DE112016005567T5

DE112016005567T5 - Erzeugen eines Erdmodells anhand räumlicher Korrelationen von äquivalenten Erdmodellen

Info

Publication number: DE112016005567T5
Application number: DE112016005567.6T
Authority: DE
Inventors: Glenn A. Wilson; Burkay Donderici
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2016-02-16
Filing date: 2016-02-16
Publication date: 2018-09-13
Also published as: CA3005858C; CN108369288A; WO2017142509A1; US20180348395A1; US11194072B2; GB201809177D0; GB2561479A; AU2016393669A1; GB2561479B; BR112018012996A2; NO20180757A1; CA3005858A1

Abstract

Ein Bohrlochmesssystem beinhaltet ein elektromagnetisches Bohrlochmesswerkzeug, welches mindestens eine Messung einer unterirdischen Formation an einem Bohrloch sammelt. Das Bohrlochmesssystem beinhaltet außerdem ein Verarbeitungssystem, welches eine Vielzahl von Erdmodellen der unterirdischen Formation auf Grundlage der mindestens einen Messung der unterirdischen Formation erzeugt. Das Verarbeitungssystem projiziert mindestens ein zweites Erdmodell an einem Bohrpfad des Bohrlochs und wählt ein Modell der Vielzahl von Modellen auf Grundlage einer räumlichen Korrelation zwischen mindestens einem Parameter des ausgewählten Modells und einem entsprechenden mindestens einen Parameter des mindestens einen zweiten Erdmodells aus.

Description

ALLGEMEINER STAND DER TECHNIK
Auf dem Gebiet des Bohrens und Bohrlochmessens werden Resistivitätsbohrlochmesswerkzeuge verwendet, um eine Angabe der elektrischen Resistivität von Felsformationen, die ein Erdbohrloch umgeben, bereitzustellen. Solche Informationen hinsichtlich der Resistivität ist beim Ermitteln des Vorhandenseins oder der Abwesenheit von Flüssigkeiten, wie etwa Kohlenwasserstoffen, nützlich. Ein typisches Resistivitätsbohrlochmesswerkzeug für die elektromagnetische Ausbreitung beinhaltet mindestens eine Sendeantenne und mehrere Empfangsantennen, die sich in unterschiedlichen Abständen von der Sendeantenne entlang der Achse des Werkzeugs befinden.
Die Sendeantenne wird verwendet, um elektromagnetische Felder in der umgebenden Formation zu erzeugen. Wiederum induzieren die elektromagnetischen Felder in der Formation eine Spannung in jeder Empfangsantenne. Die Reaktion der Formation wird in einen Satz von Inversionsparametern umgewandelt, die dann verwendet werden, um anisotrope Eigenschaften der Formation zu schätzen.
Die Inversion kann auf einer Punkt-zu-Punkt-Basis während des Bohrlochmessens eines Bohrlochs durchgeführt werden. Bei jedem von zwei oder mehr Punkten (oder Positionen) entlang einer Länge (oder Strecke) des Bohrlochs wird der im vorstehenden Abschnitt beschriebene Prozess durchgeführt. Eine Inversion im gesamten Raum oder eine „nulldimensionale“ oder „0D-“ Inversion berücksichtigt die Werkzeugmessungen nur an einem einzelnen Punkt und ignoriert Formationsheterogenität. Um die Formationsheterogenität anzugehen, wie etwa Schultereffekte von Formationsschichtgrenzen, berücksichtigt eine geschichtete Erd- oder „eindimensionale“ oder „1D-“ Inversion die Werkzeugmessungen von mindestens einem einzelnen Punkt, um ein geschichtetes Formationsmodell zu finden, welches mit diesen Messungen übereinstimmt. Dementsprechend kann eine ID-Inversion verwendet werden, um die Positionen von Grenzen zwischen Formationsschichten zu bestimmen.
Figurenliste
In den Zeichnungen und der folgenden Beschreibung sind Verfahren und Systeme offenbart, die Bohrlochmessungen zum Auswählen eines Formationsmodells aus zwei oder mehr Formationsmodellen nutzen. Für die Zeichnungen gilt:

1 zeigt eine veranschaulichende Umgebung für das Bohrlochmessen während des Bohrens (logging while drilling - LWD);
2 ist ein Blockdiagramm, welches eine Resistivitätsinversion gemäß einer Ausführungsform zeigt;
3 ist ein Blockdiagramm, welches die Auswahl eines Formationsmodells aus mehreren erzeugten Formationsmodellen zeigt;
4 zeigt eine veranschaulichende LWD-Umgebung;
5 zeigt ein veranschaulichendes Szenario, in dem eines der mehreren äquivalenten Erdmodelle auf Grundlage eines Grades der räumlichen Korrelation ausgewählt ist; und
6 ist ein Ablaufdiagramm, welches ein veranschaulichendes Auswahlverfahren auf Grundlage eines Grades der räumlichen Korrelation zeigt.

