DE112016001917T5

DE112016001917T5 - Korrigieren der Wirkung von Ablenkungen und Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen in geschichteten Formationen

Info

Publication number: DE112016001917T5
Application number: DE112016001917.3T
Authority: DE
Inventors: Mehdi Eftekhari Far; John Andrew Quirein; Natasa Mekic
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2015-06-30
Filing date: 2016-01-28
Publication date: 2018-01-11
Also published as: WO2017003517A1; GB201719286D0; US20180210103A1; FR3038338A1; MX2017015209A; US10191167B2; GB2554597A

Abstract

Systeme und Verfahren zum gleichzeitigen Korrigieren der Wirkungen von Ablenkung und Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen in geschichteten Formationen und Validieren der korrigierten Akustik-Log-Messungen mithilfe von gesteinsphysikalischen Cross-Plots.

Description

QUERVERWEIS AUF VERWANDTE ANMELDUNGEN
Hiermit wird die Priorität der am 30. Juni 2015 eingereichten provisorischen US-Patentanmeldung Nr. 62/186,975 beansprucht, wobei deren Beschreibung durch Verweis hierin einbezogen ist.
GEBIET DER OFFENBARUNG
Die vorliegende Offenbarung betrifft allgemein Systeme und Verfahren zum Korrigieren der Wirkungen von Ablenkung und Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen in geschichteten Formationen. Im Besonderen betrifft die vorliegende Offenbarung das gleichzeitige Korrigieren der Wirkungen von Ablenkung und Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen in geschichteten Formationen und das Validieren der korrigierten Akustik-Log-Messungen mit gesteinsphysikalischen Cross-Plots.
STAND DER TECHNIK
In geschichteten Gesteinen wie Schiefer breiten sich Kompressions- und Scherwellen mit unterschiedlichen Geschwindigkeiten in unterschiedliche Richtungen aus. Wenn daher Bohrlöcher mit einem in Bezug auf die Schieferung oder Ablagerung von 0 oder 90 Grad verschiedenen Winkel (d. h. abgelenkte Bohrungen) gebohrt werden, unterscheiden sich die entlang der Bohrungen gemessenen Geschwindigkeiten von den Geschwindigkeiten parallel oder senkrecht zur Schieferung. 1 zeigt eine abgelenkte Bohrung, die in einem Winkel θ durch ein geschichtetes Medium gebohrt wurde. Was in dieser Abbildung eigentlich gemessen wird, ist die Geschwindigkeit entlang des Winkels (Vθ). Die gleiche Situation besteht, wenn eine vertikale oder horizontale Bohrung in eine abfallende Schicht mit Schieferung gebohrt wird. In jedem dieser Fälle wird der Winkel (Vθ) gemessen und ist eine Korrektur der Ablenkung oder Anisotropie erforderlich, um die vertikale Geschwindigkeit (V0) oder die horizontale Geschwindigkeit (V90) zu erhalten, wenn die Bohrung fast horizontal ist. Da Akustik-Log-Messungen in vielen anderen Anwendungsgebieten eingesetzt werden, zum Beispiel für Geomechanik, Hydraulic Fracturing, Bohrloch-Seismik und Bohrlochstabilität, sind solche Korrekturen entscheidend.
Es gibt eine begrenzte Anzahl von veröffentlichten Techniken zur Abweichungskorrektur; doch kommen diese Techniken in der Akustikmessbranche nicht oft zum Einsatz. Auch können solche Techniken, wenn sie denn eingesetzt werden, moderne echometrische Vorrichtungen wie Dipolschall statt des preisgünstigeren Monopolschalls erfordern. Außerdem handelt es sich bei einigen dieser Techniken um intervallbasierte Verfahren – das heißt, sie gehen davon aus, dass jedes Intervall (jede lithologische Schicht) konstante Anisotropieparameter aufweist, was in echtem Boden nicht der Fall ist. Einige dieser Techniken nehmen auch an, dass eine Gruppengeschwindigkeit anstelle der stärker bevorzugten Phasengeschwindigkeiten gemessen wird. Dennoch korrigieren solche Techniken nicht die Wirkungen von Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen in geschichteten Formationen.
Um die korrigierten Akustik-Log-Messungen zu validieren, können herkömmliche Techniken Akustik-Log-Messungen von senkrechten oder nahezu senkrechten Bohrungen erfordern, die sich in der Nähe des Standorts der abgelenkten Bohrung befinden, auf die die Korrektur angewendet wird. Selbst wenn man annimmt, dass Akustik-Log-Messungen von benachbarten Bohrlöchern verfügbar sind, kann der Prozess des Validierens der korrigierten Akustik-Log-Messungen kostspielig sein. Herkömmliche Techniken werden somit in der Akustikmessbranche nicht oft praktiziert, und mechanische Eigenschaften, die anhand von Akustik-Log-Messungen interpretiert werden, können ungenau sein.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Die vorliegende Offenbarung wird im Folgenden mit Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen beschrieben, in denen gleiche Elemente mit gleichen Bezugszahlen gekennzeichnet sind. In diesen gilt:
1 zeigt eine abgelenkte Bohrung in einem geschichteten Medium.
2A ist eine graphische Darstellung, die ein exemplarisches Diagramm eines Thomsen-Parameters (Epsilon) in Abhängigkeit von der Summe des Lehm- und Kerogenvolumens (%) zeigt.
2B ist eine graphische Darstellung, die ein exemplarisches Diagramm eines Thomsen-Parameters (Gamma) in Abhängigkeit von der Summe des Lehm- und Kerogenvolumens (%) zeigt.
