbeweglich und hat wenig oder keinen Einfluss auf den Fluss des Öls, so dass die relative Permeabilität des Öls in diesem Stadium 100% beträgt. Die Wassersättigung vor der Wasserflutung ist immobil, und die relative Permeabilität für Wasser ist null. Eine Wasserflutung führt zu einem Wasserstrom anfänglich durch die großen Poren und dann durch die kleineren Poren, wenn die Ölsättigung abnimmt. Die Wassersättigung nimmt weiter zu, wenn die Ölsättigung nach unten bis zu einer Restsättigung abnimmt. In diesem Stadium bleibt das Restöl in der Mitte der Poren eingeschlossen. Da das Öl nicht länger mobil ist, wird die relative Permeabilität für Öl null, während die relative Permeabilität für Wasser ihr Maximum erreicht. Dieser Wert erreicht keine 100% aufgrund der Restölsättigung, die den Fluss begrenzt, so dass die Permeabilität für Wasser in diesem Stadium eine effektive Permeabilität ist.

In einem Ölbenetzungsreservoir haftet Öl an den Kornoberflächen, während Wasser als eingeschlossene Kugeln in der Mitte der Poren oder in den kleinsten Poren vorhanden ist, die während der ursprünglichen Ölmigration in das Reservoir nicht mit Öl belegt wurden. In dieser Situation ist die relative Permeabilität für Öl niedriger, da der Fluss des Öls durch die Ölbenetzungsnatur des das Öl zurückhaltenden Felses behindert wird. Umgekehrt ist die relative Permeabilität für Wasser höher als in einer Wasserbenetzungssituation.

Gemäß Fig. 2 stellt die vorliegende Erfindung eine an einem Puffer montierbare, die Sättigung bestimmende Vorrichtung, beispielsweise eine NMR- oder Resistivitätsvorrichtung, und eine Formationsprüfvorrichtung bereit, die in einer ausfahrbaren Sonden- und Puffervorrichtung an einer Formationsprüf-Sondenanordnung entweder mit einer während des Bohrens erfassenden Vorrichtung oder mit einem Drahtseil, beispielsweise das Baker-Atlas- Resenroir-Charakterisierungsinstrument (RCI) angebracht ist. RCI ist im Einzelnen in dem US-Patent 5,303,775 von Michaels et al. erläutert, das hier in seiner Gesamtheit als Referenz eingeschlossen ist. Eine ausfahrbare Sondenanordnung eines Prüfgeräts zum Überwachen während des Bohrens der Formation ist im Einzelnen in der oben erwähnten US- Patentanmeldung 09/910,209 angegeben. In jeder Ausgestaltung, mit Drahtseil oder mit Erfassung während des Bohrens, sorgt die vorliegende Erfindung für eine Bestimmung der relativen Permeabilität über der Zeit, abgeleitet aus der Formationsprüfung und der Prüfung mit nach unten gezogenem Druck über der Zeit kombiniert mit NMR- oder Resistivitäts- Sättigungsmessungen über der Zeit zur Bestimmung der relativen Permeabilität. Wie in Fig. 2 gezeigt ist, ist bei einer bevorzugten Ausgestaltung die Resistivitäts-/NMR- Sättigungsmessung auf einen Bereich begrenzt, der einem interessierenden lokalisierten Resistivitäts-/NMR-Bereich in der Nähe des Bohrlochs 332 innerhalb weniger Radien der Formationsprüfvorrichtungssonde zugeordnet ist, d. h. dem Radius des Innenkanals oder einer Öffnung, die für den Eintritt von Formationsfluid 330 und den Austritt von Ergänzungsfluid durch die Bohrlochwand 314 zur Formation vorgesehen ist. Die Sonde 310 erstreckt sich von der im Bohrloch befindlichen Vorrichtung aus und drückt die Sondenfläche 319 abdichtend gegen die Bohrlochwand 314. Aus dem Bohrloch wird Formationsfluid durch die Sonde 310 abgezogen. Ergänzungsfluid wird in die Formation durch die Sonde 310 hindurch eingespritzt. Die Bereitstellung einer angrenzenden Formationsprüf- und -NMR- Ausrüstung in der gleichen Bohrlochvorrichtung ermöglicht die gleichzeitige Bestimmung des Sättigungspegels und der absoluten Permeabilität mit NMR-(Coates-Timur-Gleichung-)Daten und Mobilitätsdaten aus der Abfall-Aufbau-Analyse, die mit der Formationsprüfausrüstung durchgeführt wird.