Es versteht sich jedoch, dass die spezifischen Ausführungsformen, die in den Zeichnungen und der detaillierten Beschreibung angegeben sind, die Offenbarung nicht einschränken. Im Gegensatz dazu stellen sie die Grundlage für einen Fachmann bereit, um die alternativen Formen, Äquivalente und Modifikationen zu erkennen, die zusammen mit einer oder mehreren der angegebenen Ausführungsformen im Umfang der beigefügten Patentansprüche eingeschlossen sind.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
Hierin sind Verfahren und Systeme zum quantitativen Interpretieren von Daten für das Bohrlochmessen während des Bohrens (LWD) offenbart (z. B. Resistivitäts-LWD-Daten). Bestimmte Ausführungsformen beziehen sich auf das Auswählen eines Formationsmodells aus zwei oder mehr erzeugten Formationsmodellen. In mindestens einigen Ausführungsformen beinhaltet ein Verfahren Erzeugen einer Vielzahl von Erdmodellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer Messung der unterirdischen Formation an einem Bohrloch. Das Verfahren beinhaltet ferner Projizieren von mindestens einem zweiten Erdmodell an einem Bohrpfad des Bohrlochs. Das Verfahren beinhaltet ferner Auswählen eines Modells der Vielzahl von Erdmodellen auf Grundlage einer räumlichen Korrelation zwischen mindestens einem Parameter des ausgewählten Modells und einem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells.
Ein zugehöriges System beinhaltet ein elektromagnetisches Bohrlochmesswerkzeug, welches mindestens eine Messung einer unterirdischen Formation an einem Bohrloch sammelt. Das Bohrlochmesssystem beinhaltet außerdem ein Verarbeitungssystem, welches eine Vielzahl von Erdmodellen der unterirdischen Formation auf Grundlage der mindestens einen Messung der unterirdischen Formation erzeugt. Das Verarbeitungssystem projiziert mindestens ein zweites Erdmodell an einem Bohrpfad des Bohrlochs und wählt ein Modell der Vielzahl von Erdmodellen auf Grundlage einer räumlichen Korrelation zwischen mindestens einem Parameter des ausgewählten Modells und einem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells aus.
Eine veranschaulichende LWD-Umgebung ist in 1 gezeigt. Eine Bohrplattform 102 ist mit einem Bohrturm 104 ausgerüstet, der eine Hebevorrichtung 106 zum Anheben und Absenken eines Bohrstrangs 108 stützt. Die Hebevorrichtung 106 hängt einen oberen Antrieb 110 auf, der verwendet wird, um den Bohrstrang 108 zu drehen und den Bohrstrang durch den Bohrkopf 112 abzusenken. Abschnitte des Bohrstrangs 108 sind durch Schraubverbindungen 107 verbunden. Mit dem unteren Ende des Bohrstrangs 108 ist ein Bohrmeißel 114 verbunden. Die Drehung des Meißels 114 schafft ein Bohrloch 120, welches verschiedene Formationen 121 durchquert. Eine Pumpe 116 zirkuliert Bohrflüssigkeit durch ein Zuführrohr 118 zum oberen Antrieb 110, im Bohrloch durch das Innere des Bohrstrangs 108, durch Öffnungen in dem Bohrmeißel 114, zurück an die Oberfläche über den Ringraum um den Bohrstrang und in eine Rückhaltegrube 124. Die Bohrflüssigkeit transportiert Bohrklein aus dem Bohrloch 120 in das Becken 124 und hilft dabei, die Integrität des Bohrlochs beizubehalten.
Ein Bohrlochmesswerkzeug 126 ist in die Bohrlochsohlenanordnung nahe dem Meißel 114 integriert. Das Bohrlochmesswerkzeug 126 kann die Form eines Bohrschafts annehmen, z. B. ein dickwandiges Rohr, welches Gewicht und Festigkeit bereitstellt, um beim Bohrprozess zu unterstützen. In mindestens einer Ausführungsform ist das Bohrlochmesswerkzeug 126 ein elektromagnetisches Resistivitäts-LWD-Werkzeug. Zum Beispiel kann es sich bei dem Bohrlochmesswerkzeug 126 um einen Azimuthal-Deep-Resistivity(ADR)-Service handeln, der von Halliburton Energy Services, Inc., angeboten wird, welches in einem rotierenden (bohrenden) Modus arbeitet. Wenn sich der Meißel 114 durch die Formationen 121 in das Bohrloch 120 erstreckt, sammelt das Bohrlochmesswerkzeug 126 Messungen in Bezug auf verschiedene Formationseigenschaften sowie die Werkzeugausrichtung und -position und verschiedene andere Bohrbedingungen.