3A ist eine graphische Darstellung, die ein exemplarisches Diagramm einer Original-Akustik-Log-Messung der Kompressionsschallgeschwindigkeit (Vp) dividiert durch die Scherschallgeschwindigkeit (Vs) in Abhängigkeit von der Kompressionslangsamkeit (DTC) zeigt.
3B ist eine graphische Darstellung, die ein exemplarisches Diagramm korrigierter Akustik-Log-Messungen aus 3A zeigt.
4 ist ein Flussdiagramm, das eine Ausführungsform eines Verfahrens zum Umsetzen der vorliegenden Offenbarung zeigt, bei dem Vp und Vs gleichzeitig optimiert werden.
5 ist ein Flussdiagramm, das eine Ausführungsform eines Verfahrens zum Umsetzen der vorliegenden Offenbarung zeigt, bei dem V_SH optimiert und zur Optimierung von Vp und V_SV verwendet wird.
6 zeigt simulierte Akustik-Logs für Ablenkung und zum Vergleich von tatsächlichen oder gemessenen Werten von Geschwindigkeitseigenschaften/-parametern mit Werten für die gleichen Geschwindigkeitseigenschaften/-parameter in einer abgelenkten Bohrung, die entsprechend dem Verfahren aus 11 korrigiert wurden.
7 zeigt simulierte Akustik-Logs für Ablenkung und zum Vergleich von tatsächlichen oder gemessenen Werten von Geschwindigkeitseigenschaften/-parametern mit Werten für die gleichen Geschwindigkeitseigenschaften/-parameter in einer abgelenkten Bohrung, die entsprechend dem Verfahren aus 11 korrigiert wurden.
8 zeigt simulierte Akustik-Logs für Ablenkung und zum Vergleich von tatsächlichen oder gemessenen Werten von Geschwindigkeitseigenschaften/-parametern mit Werten für die gleichen Geschwindigkeitseigenschaften/-parameter in einer abgelenkten Bohrung, die entsprechend dem Verfahren aus 11 korrigiert wurden.
9 zeigt simulierte Akustik-Logs für Ablenkung und zum Vergleich von tatsächlichen oder gemessenen Werten von Geschwindigkeitseigenschaften/-parametern mit Werten für die gleichen Geschwindigkeitseigenschaften/-parameter in einer abgelenkten Bohrung, die entsprechend dem Verfahren aus 11 korrigiert wurden.
10 ist ein Blockdiagramm, das eine Ausführungsform eines Computersystems zum Umsetzen der vorliegenden Offenbarung zeigt.
11A–11B sind ein Flussdiagramm, das eine andere Ausführungsform eines Verfahrens zum Umsetzen der vorliegenden Offenbarung zeigt, bei dem Vp und Vs gleichzeitig optimiert werden oder bei dem V_SH optimiert und zur Optimierung von Vp und V_SV verwendet wird.
AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG VON BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORMEN
Die vorliegende Offenbarung überwindet einen oder mehrere Mängel des Standes der Technik, indem sie Systeme und Verfahren für das gleichzeitige Korrigieren der Wirkungen von Ablenkung und Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen in geschichteten Formationen und das Validieren der korrigierten Akustik-Log-Messungen mit gesteinsphysikalischen Cross-Plots bereitstellt.
In einer Ausführungsform beinhaltet die vorliegende Offenbarung ein Verfahren zum Korrigieren der Wirkungen von Ablenkung und Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen, das Folgendes umfasst: a) Definieren von Thomsen-Parametern für jede Log-Messtiefe unter Verwendung von mindestens einer von einer oder mehreren Formationskonstituenten, einer oder mehreren vorbestimmten Formationsbeschränkungen, einen oder mehrere vorbestimmte Formationstypgrenzwerte und maximale Thomsen-Parameter für die Formation; b) Berechnen von Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neuen Thomsen-Parametern durch Korrigieren von DTS und DTC für Ablenkung und Dispersion mithilfe der Thomsen-Parameter und eines nichtlinearen Solvers und eines Computerprozessors; und c) Darstellen der tatsächlichen Log-Messungen und der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ, neuen Thomsen-Parameter auf jeweiligen separaten graphischen Darstellungen.
In einer weiteren Ausführungsform beinhaltet die vorliegende Offenbarung eine nicht-transitorische Programmträgervorrichtung, die in physischer Form ausführbare Anweisungen zum Korrigieren der Wirkungen von Ablenkung und Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen trägt, wobei die Anweisungen zur Umsetzung von Folgendem ausführbar sind: a) Definieren von Thomsen-Parametern für jede Log-Messtiefe unter Verwendung von mindestens einer von einer oder mehreren Formationskonstituenten, einer oder mehreren vorbestimmten Formationsbeschränkungen, einen oder mehrere vorbestimmte Formationstypgrenzwerte und maximale Thomsen-Parameter für die Formation; b) Berechnen von Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neuen Thomsen-Parametern durch Korrigieren von DTS und DTC für Ablenkung und Dispersion mithilfe der Thomsen-Parameter und eines nichtlinearen Solvers; und c) Darstellen der tatsächlichen Log-Messungen und der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ, neuen Thomsen-Parameter auf jeweiligen separaten graphischen Darstellungen.
In einer noch weiteren Ausführungsform beinhaltet die vorliegende Offenbarung eine nicht-transitorische Programmträgervorrichtung, die in physischer Form computerausführbare Anweisungen zum Korrigieren der Wirkungen von Ablenkung und Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen trägt, wobei die Anweisungen zur Umsetzung von Folgendem ausführbar sind: a) Definieren von Thomsen-Parametern für jede Log-Messtiefe unter Verwendung von mindestens einer von einer oder mehreren Formationskonstituenten, einer oder mehreren vorbestimmten Formationsbeschränkungen, einem oder mehreren vorbestimmten Formationstypgrenzwerten und maximalen Thomsen-Parametern für die Formation; b) Berechnen von Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neuen Thomsen-Parametern durch Korrigieren von DTS und DTC für Ablenkung und Dispersion mithilfe der Thomsen-Parameter und eines nichtlinearen Solvers; und c) Darstellen der tatsächlichen Log-Messungen und der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ, neuen Thomsen-Parameter auf jeweiligen separaten graphischen Darstellungen.