Die vorliegende Erfindung stellt auch ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Bestimmung der absoluten "Endpunkts"-Permeabilität für entweder Öl oder Wasser bereit, wenn der zu untersuchende Bereich, d. h. der Bereich innerhalb etwa 3 Sondenradien der inneren Sondenöffnung, entweder mit 100% Wasser oder Öl gesättigt ist, beispielsweise 100% Wasser basierend auf Schlammfiltrat. Die vorliegende Erfindung bestimmt auch die relative Permeabilität für Öl für eine Vielzahl von Wassersättigungspegeln. Wenn man sowohl die Formationsprüfung als auch die NMR-gemessenen Permeabilitäten hat, kann ein Vergleich der Messungen und eine Verfeinerung der Parameter in der Coates-Timur-Gleichung oder der NMR-Permeabilität auf Basis des geometrischen Mittels von T₂ basierend auf der berechneten Permeabilität der Formationsprüfung durchgeführt werden. Der Hauptvorteil der vorliegenden Erfindung ist jedoch die Fähigkeit, die relative Permeabilität für die Formation zu bestimmen, und zwar basierend auf der Berechnung der Sättigungspegel über der Zeit aus NMR-Messungen oder Messungen des spezifischen Widerstands und Berechnungen der effektiven Permeabilität über der Zeit zur Bestimmung der relativen Permeabilität für die Formation bei gegebenen Sättigungspegeln.

Die am häufigsten auftretenden Endpunkte sind kritische Gas- und Kondensatsättigungen, eine Restölsättigung, die Sättigungen von eingeschlossenem Öl und Gas sowie eine irreduzible Wassersättigung. Die kritische Sättigung, unabhängig ob Gas oder Kondensat, bezieht sich auf die Sättigung, bei der eine Phase zuerst mobil wird. Die Sättigungen von eingeschlossenem Gas, Restöl und irreduzierbarem Wasser beziehen sich alle auf die Restsättigung einer Phase, nachdem eine umfassende Verdrängung erfolgt ist.

Diese Angabe steht in Übereinstimmung mit der Interpretierung, dass sich "Endpunkt"- Sättigungen auf die Sättigungen in einem Fels mit zwei Phasen beziehen, wo eine Phase immobil geworden ist. Wenn beispielsweise die Wassersättigung zunimmt, fließt schließlich kein Öl mehr, und die restlichen Ölsättigung (Sro), wenn kein Öl mehr fließt und nur noch Wasser fließt, wäre der "Endpunkt" der Ölsättigung. Wenn andererseits die Wassersättigung gering wird und sich der irreduziblen Wassersättigung nähert, hört Wasser auf zu fließen, und man ist an dem irreduziblen Wassersättigungs-"Endpunkt".

Fig. 3 zeigt eine alternative Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung, bei der eine Doppelpackervorrichtung kombiniert mit einer Formationsprüf- und -NMR-Messvorrichtung zur Bestimmung der relativen Permeabilität der das Bohrloch umgebenden Formation verwendet wird. Fig. 3 zeigt diese Doppelpacker-Formationsprüfvorrichtung kombiniert mit einem NMR- Sensor. Innerhalb der Vorrichtung ist eine Mehrfach-Sensor-Apparatepackung 312 mit einer Messvorrichtung für den spezifischen Widerstand angeordnet. An der Oberfläche befindet sich ein intelligentes System 313 zur Erfassung und Vervollständigung, das Eingangssignale aus der Vorrichtung empfängt und verarbeitet, um für weitere Erfassungen und Aktionen in dem Bohrloch oder der Formation zu bestimmen. An der Bohrlochwand greift ein Satz von hydraulischen Packern 307 und 306 an und dichtet einen Bereich des Ringraums ab, durch den Formationsfluid in die Vorrichtung eintreten kann. Die Ansaugleitung 310 der Formationsprüfeinrichtung ermöglicht den Eintritt von Formationsfluid oder Bohrlochfluid in die Vorrichtung. Von den NMR-Permanentmagneten 301 und 305 und einer NMR-HF-Antenne 303 wird eine interessierende Zone 304 eingerichtet. Über eine Hydraulikleitung des einen Packers 308 und über eine Hydraulikleitung des anderen Packers 312 werden die Packer so aktiviert, dass sie einen Ringraumbereich zwischen den beiden Packern abdichten.