Bei Bohrungen, die Schlammimpulstelemetrie für LWD nutzen, sind im Bohrloch befindliche Sensoren (einschließlich des Resistivitätsbohrlochmesswerkzeugs 126) an ein Telemetriemodul 128 gekoppelt, welches einen Schlammimpulstelemetriesender beinhaltet, der Telemetriesignale in der Form von Druckveränderungen in der Rohrwand des Bohrstrangs 108 sendet. Eine Schlammimpulstelemetrieempfängeranordnung 130 (welche z. B. ein oder mehrere Druckwandler beinhaltet) kann an das Rohrunter dem oberen Antrieb 110 gekoppelt sein, um gesendete Telemetriesignale zu empfangen. Andere Telemetrietechniken können genutzt werden, einschließlich akustischer Telemetrie (unter Verwendung von z. B. einem oder mehreren Zwischenverstärkermodulen 132, um Telemetriesignale zu empfangen und zu senden), elektromagnetischer Telemetrie und kabelgebundener Bohrrohrtelemetrie. Viele Telemetrietechniken bieten ebenfalls die Fähigkeit, Befehle von der Oberfläche zum Werkzeug zu übertragen, wodurch eine Anpassung der Konfiguration und der Betriebsparameter des Werkzeugs ermöglicht wird. In mindestens einigen Ausführungsformen speichert das Telemetriemodul 128 zusätzlich oder alternativ Messungen zum späteren Abrufen, wenn das Werkzeug an die Oberfläche zurückkehrt.
Ein Computersystem (oder Verarbeitungssystem) 140 sammelt Messungen vom Bohrlochmesswerkzeug 126 (z. B. über die Empfängeranordnung 130) und beinhaltet Recheneinrichtungen zum Verarbeiten und Speichern der Messungen, die von dem Bohrlochmesswerkzeug erfasst werden. In mindestens einigen Ausführungsformen beinhaltet das Computersystem 140 einen Prozessor 142, welcher Formationsmodellierungsanalysevorgänge durchführt, indem Software oder Anweisungen, die von einem lokalen oder entfernen nichtflüchtigen computerlesbaren Medium 148 erhalten werden, ausgeführt wird bzw. werden. Bei dem Prozessor 142 kann es sich zum Beispiel um Folgendes handeln: einen Universalmikroprozessor, einen Mikrocontroller, einen Digitalsignalprozessor, einen anwendungsspezifischen integrierten Schaltkreis, ein Field Programmable Gate Array, eine programmierbare Logikvorrichtung, einen Controller, eine Zustandsmaschine, eine gattergesteuerte Logik, diskrete Hardwarekomponenten, ein künstliches neuronales Netzwerk oder eine beliebige ähnliche geeignete Einheit, die Berechnungen oder andere Datenbearbeitungsvorgänge durchführen können. In mindestens einigen Ausführungsformen kann Computerhardware ferner Elemente, wie etwa zum Beispiel einen Speicher (z. B. Direktzugriffsspeicher (random access memory - RAM), Flash-Speicher, Nur-Lese-Speicher (read only memory - ROM), programmierbaren Nur-Lese-Speicher (programmable read only memory - PROM), löschbaren Nur-Lese-Speicher (erasable read only memory - EPROM)) Verzeichnisse, Festplatten, Wechseldatenträger, CD-ROMs, DVDs oder eine beliebige andere ähnliche geeignete Speichervorrichtung oder ein beliebiges anderes ähnliches geeignetes Speichermedium, einschließen. Das Computersystem 140 kann außerdem Eingabevorrichtung(en) 146 (z. B. eine Tastatur, Maus, ein Touchpad usw.) und Ausgabevorrichtung(en)144 (z. B. einen Monitor, Drucker usw.) beinhalten. Solch(e) (eine) Eingabevorrichtung(en) 146 und/oder Ausgabevorrichtung(en) 144 stellen eine Benutzerschnittstelle bereit, die einem Bediener ermöglicht, mit dem Bohrlochmesswerkzeug 126 und/oder der Software, die vom Prozessor 142 ausgeführt wird, zu interagieren. Zum Beispiel kann das Computersystem 140 einem Bediener ermöglichen, Resistivitätsanalyseoptionen auszuwählen, um gesammelte Resistivitätsdaten zu betrachten, Resistivitätsanalyseergebnisse zu betrachten und/oder andere Aufgaben durchzuführen.