Der Gegenstand der vorliegenden Offenbarung wird mit Genauigkeit beschrieben, doch soll die Beschreibung selbst den Umfang der Offenbarung nicht einschränken. Der Gegenstand könnte somit in Verbindung mit anderen gegenwärtigen oder künftigen Technologien auch auf andere Weise ausgeführt sein, um andere Strukturen, Schritte und/oder Kombinationen zu beinhalten, die den hierin beschriebenen gleichen. Der Begriff „Schritt” sollte, auch wenn er hierin verwendet wird, um unterschiedliche Elemente des genutzten Verfahren zu beschreiben, nicht so ausgelegt werden, als impliziere er eine bestimmte Reihenfolge zwischen den verschiedenen offenbarten Schritten, sofern er nicht anderweitig durch die Beschreibung ausdrücklich auf eine bestimmte Reihenfolge beschränkt wird. Während die vorliegende Offenbarung in der Öl- und Gasindustrie angewendet werden kann, ist sie nicht darauf beschränkt und kann auch in anderen Branchen (z. B. dem Bohren von Wasserbrunnen) zum Erreichen gleichartiger Ergebnisse eingesetzt werden.
VERFAHRENSBESCHREIBUNG
Die hierin beschriebenen Verfahren zeigen, dass die Wirkungen der Richtungsabhängigkeit von Wellengeschwindigkeiten in Gesteinen, die als Anisotropie oder Ablenkung bezeichnet wird, und die Dispersion auf Akustik-Log-Messungen für abgelenkte Bohrungen in geschichteten Formationen vor oder nach dem Bohren (Messen beim Bohren (LWD) oder Drahtleitung) gleichzeitig korrigiert werden können. Die folgende Beschreibung des Korrekturverfahrens wird auch durch die Verfahren in 4–5 dargestellt, die in 11A–11B bereinigt werden.
In einem geschichteten Medium, das manchmal als vertikal transversal isotropisch (VTI) bezeichnet wird, gibt es eine Reihe von Wellenarten, die mithilfe von Akustik-Logs gemessen werden können. Die wichtigsten Wellenarten sind V_SH, V_SV (Scherwellengeschwindigkeiten mit horizontaler bzw. vertikaler Polarisierung) und V_P (Kompressionswellengeschwindigkeit). Bei Scherwellen treten zusätzlich zur Ablenkungskorrektur manchmal Dispersionswirkungen bei LWD-Messungen auf, die ebenfalls korrigiert werden müssen. In Abhängigkeit von den Instrumenten, die Schallgeschwindigkeiten in Gesteinsformationen messen, wird oft nur eine Art von Scherwellen gemessen. Daher funktioniert das hierin offenbarte Korrekturverfahren nur bei einer einzelnen Scherwelle oder bei beiden (V_SH ist normalerweise schneller als V_SV). Infolge dessen kann die V_SV aus den Akustik-Log-Messungen für V_SH entlang des Bohrlochs rekonstruiert werden.
Die Formeln für Kompressions- und Scherwellen in VTI-Medien, welche die Thomsen-Parameter ε, γ und δ beinhalten, lauten:
wobei θ der Winkel der Wellenausbreitung (der Winkel zwischen Bohrloch und Schieferung), d (in Formel (1)) die Dispersion, α das Gleiche wie V_p(0) und β das Gleiche wie V_s(0) ist. Die Thomsen-Parameter ε, γ und δ sind als Steifigkeitsmatrixkomponenten C_ij wie in den Formeln (4–6) dargestellt definiert.
C_ij-Komponenten in VTI-Medien lassen sich mithilfe von unterschiedlichen Wellengeschwindigkeiten ausdrücken, die durch die Formeln (7–9) ausgedrückt sind:
Ein nichtlinearer Solver kann verwendet werden, um eine optimale Menge von Werten für vertikale und horizontale Geschwindigkeiten zu finden, um die Differenz zwischen der gemessenen Vθ und der mit den Formeln (1 und 3) erhaltenen modellierten Vθ zu minimieren. Mit anderen Worten stört der Solver die Werte der Thomsen-Parameter und Geschwindigkeiten V_p(0) und V_s(0), bis er ein Minimum in der Differenz zwischen den modellierten und den gemessenen Daten findet. Dabei wird mit den Thomsen-Parametern eine Reihe von Beschränkungen verfügt. Die Verwendung der Thomsen-Parameter ist komfortabel, denn dies sind dimensionslose Zahlen kleiner als 1, die die Beziehung zwischen Geschwindigkeiten in verschiedenen Richtungen bestimmen. Die Beschränkungen werden somit in Form der Thomsen-Parameter verfügt, doch bleiben die Geschwindigkeiten Variablen. Schieferung und Anisotropie sind in Schieferformationen häufiger anzutreffen. Schieferformationen haben tendenziell höhere Gammastrahlen-Ablesewerte bei Bohrlochmessungen. Daher werden die Beschränkungen für die Thomsen-Parameter mit Gammastrahlendaten skaliert. Das heißt, dass Intervalle mit höheren Gammastrahlenwerten größere (anisotropischere) Thomsen-Parameter aufweisen und umgekehrt. Die Beschränkungen für die Thomsen-Parameter werden durch Definieren der „sauberen” (clean) und „Schiefer”-Gammastrahlen-Ablesewerte (shale) skaliert. Mit den Formeln (10–12) können die Beschränkungen für die Thomsen-Parameter skaliert werden. Die Maximalwerte für die Thomsen-Parameter sollten anhand von Kernmessungen oder einer Kombination aus vertikalen, horizontalen und 45-Grad-Geschwindigkeitsmessungen aus dem gleichen Bohrloch oder aus benachbarten Bohrlöchern gewählt werden.