Bei einer bevorzugten Ausführungsform werden die Fluidgeschwindigkeiten und Sättigungspegel direkt mit der Resistivitätsvorrichtung der Mehrfach-Sensor-Packung 312 oder der NMR-Sonde in dem NMR-empfindlichen Volumen unter Verwendung der NMR- Messungstechniken kombiniert mit Erfassungen des Druckgradienten über dem NMRempfindlichen Volumen bestimmt, um eine relative Permeabilität für einen gegebenen Sättigungspegel in dem empfindlichen Volumen zu ermitteln. Die Druckgradientenberechnung verwendet die absolute Permeabilität, die aus den Mobilitätsdaten für die Formationsratenanalyse abgeleitet wird, die die Formationsmobilität auf Untersuchungsbasis in die Permeabilität umwandelt. Dies wird durch Verwendung der NMR- oder Resistivitätssättigungsdaten erreicht, was nachstehend erörtert wird.

Die Erfassung und Verarbeitung der NMR-Daten für die Berechnung eines interessierenden Parameters für eine Formation sind bekannt. Bei einer bevorzugten Ausführungsform werden NMR-Parameter, T1 und T2 erhalten, wobei Doppel- oder Mehrfach-TE- und/oder Doppel- oder Mehrfach-TW-NMR-Daten und/oder Diffusionsdaten verwendet werden, um die Viskosität zu bestimmen und um die mit dem Formationstest bestimmte Mobilität in eine Bestimmung der relativen Permeabilität umzuwandeln. Bei einer bevorzugten Ausführung wird die relative Permeabilität (k) oder die Mobilität (k/µ)(µ = Viskosität) dadurch berechnet, dass ein Sättigungswert für eine Stelle in einer Formation bestimmt, dass ein Druckwert für die Stelle in der Formation gemessen und dass die relative Permeabilität für die Formation aus dem Sättigungswert und dem Druckwert an der Stelle in der Formation bestimmt wird. Bei einer bevorzugten Ausführung werden NMR-Messungen oder Messungen des spezifischen Widerstands verwendet, um die Sättigung der Benetzungsphase zu überwachen, d. h. das Wasser in der Formation, wobei die Druckmessungen in der Formation bei verschiedenen Sättigungen erfolgen. Die NMR-Messung ergibt auch die Viskosität.

Die NMR- oder Resistivitätsmessungen werden während des gleichen Bohrlochdurchgangs oder in einem gesonderten Bohrlochdurchgang wie der Durchgang für die Druckprüfung durchgeführt. Die NMR-Messungen ermöglichen eine Erfassung der Sättigungspegel in der Formation und tragen zur Bestimmung der relativen Permeabilität bei. Bei einer alternativen Ausgestaltung werden die Resistivitätsmessungen dazu verwendet, eine Abschätzung der Sättigungspegel in der Formationsstelle zu erhalten, während der Druck geprüft wird. Für die Feststellung der Sättigung der Formation werden Resistivitäts- oder dielektrische Einrichtungen verwendet.

Bei einer bevorzugten Ausführungsform werden die Fluidsättigungspegel in dem interessierenden NMR-Bereich in dem Formationsporenraum unter Verwendung von NMR bestimmt, während gleichzeitig die Formationsmobilität aus der Formations- oder Reservoir- Druckprüfung unter Verwendung von Analysemethoden bestimmt werden, wie sie in der US- Patentanmeldung 09/910,209, eingereicht am 10. Juli 2001 mit dem Titel "Vorrichtung und Verfahren zur In-situ-Analyse von Formationsfluiden" von Krueger et al., erörtert sind.

Wenn Formationsfluid aus der Formation während der Druckprüfung gepumpt wird, wird in die Formation eingedrungenes Wasser aus der Formation gepumpt, wodurch der Wassersättigungspegel verringert wird. Dementsprechend nimmt der Ölsättigungspegel mit der Zeit zu, wenn mit dem Pumpen fortgefahren wird. Dadurch verändert sich mit der Zeit der Wassersättigungspegel vor der Sonde, wenn das Wasser erschöpft ist. Der abnehmende Wassersättigungspegel wird dem NMR während des Pumpens von Wasser aus der Formation überwacht, während sich die Wasser- und Ölsättigung über der Zeit ändern.