2 ist ein Blockdiagramm, welches eine Resistivitätsinversion gemäß einer Ausführungsform veranschaulicht. Bei der Inversion kann es sich um eine Abstand-zu-Bettgrenze(distance-to-bed-boundary - DTBB)-Inversion zur Analyse und Interpretation handeln. In dieser Situation wird eine Position eines Bohrlochmessinstruments (z. B. Bohrlochmesswerkzeug 126) in Bezug auf eine Bettgrenze (z. B. eine Diskontinuität der Formationsschicht) durch Inversionsverarbeitung bestimmt.
Es wird ein Anfangsformationsmodell (oder Erdmodell) 202 verwendet. Das Anfangsformationsmodell 202 führt eine anfängliche Schätzung der Geometrie und/oder der Eigenschaften der Erdformationen (z. B. Formationen 121 aus 1) aus, welche ein Bohrloch umgeben, in dem das Bohrlochmessinstrument positioniert ist. Zum Beispiel kann das Anfangsformationsmodell 202 durch bestimmte Schichtgrenzen und/oder bestimmte isotrope oder anisotrope Werte (z. B. Resistivitätswerte) gekennzeichnet sein. Elektromagnetische (EM) Attribute des Anfangsformationsmodells 202 können Resistivität, Leitfähigkeit, Permittivität, Permeabilität, Aufladbarkeit und/oder andere induzierte Polarisations(IP)-parameter beinhalten. Die EM-Attribute können isotrop oder anisotrop sein. Eine Schichtneigung kann anhand der Ausrichtung des Bohrlochmessinstruments in Bezug auf das 1D-Resistivitätsmodell wiederhergestellt werden.
Das Anfangsformationsmodell 202 kann die Erdformationen, die das Bohrloch umgeben, als eine Reihe von Schichten oder Lagen repräsentieren, die von Grenzen zwischen zusammenhängenden Schichten abgegrenzt werden. In dem Modell 202 können die physikalischen Eigenschaften der einzelnen Schichten im Modell z. B. die Resistivität (oder Leitfähigkeit) jeder Schicht, eine Dicke jeder Schicht und eine ausgewählte Anzahl an Schichten über und/oder unter einer Schicht von Interesse beinhalten. In mindestens einigen Situationen ist die Schicht von Interesse die Schicht, in der das Bohrlochmessinstrument im Bohrloch positioniert ist.
Um das Modell 202 zu verbessern, werden Messdaten 204, die vom Bohrlochmessinstrument gesammelt werden, in das Modell eingegeben. Die Messdaten 204 spiegeln eine Reaktion der Erdformationen auf Übertragungen vom Bohrlochmessinstrument wider. Zum Beispiel können die Messdaten 204 gemessene Resistivitäts-LWD-Daten beinhalten. Gemäß mindestens einigen Ausführungsformen werden andere Informationen in das Modell 202 eingegeben. Die zusätzlichen Informationen können geologische Informationen 206 a priori beinhalten, wie etwa Oberflächen, die anhand einer seismischen Analyse (z. B. seismischen 3D-Verfahrens), Bohrungsverbindungen und/oder benachbarten Bohrungen interpretiert werden. Gemäß mindestens einigen Ausführungsformen erachten die Informationen 206 das Modell 202 als von der Interpretation und/oder Analyse von früheren EM-Untersuchungen (z. B. maritime EM-Untersuchungen mit geregelter Quelle, Bohrloch-zu-Oberfläche-EM-Untersuchungen, EM-Untersuchungen zwischen Bohrungen) abgeleitet. Obwohl die Auflösung solcher Informationen geringer als die Auflösung von Bohrlochmesswerten sein kann, stellen solche Informationen noch immer nützliche Informationen in Bezug auf allgemeine strukturelle Trends bereit. Im Allgemeinen können die Informationen 206 dem Modell 202 (z. B. in einer selektiven Weise) als Datengewichte, Modellgewichte, Regelungen, Modelleinschränkungen und/oder a-priori-Modelle aufgezwungen werden.
Auf Grundlage der Messdaten 204 (und in mindestens einigen Ausführungsformen der a-priori-Informationen 206) wird ein vorhergesagtes Formationsmodell 208 erzeugt. Das vorhergesagte Formationsmodell 208 stellt eine vorhergesagte Reaktion der Erdformationen bereit. Die vorhergesagte Reaktion wird in einen Satz von Inversionsparametern umgewandelt, die dann verwendet werden, um Daten 210 der Formationen zu schätzen (oder vorherzusagen). Zum Beispiel können die geschätzten Daten 210 Resistivitätscharakteristika der Formationen beinhalten.