Das Skalieren (d. h. das Definieren der Beschränkungen) der Beschränkungen für die Thomsen-Parameter kann vielleicht genauer definiert werden, wenn relevantere Parameter wie das Lehmvolumen, das Schiefervolumen und/oder der Kerogengehalt verwendet werden. In 2A zeigt eine graphische Darstellung ein beispielhaftes Diagramm eines Thomsen-Parameters (Epsilon) in Abhängigkeit von der Summe des Lehm- und Kerogenvolumens (%). In 2B zeigt eine graphische Darstellung ein beispielhaftes Diagramm eines Thomsen-Parameters (Gamma) als Funktion der Summe des Lehm- und Kerogenvolumens (%). 2A–2B veranschaulichen somit die Beziehungen zwischen Anisotropien von P-Welle (Epsilon) und S-Welle (Gamma) mit dem Volumen von Lehm und Kerogen. Diese Parameter erfordern zusätzliche Bohrlochmessungen oder Interpretationen wie ein spektrales Gammastrahlen-Log oder interpretiertes Kerogenvolumen. Daher werden die Formeln (10–12) für Situationen angenommen, in denen Gammastrahlen-Messdaten verfügbar sind. Wenn weitere Daten verfügbar sind, können die Formeln (10–12) modifiziert werden, wie dies durch die Formeln (13–14) demonstriert wird: ε = ε₁V_Lehm + ε₂V_Kerogen (13) γ = γ₁V_Lehm + γ₂V_Kerogen (14) oder können die Formeln (10–12) in Abhängigkeit von den Thomsen-Parametern in der Formel (15) modifiziert werden: δ = f(ε, γ) (15)
Es können auch komplexere, nichtlineare Formeln verwendet werden. Die Korrektur wird für jede Messung (d. h. Datenpunkt) separat durchgeführt. Das heißt, dass es keine Mittelwertbildung von Eigenschaften oder den Erhalt eines repräsentativen Werts für Geschwindigkeiten für ein ganzes Intervall gibt. Die Korrektur wird zuerst für V_P und V_SH durchgeführt, um die vertikale (V_SV), horizontale (Vsh) und 45-Grad-Geschwindigkeit (V45) und so die Thomsen-Parameter zu erhalten. Dann kann unter Verwendung von Formel (2) V_SV(θ) berechnet werden, als würde sie entlang des Bohrlochs gemessen. Wenn die V_SV(θ) auch mit modifizierten Instrumenten wie Dipolschall ermittelt wird, kann die Korrektur entweder gleichzeitig oder separat für alle 3 Arten von Geschwindigkeitswellen erfolgen.
Wenn zum Beispiel ein Cross-Plot von Vp gegenüber Vs angefertigt wird, sollten Schallmessungen für bestimmte Gesteinsarten in der Nähe von vordefinierten Linien liegen, die berichtete Trends darstellen. Wohlbekannte gesteinsphysikalische Cross-Plots (z. B. Castagna Mudrock und Brie) können so zum Validieren der Ergebnisse der Geschwindigkeitskorrektur verwendet werden. Es ist zu beachten, dass diese Cross-Plots entsprechend dem Standort des Bohrlochs rekonstruiert werden können, um eine genauere Darstellung der Gesteinsphysik für das Gebiet zu erreichen. Nach der Geschwindigkeitskorrektur sollten die Akustik-Log-Messungen in den Cross-Plots in der Nähe der vordefinierten Linien liegen, die berichtete Trends darstellen. Wenn die Akustik-Log-Messungen nach der Korrektur noch immer nicht mit solchen Trends übereinstimmen, können die Extrema (ε_max, γ_max, δ_max, GR_clean, GR_shale) verändert werden, bevor das Korrekturverfahren wiederholt wird.
In 3A zeigt eine graphische Darstellung ein beispielhaftes Diagramm einer Original-Akustik-Log-Messung der Kompressionsschallgeschwindigkeit (Vp) dividiert durch die Scherschallgeschwindigkeit (Vs) in Abhängigkeit von der Kompressionslangsamkeit (DTC). Die Original-Akustik-Log-Messungen von bestimmten Schiefergesteinen sollten in der Nähe einer vordefinierten Schieferlinie liegen, die berichtete Trends für Schiefer darstellt. In 3A sollten die Original-Akustik-Log-Messungen in der Nähe der mittleren Schieferlinie liegen, doch das tun sie nicht. Stattdessen liegen sie in der Nähe der Brie-Linie und weiter entfernt von der Castagna-Linie, die berichtete gesteinsphysikalische Trends darstellt. In 3B zeigt eine graphische Darstellung ein beispielhaftes Diagramm der korrigierten Akustik-Log-Messungen aus 3A. In 3B liegen die Akustik-Log-Messungen in der Nähe der mittleren Schieferlinie. 3A–3B zeigen somit, wie gesteinsphysikalische Cross-Plots zur Validierung der Geschwindigkeitsablenkungskorrektur verwendet werden können. Es ist zu beachten, dass während der Korrektur keine auf den Trendlinien von Brie oder Castagna basierenden Beschränkungen verfügt wurden, da dies die Korrekturergebnisse beeinflussen würde.