Bei der bevorzugten Ausführung der vorliegenden Erfindung wird ein Fluid mit einer bekannten Viskosität in die Formation eingespritzt und werden NMR- oder Resistivitätsmessungen verwendet, um die Sättigungspegel in der Formation zu bestimmen, werden Druckverhalten gemessen, wird mehr Fluid in die Formation eingespritzt, um den Sättigungspegel in der Formation zu ändern, wird NMR oder Resistivität verwendet, um Sättigungspegel in der Formation zu bestimmen, und wird die relative Permeabilität oder Mobilität daraus ermittelt.

Die Bestimmung der Mobilität wird mit der Zeit wiederholt, wobei die Absenk-Aufbau- Bestimmung mit der Formationsprüfvorrichtung verwendet wird. Diese zwei Schritte werden wiederholt, bis man den mobilen Fluidsättigungspegel und die effektive Permeabilität bei jedem NMR- oder resistivitätsgemessenen Sättigungspegel bestimmt hat. Das Verfahren ist vollständig, wenn die Wassersättigung nicht mehr abnimmt oder sich nach einem vernünftigen Zeitraum ausgeglichen hat und dadurch auf dem "wahren" irreduziblen Fluidsättigungspegel angekommen ist. Dieser irreduzible Fluidsättigungspegel ist der Wassersättigungspegel, der bei weiterem Abpumpen aus der Formation nicht mehr abnimmt. Der irreduzible Wassersättigungspegel ist für die Bestimmung der Produktivität einer Formation von Bedeutung. Der irreduzible Wassersättigungspegel kann durch Einspritzen eines Ergänzungsfluids, wie nachstehend erläutert, verbessert werden.

Diese Daten für die Sättigung und effektive Mobilität über der Zeit ermöglichen das Auftragen einer Kurve der relativen Permeabilität, wie sie in Fig. 4 gezeigt ist, aus den berechneten Daten. Wenn der Bohrschlamm auf Wasser basiert, ergibt dieser Prozess K_ro, nämlich die relative Permeabilität des Öls bei verschiedenen Wassersättigungspegeln, wenn Bohrschlamm in die oder aus der Formation gepumpt wird. Bei einer bevorzugten Ausgestaltung berechnet die Ausführung eines Abfall-Aufbau-Tests, während die NMR- oder Resistivitätbeobachteten Fluidsättigungen stabilisiert worden sind, eine relative Permeabilität für den "Endpunkt".

Die Wirksamkeit der Verwendung eines Ergänzungsfluids in der Formation wird durch die vorliegende Erfindung bestimmt. Bei einer bevorzugten Ausgestaltung wird Ergänzungsfluid in die Formation gepumpt, bis die maximale Sättigung erreicht ist. Durch Pumpen des Ergänzungsfluids zurück aus der Formation kann die vorliegende Erfindung Änderungen in der Benetzbarkeit unter Verwendung der NMR-Daten zur Erfassung der potenziellen Wirksamkeit der Verwendung des Ergänzungsfluids zur Produktionserhöhung in dem Bohrloch überwachen. Wenn beispielsweise ein unterer irreduzierbarer Fluidsättigungspegel nach dem Einspritzen und Entfernen von Ergänzungsfluid erreicht ist, zeigt dies an, dass die Formation aus der Verwendung von Ergänzungsfluid wahrscheinlich Nutzen ziehen würde. Die vorliegende Erfindung spritzt auch ein Fluid mit bekannten NMR- oder Resistivitäseigenschaften in die Formation zur Verwendung als Indikator für die Bewegungsverfolgung des eingespritzten Fluids ein.

Die vorliegende Erfindung bestimmt auch die Benetzbarkeit der Formation, d. h. die Affinität der Formation für Wasser oder Öl. Ergänzungsfluide enthalten die Benetzbarkeit ändernde Fluide (um die Formation wasserbenetzt zu machen) und werden in die Formation und dann daraus weggepumpt, wobei die Kombination aus Absenkprüfung und NMR-Prüfung verwendet wird, um zu bestimmen, ob die irreduzible Sättigung nach dem Einspritzen und Entfernen des Ergänzungsfluids geringer ist als der irreduzible Sättigungspegel vor dem Einspritzen des Ergänzungsfluids.