Die Resistivitäts-LWD-Inversion kann auf einem oder mehrere stochastischen Optimierungsalgorithmen beruhen, einschließlich der Algorithmen Monte Carlo (MC), Markov Chain Monte Carlo (MCMC), Nearest Neighbor (NN), Genetic Algorithm (GA) oder Simulated Annealing (SA). Stochastische Optimierungsalgorithmen suchen den Lösungsraum umfangreich nach globalen Minima ab und stellen statistische Informationen über die Erdmodellparameter bereit. Diese Algorithmen sind im Wesentlichen „frei von Physik“, und zwar dahingehend, dass Modelle nur auf Grundlage der Statistik geführt werden und nicht von einer beliebigen Modellempfindlichkeitsanalyse geführt werden.
Als ein anderes Beispiel kann die Resistivitäts-LWD-Inversion auf einem oder mehrere deterministischen Optimierungsalgorithmen beruhen, einschließlich unter anderem der Algorithmen Conjugate Gradient (CG), Non-linear Conjugate Gradient (NLCG) und Gauss-Newton (GN). Deterministische Optimierungsalgorithmen sind „physikbasiert“, und zwar dahingehend, dass Modelle durch Modellempfindlichkeitsanalyse geführt werden. Deterministische Optimierungsalgorithmen können auch statistische Informationen über Erdmodellparameter hervorbringen. Allerdings sind solche Algorithmen von ihren Anfangsmodellen abhängig und können bei lokalen und nicht globalen Minima konvergieren.
Unter weiterer Bezugnahme auf 2 werden bei Block 212 die geschätzten Daten 210 mit den Messdaten 204 verglichen. Wie bereits beschrieben, spiegeln die Messdaten 204 die gemessene Reaktion der Erdformationen wider. (Eine) Differenz(en) zwischen den geschätzten Daten 210 und der gemessenen Reaktion 204 wird/werden als eine Abweichung bezeichnet. Bei Block 212 wird/werden die Differenz(en) mit (einem) bestimmten Schwellenwert(en) (z. B. (einem) vorher ausgewählten Schwellenwert(en)) verglichen. In mindestens einigen Ausführungsformen entspricht der Wert des Schwellenwerts einem Rauchpegel, der in den Messdaten 204 vorhanden ist. Wenn bestimmt wird, dass die Abweichung unter dem Schwellenwert ist, wird das vorhergesagte Modell 208 als ein finales vorhergesagtes Modell 214 verwendet (oder übernommen).
Wenn allerdings bestimmt wird, dass die Abweichung gleich oder über dem Schwellenwert ist, werden ein oder mehrere Parameter des vorhergesagten Modells 208 angepasst. Zum Beispiel wird ein Niveau der Abweichung verwendet, um Parameter des vorhergesagten Modells 208 zu aktualisieren (oder anzupassen), sodass Anpassungen 216 des vorhergesagten Modells 208 erzeugt werden. Das vorhergesagte Modell 208 wird entsprechend aktualisiert. Das aktualisierte Modell 208 stellt eine vorhergesagte Reaktion der Erdformationen bereit. Die vorhergesagte Reaktion wird in einen Satz von Inversionsparametern umgewandelt, die dann verwendet werden, um Daten 210 der Formationen zu schätzen. Die geschätzten Daten 210 werden dann mit den Messdaten 204 verglichen. Wie in 2 veranschaulicht, werden die beschriebene Anpassung von Block 216 und der Vergleich von Block 212 wiederholt, bis die Anpassung unter dem Schwellenwert ist.
Die Resistivitätsinversion, die in 2 veranschaulicht ist, kann auf einer „Punkt-zu-Punkt“-Basis durchgeführt werden. Ausführlicher kann das Bohrlochmessinstrument im Bohrloch Daten an (oder um) zwei oder mehr Positionen, die sich im Bohrloch befinden (z. B. entlang einer Bohrachse) messen. Für jede der Positionen im Bohrloch wird die Resistivitätsinversion aus 2 unter Verwendung der Daten, die an der Position gemessen werden, durchgeführt. Ferner wird für jede Position ein vorhergesagtes Modell (z. B. Modell 214), welches geschätzte Daten bereitstellt, die ausreichend nah an den gemessenen Daten sind, bestimmt. Dementsprechend wird für eine bestimmte Anzahl an Positionen eine gleiche Anzahl an finalen vorhergesagten Modellen 214 erzeugt. Die finalen Modelle können 1D-Resistivitätsmodelle sein. Diese 1D-Resistivitätsmodelle können dann zusammengenäht werden, um ein 2D-Resistivitätsbild der Formation zu bilden. Dieses 2D-Bild wird im Allgemeinen als ein „Vorhangsverlauf“ bezeichnet.