11A–11B, auf die nunmehr Bezug genommen wird, zeigen ein Flussdiagramm, das eine weitere Ausführungsform eines Verfahrens 1100 zum Umsetzen der vorliegenden Offenbarung darstellt, bei dem Vp und Vs gleichzeitig optimiert werden oder bei dem V_SH optimiert und V_SH dann zur Optimierung von Vp und V_SV verwendet wird.
In Schritt 1102 werden Formationskonstituenten (z. B. Mineralogie, organischer Kohlenstoff, Kerogen) durch Interpretieren der Akustik-Log-Messungen aus einem oder mehreren Bohrlöchern in der Formation mit Hilfe von Techniken bestimmt, die im Stand der Technik wohlbekannt für die Formationsbeurteilung sind.
In Schritt 1104 werden anhand der Lithologie für jede Log-Messung und Art von Log-Messung vorbestimmte Formationsbeschränkungen (z. B. Log-Messbereiche) und Formationstypgrenzwerte (z. B. minimale/maximale Gammastrahlen-Messwerte) für die einzelnen Log-Messungen aus Schritt 1102 identifiziert.
In Schritt 1105 werden maximale Thomsen-Parameter für die Formation durch Interpretieren von geophysikalischen Daten (z. B. Bohrkerndaten, vertikalseismische Profildaten, flächenseismische Daten) aus der Formation mithilfe der Formeln (10–12) oder (13–15) und im Stand der Technik für die Formationsbeurteilung wohlbekannten Techniken bestimmt.
In Schritt 1106 werden Thomsen-Parameter für jede Log-Messtiefe in der Formation mithilfe von mindestens einem der in Schritt 1102 bestimmten Formationskonstituenten, der in Schritt 1104 identifizierten vorbestimmten Formationsbeschränkungen und Formationsgrenzwerte, der in Schritt 1105 bestimmten maximalen Thomsen-Parameter und der Formeln (10–12) oder (13–15) definiert. In den Formeln (10–12) ist die Formationskonstituente zum Beispiel Schiefer und die vorbestimmten Formationsbeschränkungen und Formationsgrenzwerte sind Gammastrahlen- oder Lehmvolumen-Messungen.
In Schritt 1108 werden Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neue Thomsen-Parameter durch Korrigieren von DTS (V_S) und DTC (V_P) auf Ablenkung und Dispersion mithilfe der in Schritt 1106 bestimmten Thomsen-Parametern und eines nichtlinearen Solvers in der hierein für die Korrektur von V_S und V_P beschriebenen Art und Weise berechnet.
In Schritt 1110 können die in Schritt 1102 verwendeten tatsächlichen Log-Messungen und die in Schritt 1108 berechneten Größen Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neue Thomsen-Parameter in separaten graphischen Darstellungen mit einer Brie-Cross-Plot-Linie, einer Castagna-Cross-Plot-Linie und einer vorbestimmten Gesteinsartlinie auf die mit Bezug auf 3A–3B beschriebene Art und Weise erfasst werden.
In Schritt 1112 bestimmt das Verfahren 1100, ob die in Schritt 1108 berechneten Größen Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neue Thomsen-Parameter gültig sind, und zwar anhand eines Vergleichs der graphischen Darstellungen aus Schritt 1110 und eines separaten Vergleichs der tatsächlichen Log-Messungen aus Schritt 1102 und der berechneten (korrigierten) Log-Messungen aus Schritt 1108. Auf Gültigkeit kann geschlossen werden, wenn jeder der Vergleiche nachweist, dass die verglichenen Ergebnisse innerhalb einer vorbestimmten Fehlerspanne liegen. Wenn die in Schritt 1108 berechneten Größen Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neue Thomsen-Parameter gültig sind, endet das Verfahren 1100. Andernfalls geht das Verfahren 1100 weiter zu Schritt 1114.
In Schritt 1114 wird mindestens eine von unterschiedlichen Interpretationstechniken und werden neue tatsächliche Log-Messungen ausgewählt, dann kehrt das Verfahren 1100 zu Schritt 1102 zurück.
BEISPIEL
In dem Beispiel wurden veröffentlichte Ultraschalldaten mit den Formeln (1–3) verwendet, um die Geschwindigkeit bei den in der ersten simulierten Akustik-Log-Messung von 6–9 zu modellieren (simulieren). Die modellierten Geschwindigkeiten (Vp(theta), Vsv(theta), Vsh(theta)) wurden verwendet, um die Richtigkeit der korrigierten vertikalen und horizontalen Geschwindigkeiten zu bestimmen. Dabei wurde von Schätzwerten der Thomsen-Parameter ausgegangen. In 6–7 wurde weißes Rauschen zu den Istwerten der Thomsen-Parameter hinzugefügt und die Werte mit weißem Rauschen wurden als tatsächliche Akustik-Log-Messdaten verwendet. In 8–9 wurde die gleiche Art von Prüfung für Daten aus vier verschiedenen Schieferformationen verwendet. Die Thomsen-Parameter für die einzelnen Schieferformationen wurden gemittelt und die Durchschnittswerte wurden als tatsächliche Akustik-Log-Messdaten verwendet. Die Werte mit weißem Rauschen für den Thomsen-Parameter γ sind angenommene Werte, die durch die gestrichelten Kurven dargestellt werden, wobei die gepunkteten Kurven die Messwerte darstellen. Die durchgezogenen Kurven stellen die berechneten (korrigierten) Werte dar. Für Geschwindigkeiten stellen die gepunkteten Kurven die gemessenen und Istwerte und die durchgezogenen Kurven die berechneten (korrigierten) Werte dar.