Die vorliegende Erfindung bestimmt auch die Unversehrtheit der Dichtung zwischen der Bohrlochwand und dem Vorrichtungssondenpuffer. Bei einer typischen Drahtseilumgebung sammelt das Bohrloch einen Schlammkuchen an der Bohrlochwand mit einer Dicke von 1 bis 3 mm an. Der Schlammkuchen kann eine Abdichtung der ausfahrbaren Sonde und des Puffers mit der Bohrwand beeinträchtigen oder verhindern. Die vorliegende Erfindung bestimmt die NMR-Fluidgeschwindigkeit und vergleicht sie mit dem theoretischen Modell basierend auf der Fluidgeschwindigkeit für die Formation, die für die Absenkrate verwendet wird. Wenn die gemessenen und theoretischen Geschwindigkeiten übereinstimmen, wird eine gute Sondenabdichtung angezeigt. Wenn die gemessene Geschwindigkeit kleiner ist als die theoretische Geschwindigkeit, wird ein Leck in der Sondenabdichtung angezeigt. Die vorliegende Erfindung zeigt auch an, wenn die Sonde während des Absenktests verstopft, indem sofort festgestellt wird, wenn keine Strömungsgeschwindigkeit in der Formation mehr vorhanden ist, auch wenn sich ein Druck in der Vorrichtung aufbauen kann.

Die NMR-Daten werden mit oder ohne Druckgradient in dem interessierenden Bereich genommen, um zu bestimmen, welches Fluid bewegbar und welches Fluid nicht bewegbar ist. Die NMR-Versuchsparameter werden ausgewählt, um nur das irreduzible Fluid aufzuspüren, so das Fluid, das für einen relativ langen Zeitraum von beispielsweise 500 ms an Ort und Stelle verbleibt. Die vorliegende Erfindung spritzt auch Fluide ein, die mit hyperpolarisierten Elemente gemischt sind, beispielsweise Zenon, Argon oder Heliumgas oder irgendein anderes mit NMR verfolgbares Element. Diese hyperpolarisierten Elemente verstärken das NMR- Signal und ein Ansprechen, wodurch das Verhältnis von Signal zu Rauschen für die NMR- Messungen gesteigert wird. Die vorliegende Erfindung stellt auch Daten für ein intelligentes Vervollständigungssystem bereit, Daten, die sich darauf beziehen, ob Fluide oder Feststoffe in der Formation bewegt werden. Beispielsweise wäre eine Bewegung von Sand in der Formation, die in einer Gewinnungssituation unerwünscht wäre, von besonderem Interesse für ein intelligentes Vervollständigungssystem.

Obwohl zur Veranschaulichung eine bevorzugte Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung aufgezeigt wurde, erfolgte dies nur beispielsweise und soll den Rahme nicht definieren oder begrenzen, der durch die folgenden Ansprüche angegeben wird.

Claims

1. Bohrlochvorrichtung
mit einer Sonde, die im Bohrloch angrenzend an eine umgebende Formation eingesetzt wird,
mit einer Druckmessvorrichtung, die der Sonde zugeordnet ist, um eine Fluidmobilität für eine Stelle in der Formation zu bestimmen,
mit einer Vorrichtung zum Messen eines Sättigungspegels für die Stelle in der Formation, und
mit einer Komponente der relativen Permeabilität zur Berechnung eines Werts der relativen Permeabilität, der durch den Permeabilitätswert für die Stelle an dem Sättigungspegel für die Stelle dargestellt wird.

2. Bohrlochvorrichtung nach Anspruch 1, bei welcher die Vorrichtung zum Messen eines Sättigungspegels eine NMR-Vorrichtung aufweist.

3. Bohrlochvorrichtung nach Anspruch 1, bei welcher die Vorrichtung zum Messen eines Sättigungspegels eine Resistivitätsvorrichtung ist.

4. Bohrlochvorrichtung nach Anspruch 1, welche weiterhin einen Injektor zum Einspritzen eines Fluids in die Formation aufweist.

5. Verfahren zum Bestimmen der relativen Permeabilität für eine Formation, bei welchem
ein Sättigungswert für eine Stelle in einer Formation bestimmt wird,
ein Druckwert für die Stelle in der Formation gemessen wird, und
die relative Permeabilität für die Formation aus dem Sättigungswert und dem Druckwert an der Stelle in der Formation bestimmt wird.