Gemäß dem Blockdiagramm aus 2 wird ein einzelnes Anfangsmodell 202 berücksichtigt. Konkreter wird nur ein einzelnes Anfangsmodell für jeden Bohrlochmesspunkt verwendet (und vielleicht angepasst), was zu einem einzelnen vorhergesagten Modell für den Bohrlochmesspunkt führt. Gemäß einem weiteren Beispiel werden zwei oder mehr Anfangsmodelle für jeden Bohrlochmesspunkt berücksichtigt. In dieser Situation werden zwei oder mehr Resistivitätsinversionen unabhängig voneinander durchgeführt. Dementsprechend werden zwei oder mehr vorhergesagte Modelle für jeden Bohrlochmesspunkt erzeugt.
3 ist ein Blockdiagramm, welches die Auswahl eines Formationsmodells aus mehreren erzeugten Formationsmodellen zeigt. Wie in 3 veranschaulicht, werden zwei oder mehr Anfangsmodelle 302-1 ... 302-N berücksichtigt. Die Anfangsmodelle 302-1, ..., 302-N unterscheiden sich voneinander. Zum Beispiel kann jedes der Anfangsmodelle 302-1, ..., 302-N eine andere Kombination z. B. von Resistivitätsmodellen, der Werkzeugpositionierung in Bezug auf Schichten des Modells und/oder der vorhergesagten Modellparameter, die aus erkennbaren Bohrlochmessungen oder anderen α-priori-Informationen definiert sind, widerspiegeln. In anderen Aspekten ist jedes der Modelle 302-1 .. 302-N ähnlich wie Modell 202 aus 2 und wird deshalb nachfolgend nicht ausführlicher beschrieben.
Auf Grundlage der Anfangsmodelle 302-1, .., 302-N werden jeweils finale vorhergesagte Modelle 314-1, ..., 314-N erzeugt. Wie zum Beispiel die Blöcke 208, 210, 212, 216 durchgeführt werden, um das finale vorhergesagte Modell 214 aus 2 zu erzeugen, werden so die Blöcke 308-1, 310-1, 312-1, 316-1 durchgeführt, um ein finales vorhergesagtes Modell 314-1 zu erzeugen. Gleichermaßen werden die Blöcke 308-N, 310-N, 312-N, 316-N durchgeführt, um ein finales vorhergesagtes Modell 314-N zu erzeugen. Die Erzeugung von jedem der finalen vorhergesagten Modelle 314-1, ..., 316-N können das Durchführen einer Resistivitätsinversion beinhalten. Die Resistivitätsinversion kann auf einem stochastischen Optimierungsalgorithmus und/oder einem deterministischen Optimierungsalgorithmus beruhen.
Jedes der finalen vorhergesagten Modelle 314-1, 316-N ist von einer entsprechenden Abweichung gekennzeichnet. Die finalen vorhergesagten Modelle 314-1, ... 316-N gelten als äquivalent (oder nicht eindeutig), und zwar dahingehend, dass die entsprechenden Abweichungen, die die Modelle kennzeichnen, alle unter einen bestimmten Schwellenwert fallen (z. B. den Schwellenwert, der den Blöcken 312-1, ..., 312-N entspricht). Der Schwellenwert kann dem Rauschpegel entsprechen, der in den Messdaten 204 vorhanden ist. Die Äquivalenz der Modelle kann z. B. aufgrund eines Mangels an ausreichender Messempfindlichkeit, von Modellierungsfehlern und/oder Rauschen in den Daten erfolgen.
Wenn die Analyse von Formationsergebnissen mehrere Modelle produziert, die äquivalent sind, kann eines der Modelle als optimal (z. B. besser als die übrigen Modelle in mindestens einem Aspekt, wie etwa der geologischen Genauigkeit) ausgewählt werden. In der Ausführungsform aus 3 werden die bestimmten Werte der Abweichungen verwendet, um ein optimales Modell auszuwählen. Bei Block 318 werden die Werte der Abweichungen, die die Modelle 314-1, ..., 316-N kennzeichnen, analysiert. Das Modell, welches die geringste Abweichung aufweist, wird als das optimale vorhergesagte Modell 320 ausgewählt.
Ähnlich wie die Resistivitätsinversion, die in 2 veranschaulicht ist, kann die in 3 veranschaulichte Auswahl auf einer „Punkt-zu-Punkt“-Basis durchgeführt werden. Dementsprechend wird für eine Anzahl an mehreren Positionen eine gleiche Anzahl an optimalen vorhergesagten Modellen 320 erzeugt. Diese 1D-Resistivitätsmodelle können dann zusammengenäht werden, um ein 2D-Resistivitätsbild (oder „Vorhangsverlauf“) der Formation zu bilden.