SYSTEMBESCHREIBUNG
Die vorliegende Offenbarung kann durch ein computerausführbares Programm von Anweisungen, wie etwa Programmmodulen, implementiert werden, die allgemein als Softwareanwendungen oder Anwendungsprogramme, die von einem Computer ausgeführt werden, bezeichnet werden. Die Software kann zum Beispiel Routinen, Programme, Objekte, Komponenten und Datenstrukturen beinhalten, die bestimmte Aufgaben ausführen oder bestimmte abstrakte Datentypen implementieren. Die Software bildet eine Schnittstelle, um einem Computer zu ermöglichen, entsprechend einer Eingabequelle zu reagieren. DecisionSpace^®-Software, eine kommerzielle Softwareanwendung, die von der Landmark Graphics Corporation vertrieben wird, kann als Schnittstellenanwendung zum Umsetzen der vorliegenden Offenbarung verwendet werden. Die Software kann auch mit anderen Codesegmenten zusammenwirken, um eine Vielfalt von Aufgaben in Reaktion auf empfangene Daten in Verbindung mit der Quelle der empfangenen Daten auszulösen. Die Software kann auf einer Vielfalt von Speichern gespeichert sein und/oder von diesen getragen werden, zum Beispiel auf CD-ROM, Magnetdiskette, Blasenspeicher und Halbleiterspeicher (z. B. verschiedenen Typen von RAM oder ROM). Ferner können die Software und ihre Ergebnisse über eine Vielfalt von Trägermedien wie Glasfaser, Metalldraht und/oder durch ein beliebiges von einer Vielfalt von Netzwerken, zum Beispiel durch das Internet, übertragen werden.
Außerdem ist dem Fachmann klar, dass die Offenbarung mit einer Vielfalt von Computersystem-Konfigurationen praktiziert werden kann, darunter Handheld-Geräte, Multiprozessorsysteme, mikroprozessorbasierte oder programmierbare Unterhaltungselektronik, Minicomputer, Mainframe-Computer und dergleichen. Eine beliebige Anzahl von Computersystemen und Computernetzwerken ist für die Verwendung mit der vorliegenden Offenbarung akzeptabel. Die Offenbarung kann in verteilten Rechnerumgebungen praktiziert werden, in denen Aufgaben durch voneinander entfernte Verarbeitungsgeräte ausgeführt werden, die durch ein Kommunikationsnetzwerk verbunden sind. In einer verteilten Rechnerumgebung können sich Programmmodule sowohl in lokalen als auch in entfernten Computer-Speichermedien, darunter in Datenspeichervorrichtungen, befinden. Die vorliegende Offenbarung kann daher in Verbindung mit verschiedener Hardware, Software oder einer Kombination davon, in einem Computersystem oder einem anderen Verarbeitungssystem ausgeführt werden.
10, auf die nunmehr Bezug genommen wird, ist ein Blockdiagramm, das eine Ausführungsform eines Systems zum Umsetzen der vorliegenden Offenbarung auf einem Computer darstellt. Das System beinhaltet eine Rechnereinheit, manchmal als Computersystem bezeichnet, die Speicher, Anwendungsprogramme, eine Kundenschnittstelle, eine Videoschnittstelle und eine Verarbeitungseinheit enthält. Die Rechnereinheit ist nur ein Beispiel für eine geeignete Rechnerumgebung und soll keine Beschränkung des Nutzungs- oder Funktionsumfangs der Offenbarung nahelegen.
Der Speicher speichert vor allem die Anwendungsprogramme, die auch als Programmmodule beschrieben werden können, welche computerausführbare Anweisungen enthalten, die von der Rechnereinheit zum Umsetzen der hierin beschriebenen und in den 1–9, 11A–11B dargestellten vorliegenden Offenbarung ausgeführt werden. Der Speicher beinhaltet daher ein Akustik-Log-Korrekturmodul, das die Schritte 1105–1114 ermöglicht, die mit Bezug auf 11A–11B beschrieben wurden. Das Akustik-Log-Korrekturmodul kann Funktionen aus den übrigen in 10 dargestellten Anwendungsprogrammen integrieren. Insbesondere kann die DecisionSpace^®-Software als Schnittstellenanwendung zum Ausführen der Schritte 1102–1104 in 11A–11B verwendet werden. Obwohl die DecisionSpace^®-Software als Schnittstellenanwendung verwendet werden kann, können andere Schnittstellenanwendungen stattdessen oder kann das Akustik-Log-Korrekturmodul als eigenständige Anwendung verwendet werden.
Obwohl die Rechnereinheit mit einem generalisierten Speicher dargestellt ist, beinhaltet die Rechnereinheit normalerweise eine Vielfalt von computerlesbaren Medien. Als nicht einschränkendes Beispiel können computerlesbare Medien Computerspeichermedien und Kommunikationsmedien umfassen. Der Rechnersystemspeicher kann Computerspeichermedien in Form von flüchtigen und/oder nichtflüchtigen Speichern wie zum Beispiel Nur-Lese-Speicher (ROM) und Direktzugriffsspeicher (RAM) beinhalten. Ein grundlegendes Ein-/Ausgabesystem (BIOS), das die grundlegenden Routinen zum Übertragen von Informationen zwischen Elementen innerhalb der Rechnereinheit, zum Beispiel beim Anlauf, enthält, befindet sich normalerweise im ROM. Der RAM enthält normalerweise Daten und/oder Programmmodule, auf die die Verarbeitungseinheit sofort zugreifen kann und/oder die von ihr gerade bearbeitet werden. Als nicht einschränkendes Beispiel beinhaltet die Rechnereinheit ein Betriebssystem, Anwendungsprogramme, andere Programmmodule und Programmdaten.