6. Verfahren nach Anspruch 5, bei welchem weiterhin
eine Kernmagnetresonanzmessung an der Stelle in der Formation ausgeführt wird,
die Viskosität an der Stelle in der Formation aus der NMR-Messung bestimmt wird, und
die Permeabilität aus der Mobilität berechnet wird.

7. Bohrlochvorrichtung nach Anspruch 5, welche weiterhin eine Prozessor zum Vergleichen der Mobilität aus der Formationsprüfung der NMR-Permeabilität zur Einstellung der NMR-Parameter aufweist.

8. Verfahren zum Berechnen der Formationsproduktivität, bei welchem
eine NMR- und Druckmessungsvorrichtung in einem Bohrloch angrenzend an eine Formation eingesetzt werden,
die Mobilität für eine Stelle in der Formation durch eine Druckprüfung gemessen wird,
der Sättigungspegel für die Stelle durch NMR gemessen wird, und
die Permeabilität für die gemessene Mobilität und Sättigung an der Formationsstelle berechnet wird.

9. Verfahren nach Anspruch 8, welches weiterhin die Umwandlung der Mobilität in die Permeabilität unter Verwendung von Viskositätsdaten aufweist.

10. Verfahren nach Anspruch 8, welches weiterhin ein fortgesetztes Messen der Mobilität und Sättigung aufweist, um die Permeabilität bei verschiedenen Sättigungswerten zu berechnen, bis der Sättigungswert aufhört sich zu ändern, während aus der Formation für die Druckprüfung abgepumpt wird.

11. Verfahren nach Anspruch 10, bei welchem weiterhin der irreduzierbare Sättigungspegel berechnet wird.

12. Verfahren nach Anspruch 11, bei welchem weiterhin Ergänzungsfluid in die Formation eingespritzt und der irreduzierbare Sättigungspegel berechnet wird.

13. Verfahren nach Anspruch 11, welches weiterhin das Einspritzen von Ergänzungsfluid in die Formation und das Berechnen eines bewegbaren Sättigungspegels aufweist.

14. Verfahren nach Anspruch 8, welches weiterhin das Einmischen eines hyperpolarisierten Mittels in das Fluid zur Erhöhung des Verhältnisses von Signal zu Rauschen für die NMR-Messungen und das Einspritzen des das überpolarisierte Mittel enthaltenden Fluids in die Formation aufweist.

15. Verfahren nach Anspruch 8, welches weiterhin das Abpumpen von Fluid aus der Formation durch eine Flussleitung und das Überwachen des Durchsatzes aufweist, um zu bestimmen, wenn die Flussleitung verstopft wird.

16. Verfahren nach Anspruch 8, welche weiterhin das Messen des Fluidstroms in einer Sonde und das Vergleichen des gemessenen Fluidstroms mit einem hypothetischen Fluidstrom für den Druckgradienten aufweist, der durch die Sonde erzeugt wird, um zu bestimmen, wenn die Sonde zu der Bohrlochwand abgedichtet ist.

17. Verfahren nach Anspruch 8, welches weiterhin das Bereitstellen von Informationen für ein intelligentes Vervollständigungssystem aufweist.

18. Verfahren nach Anspruch 8, welches weiterhin ein Prüffluid in einer Sonde aufweist, um zu bestimmen, ob das Fluid Bohrlochfluid oder Formationsfluid ist.

19. Verfahren nach Anspruch 8, welches weiterhin das Bestimmen einer Endpunktpermeabilität für wenigstens Öl oder Wasser aufweist.

20. Verfahren nach Anspruch 5, welches weiterhin das Messen der Resistivität für eine Stelle in der Formation, das Überwachen der Fluidsättigung und das Berechnen der relativen Permeabilität aufweist.

21. Verfahren zum Bestimmen der relativen Permeabilität in einer Formation, bei welchem
ein Fluid mit einer bekannten Viskosität in eine Formationsstelle eingespritzt wird,
der Sättigungspegel unter Verwendung einer Vorrichtung bestimmt wird, um einen Sättigungspegel in der Formationsstelle zu ermitteln,
die Druckansprechungen in der Formation gemessen werden,
zusätzliches Fluid in die Formation zur Änderung des Sättigungspegels in der Formation eingespritzt wird,
Sättigungspegel in der Formation bestimmt werden, und
die relative Permeabilität ermittelt wird.