Wenn die zugrundeliegenden Modelle (z. B. Modell 320) streng auf Grundlage eines Abweichungsgrad ausgewählt werden, können die resultierenden 2D-Resistivitätsbilder Bildfehler enthalten, die geologisch unrealistisch sind. Dies kann z. B. erfolgen, da die Auswahl von Block 318 keinen Grad der räumlichen Ähnlichkeit von einem beliebigen der Modelle (z. B. Modelle 314-1, ..., 314-N) in Bezug auf ein anderes Modell, welches an einem Pfad des Bohrlochs (oder Bohrpfad) projiziert wird, berücksichtigt. Wenn 2D-Resistivitätsbilder solche Störbilder enthalten, haben die Bilder wenig (oder unzureichende) Ähnlichkeit mit den tatsächlichen Erdmodellen. Die Erscheinung einer großen Anzahl an Störbildern erodieren das Vertrauen in die Qualität der Modellierungsergebnisse. Zum Beispiel erodiert eine große Anzahl an Störbildern in einer Bohrlochmessung das Vertrauen der interpretierenden Person in die Resistivitäts-LWD-Inversion.
Wie bereits in Bezug auf 3 beschrieben, wird das Modell 320 ausschließlich auf Grundlage der geringsten Abweichung ausgewählt. Die Auswahl des Modells 320 berücksichtigt keine räumliche Korrelation zwischen dem Modell 320 und einem anderen Modell, welches an einem Pfad des Bohrpfads projiziert wird (z. B. einem anderen Modell, welches auf einer oder mehreren Quellen beruht, wie z. B. einer benachbarten Bohrung, einem benachbarten strukturellen Erdmodell und/oder einem geozellulären Modell).
Im Allgemeinen sind Informationen in Bezug auf eine oder mehrere benachbarte Bohrungen nützlich. Möglicherweise starke Korrelationen bestehen zwischen benachbarten Bohrungen in der Gegenwart einer stückweisen kontinuierlich variierenden Geologie zwischen den Bohrungen. Solche Korrelationen können für Bohrungen, die sich in strukturell komplexen Formationen (z. B. fehlerbehafteten Formationen, geneigten Formationen usw.) befinden, schwächer sein.
Zusätzlich können andere Informationsquellen nützlich sein. Zum Beispiel können Bohrlochmesswerte, die z. B. unter Verwendung von LWD- oder drahtgebundenen Verfahren erhalten werden, eine relativ hohe Auflösung (z. B. Auflösung in der Größenordnung von < 1 Fuß) einer Formation um den Bohrpfad mit genauer (gemessener und gesamter) Tiefenkontrolle bereitstellen. Als ein anderes Beispiel können seismische Daten oftmals verfügbar sein, wenn eine Bohrung erfolgt. In dieser Situation können tiefenkonvertierte, bohrungsgebundene seismische stratigraphische und seismische Attributmodelle eine relativ grobe Auflösung (z. B. Auflösung in der Größenordnung von ∼ 50 Fuß) der Formation über eine gesamte Reservoirstruktur bereitstellen.
Während der Geosteuerung können Erdmodelle entlang eines Bohrpfads auf Grundlage von Erdmodellen und/oder Daten (z. B. von benachbarten Bohrungen), die am Bohrpfad projiziert werden, konstruiert werden. Zum Beispiel können die Erdmodelle auf Grundlage einer Analyse der LWD- und/oder drahtgebundenen Daten von benachbarten Bohrungen, seismischen Daten und/oder geozellulären Modellen konstruiert werden. Ferner können die Erdmodelle und/oder Daten, die am Bohrpfad projiziert werden, verwendet werden, um die Erzeugung von Erdmodellen an einer nachfolgenden Position einzuschränken.
Aspekte der Offenbarung richten sich an das Analysieren einer räumlichen Korrelation zwischen (i) einem Erdmodell, welches für ein Bohrloch erzeugt wird, in Bezug auf eine bestimmte Position (z. B. ein beliebiges der äquivalenten Modelle 314-1, ..., 314-N) und (ii) mindestens einem anderen Erdmodell. Das andere Erdmodell kann eine andere Bohrung (z. B. eine benachbarte Bohrung) kennzeichnen und kann am Bohrpfad des Bohrlochs projiziert werden. Aus den äquivalenten Erdmodellen, die für die bestimmte Position erzeugt wurden, wird ein Modell auf Grundlage von mindestens einer Bestimmung, dass das Modell einen ausreichend hohen (z. B. höchsten) Grad der räumlichen Korrelation in Bezug auf das andere Modell aufweist, ausgewählt. Dies erhöht die Wahrscheinlichkeit, dass das ausgewählte Modell geologisch angemessener (oder plausibler) als nicht ausgewählte Modelle ist. Sedimentäre Formationen weisen im Allgemeinen langsam variierende räumliche Variationen hinsichtlich ihrer lithologischen Schnittstellen und physikalischen Eigenschaften auf. Aus diesem Grund kann es sinnvoll sein, zu erwarten, dass starke Korrelationen (hinsichtlich der physikalischen Eigenschaften) zwischen benachbarten Bohrungen oder zusammenlaufenden Erdmodellen vorliegen.