Die im Speicher dargestellten Komponenten können auch in anderen entfernbaren/nicht entfernbaren, flüchtigen/nichtflüchtigen Computerspeichermedien beinhaltet sein oder in der Rechnereinheit durch eine Anwendungsprogrammschnittstelle („API”) oder Cloud Computing implementiert werden, welche sich auf einer separaten Rechnereinheit befinden, die durch ein Computersystem oder Netzwerk verbunden ist. Nur als Beispiel kann ein Festplattenlaufwerk von nicht entfernbaren, nichtflüchtigen Magnetmedien lesen oder diese beschreiben, kann ein Magnetplattenlaufwerk von einer entfernbaren, nichtflüchtigen Magnetplatte lesen oder diese beschreiben, und kann ein optisches Plattenlaufwerk von einer entfernbaren, nichtflüchtigen optischen Diskette wie einer CD-ROM oder anderen optischen Medien lesen oder diese beschreiben. Weitere entfernbare/nicht entfernbare, flüchtige/nichtflüchtige Computerspeichermedien, die in der beispielhaften Betriebsumgebung verwendet werden können, können unter anderem Magnetbandkassetten, Flash-Speicherkarten, DVDs, digitale Videobänder, Solid-State-RAM, Solid-State-ROM und dergleichen beinhalten. Die oben behandelten Laufwerke und ihre zugehörigen Computerspeichermedien bieten Speicherplatz für computerlesbare Anweisungen, Datenstrukturen, Programmmodule und andere Daten für die Rechnereinheit.
Ein Kunde kann über die Kundenschnittstelle, die Eingabegeräte wie eine Tastatur und ein Zeigegerät, häufig als Maus, Trackball oder Touchpad bezeichnet, Befehle und Informationen in die Rechnereinheit eingeben. Zu den Eingabegeräten können ein Mikrofon, Joystick, eine Satellitenschüssel, ein Scanner und dergleichen gehören. Diese und andere Eingabegeräte sind über die Kundenschnittstelle oft mit der Verarbeitungseinheit verbunden, die mit dem Systembus gekoppelt ist, aber sie können auch durch andere Schnittstellen- und Busstrukturen wie einen Parallelport oder einen universellen seriellen Bus (USB) verbunden sein.
Ein Monitor oder eine andere Art von Anzeigegerät kann über eine Schnittstelle, wie etwa eine Videoschnittstelle, mit dem Systembus verbunden sein. Eine graphische Benutzeroberfläche (Graphical User Interface – „GUI”) kann ebenfalls mit der Videoschnittstelle verbunden sein, um Anweisungen von der Kundenschnittstelle zu empfangen und Anweisungen an die Verarbeitungseinheit zu übertragen. Zusätzlich zum Monitor können Computer andere periphere Ausgabegeräte wie Lautsprecher und Drucker beinhalten, die durch eine Ausgabeperipherieschnittstelle verbunden sein können.
Obwohl viele andere interne Komponenten der Rechnereinheit nicht dargestellt sind, ist dem Fachmann bewusst, dass derartige Komponenten und deren Verbindungen untereinander wohlbekannt sind.
Während die vorliegende Offenbarung im Zusammenhang mit derzeit bevorzugten Ausführungsformen beschrieben wurde, ist dem Fachmann klar, dass dies keine Beschränkung der Offenbarung auf diese Ausführungsformen bedeuten soll. Es versteht sich daher, dass verschiedene alternative Ausführungsformen erstellt und Modifikationen an den offenbarten Ausführungsformen vorgenommen werden können, ohne vom Geist und Umfang der Offenbarung, welche durch die angefügten Patentansprüche und Äquivalente davon definiert werden, abzuweichen.

Claims

Verfahren zum Korrigieren der Wirkungen von Ablenkung und Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen in geschichteten Formationen, umfassend: a) Definieren von Thomsen-Parametern für jede Log-Messtiefe unter Verwendung von mindestens einer von einer oder mehreren Formationskonstituenten, einer oder mehreren vorbestimmten Formationsbeschränkungen, einem oder mehreren vorbestimmten Formationstypgrenzwerten und maximalen Thomsen-Parametern für die Formation; b) Berechnen von Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neuen Thomsen-Parametern durch Korrigieren von DTS und DTC für Ablenkung und Dispersion mithilfe der Thomsen-Parameter und eines nichtlinearen Solvers und eines Computerprozessors; und c) Darstellen der tatsächlichen Log-Messungen und der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ, neuen Thomsen-Parameter auf jeweiligen separaten graphischen Darstellungen.
Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend das Darstellen einer oder mehrerer vorbestimmter Geschwindigkeitstrendlinien und einer vorbestimmten Gesteinsartlinie auf jeder graphischen Darstellung.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die eine oder die mehreren Formationskonstituenten durch Interpretieren der tatsächlichen Log-Messungen aus einem oder mehreren Bohrlöchern in der Formation bestimmt werden.
Verfahren nach Anspruch 3, wobei die eine oder die mehreren vorbestimmten Formationsbeschränkungen und der eine oder die mehreren vorbestimmten Formationstypgrenzwerte für jede tatsächliche Log-Messung anhand einer Lithologie für jede Log-Messung und Art von Log-Messung identifiziert werden.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei die maximalen Thomsen-Parameter für die Formation durch Interpretieren von geophysikalischen Daten aus der Formation bestimmt werden.
Verfahren nach Anspruch 5, ferner umfassend: d) Wählen mindestens einer von unterschiedlichen Interpretationstechniken und einer oder mehrerer neuer tatsächlicher Log-Messungen; und e) Wiederholen der Schritte a)–d) unter Verwendung der mindestens einen der unterschiedlichen Interpretationstechniken und der einen oder mehreren neuen tatsächlichen Log-Messungen, bis die berechneten Größen Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neue Thomsen-Parameter validiert sind.
Verfahren nach Anspruch 6, wobei die Validierung der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neuen Thomsen-Parameter auf einem Vergleich jeder graphischen Darstellung basiert.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei die Validierung der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neuen Thomsen-Parameter auf einem Vergleich der tatsächlichen Log-Messungen und der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neuen Thomsen-Parameter basiert.
Verfahren nach Anspruch 2, wobei die eine oder die mehreren vorbestimmten Geschwindigkeitstrendlinien eine Brie-Cross-Plot-Linie und eine Castagna-Cross-Plot-Linie beinhalten.
Nicht-transitorische Programmträgervorrichtung, die in physischer Form computerausführbare Anweisungen zum Korrigieren der Wirkungen von Ablenkung und Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen trägt, wobei die Anweisungen zur Umsetzung von Folgendem ausführbar sind: a) Definieren von Thomsen-Parametern für jede Log-Messtiefe unter Verwendung von mindestens einer von einer oder mehreren Formationskonstituenten, einer oder mehreren vorbestimmten Formationsbeschränkungen, einem oder mehreren vorbestimmten Formationstypgrenzwerten und maximalen Thomsen-Parametern für die Formation; b) Berechnen von Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neuen Thomsen-Parametern durch Korrigieren von DTS und DTC für Ablenkung und Dispersion mithilfe der Thomsen-Parameter und eines nichtlinearen Solvers; und c) Darstellen der tatsächlichen Log-Messungen und der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ, neuen Thomsen-Parameter auf separaten graphischen Darstellungen.
Programmträgervorrichtung nach Anspruch 10, ferner umfassend das Darstellen einer oder mehrerer vorbestimmter Geschwindigkeitstrendlinien und einer vorbestimmten Gesteinsartlinie auf jeder graphischen Darstellung.
Programmträgervorrichtung nach Anspruch 10, wobei die eine oder die mehreren Formationskonstituenten durch Interpretieren der tatsächlichen Log-Messungen aus einem oder mehreren Bohrlöchern in der Formation bestimmt werden.
Programmträgervorrichtung nach Anspruch 12, wobei die eine oder die mehreren vorbestimmten Formationsbeschränkungen und der eine oder die mehreren vorbestimmten Formationstypgrenzwerte für jede tatsächliche Log-Messung anhand einer Lithologie für jede Log-Messung und Art von Log-Messung identifiziert werden.
Programmträgervorrichtung nach Anspruch 13, wobei die maximalen Thomsen-Parameter für die Formation durch Interpretieren von geophysikalischen Daten aus der Formation bestimmt werden.
Programmträgervorrichtung nach Anspruch 14, ferner umfassend: d) Wählen mindestens einer von unterschiedlichen Interpretationstechniken und einer oder mehrerer neuer tatsächlicher Log-Messungen; und e) Wiederholen der Schritte a)–d) unter Verwendung der mindestens einen der unterschiedlichen Interpretationstechniken und der einen oder mehreren neuen tatsächlichen Log-Messungen, bis die berechneten Größen Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neue Thomsen-Parameter validiert sind.
Programmträgervorrichtung nach Anspruch 15, wobei die Validierung der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und der neuen Thomsen-Parameter auf einem Vergleich jeder graphischen Darstellung basiert.
Verfahren nach Anspruch 16, wobei die Validierung der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neuen Thomsen-Parameter auf einem Vergleich der tatsächlichen Log-Messungen und der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neuen Thomsen-Parameter basiert.
Programmträgervorrichtung nach Anspruch 11, wobei die eine oder die mehreren vorbestimmten Geschwindigkeitstrendlinien eine Brie-Cross-Plot-Linie und eine Castagna-Cross-Plot-Linie beinhalten.
Nicht-transitorische Programmträgervorrichtung, die in physischer Form computerausführbare Anweisungen zum Korrigieren der Wirkungen von Ablenkung und Dispersion auf Akustik-Log-Messungen von abgelenkten Bohrungen trägt, wobei die Anweisungen zur Umsetzung von Folgendem ausführbar sind: a) Definieren von Thomsen-Parametern für jede Log-Messtiefe unter Verwendung von mindestens einer von einer oder mehreren Formationskonstituenten, einer oder mehreren vorbestimmten Formationsbeschränkungen, einem oder mehreren vorbestimmten Formationstypgrenzwerten und maximalen Thomsen-Parametern für die Formation, wobei die eine oder die mehreren vorbestimmten Formationsbeschränkungen und der eine oder die mehreren vorbestimmten Formationstypgrenzwerte für jede tatsächliche Log-Messung identifiziert werden. b) Berechnen von Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neuen Thomsen-Parametern durch Korrigieren von DTS und DTC für Ablenkung und Dispersion mithilfe der Thomsen-Parametern und eines nichtlinearen Solvers; und c) Darstellen der tatsächlichen Log-Messungen und der berechneten Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ, neuen Thomsen-Parameter auf separaten graphischen Darstellungen.
Programmträgervorrichtung nach Anspruch 19, ferner umfassend: d) Wählen mindestens einer von unterschiedlichen Interpretationstechniken und einer oder mehrerer neuer tatsächlicher Log-Messungen; und e) Wiederholen der Schritte a)–d) unter Verwendung der mindestens einen der unterschiedlichen Interpretationstechniken und der einen oder mehreren neuen tatsächlichen Log-Messungen, bis die berechneten Größen Dispersion, V_SH90, V_SH0, V_P0, V_P90, V_SVθ und neue Thomsen-Parameter validiert sind.