Verschiedene Ausführungsformen werden nun ausführlicher in Bezug auf 4 beschrieben, die eine veranschaulichende LWD-Umgebung 400 zeigt.
Für eine bestimmte Position in einem Bohrloch 402 werden zwei oder mehr Erdmodelle erzeugt. Die Erdmodelle können unter Verwendung von Messung(en) von einem Resistivitäts-LWD-Werkzeug (z. B. Bohrlochmesswerkzeug 126), welches im Bohrloch 402 positioniert ist, erzeugt werden. In mindestens einer Ausführungsform sind diese Erdmodelle ähnlich wie die finalen vorhergesagten Modelle aus 3. Wie bereits unter Bezugnahme auf 3 beschrieben, werden die finalen vorhergesagten Modelle (z. B. Modelle 314-1, ..., 314-N) jeweils auf Grundlage von anfänglichen Modellen (z. B. Modellen 302-1, ..., 302-N) erzeugt. Die Erzeugung der Erdmodelle kann auf stochastischen und/oder deterministischen Optimierungstechniken beruhen. Jedes der Erdmodelle kann als geschichtete Erdmodelle parametrisiert werden, gekennzeichnet durch z. B. mindestens eine Schichttiefe, mindestens zwei Schichtresistivitätswerten (die anisotrop sein können) und eine Schichtneigung.
Die erzeugten Erdmodelle sind äquivalent, und zwar dahingehend, dass die entsprechenden Abweichungen, die die Modelle kennzeichnen, alle unter einen bestimmten Schwellenwert fallen. Außerdem können die Erdmodelle einer räumlichen Kontinuitätsanalyse unterliegen, wie etwa der in der parallel anhängigen Internationalen Anmeldung mit der Nr. PCT/ US2016/018009 mit dem Titel „Methods of Selecting an Earth Model from a Plurality of Earth Models“, eingereicht am 16. Februar 2016, beschriebenen, und können auf Grundlage einer räumlichen Kontinuität in Bezug auf Modelle, die mindestens einer anderen Position (oder einem anderen Punkt) im Bohrloch (z. B. Bohrloch 402) entsprechen, ausgewählt worden sein.
Gleichermaßen wird mindestens ein Modell für eine Bohrung 404 und/oder Bohrung 406 erzeugt. Jede der Bohrungen 404, 406 ist benachbart zum Bohrloch 402. Die horizontale Trennung zwischen den Bohrungen 402 und 404 (oder 402 und 406) kann von der Struktur oder dem Reservoir abhängig sein. In Strukturen, wie etwa Schiefer, Reservoirs mit dampfgestützter Schwerkraftdrainage (Steam Assisted Gravity Drainage - SAGD) usw., kann die horizontale Trennung in der Größenordnung von Hunderten von Metern erfolgen. Als ein anderes Beispiel können horizontale multilaterale Bohrungen in SAGD-Reservoirs an bestimmten Orten (z. B. Kanada) so nah wie ungefähr 50 m entfernt sein (horizontal).
Das Erdmodell für die Bohrung 404 (oder die Bohrung 406) wird am Bohrpfad des Bohrlochs 402 projiziert. Zum Beispiel wird mindestens ein Modellparameter des Erdmodells für die Bohrung 404 (oder die Bohrung 406) wird am Bohrpfad des Bohrlochs 402 projiziert. Die Projektion kann eine skalare Projektion auf Grundlage von linearen oder nicht linearen Funktionen für das Extrapolieren oder Interpolieren der Modellparameter vom Bohrpfad der Bohrung 404 zum Bohrpfad des Bohrlochs 402 sein. Zum Beispiel kann die Projektion in mindestens einer Ausführungsform auf räumlich statistischen Verfahren (z. B. Geostatistik) für das Extrapolieren oder Interpolieren des Modellparameters beruhen.
In Bezug auf das Bohrloch 402 kann ein Vektor m einen oder mehrere Parameter eines entsprechenden Modells (z. B. eines beliebigen der Modelle 314-1, ..., 314-N) bezeichnen. Ein anderer Vektor (m_p) kann einen oder mehrere entsprechende projizierte Parameter eines anderen Modells (z. B. einen Parameter eines Erdmodells für die Bohrung 404, die am Bohrpfad des Bohrlochs 402 projiziert wird) bezeichnen.
Wie bereits beschrieben, wird eine räumliche Korrelation zwischen (i) einem Erdmodell, welches für ein Bohrloch erzeugt wird, in Bezug auf eine bestimmte Position (z. B. einem beliebigen der äquivalenten Modelle 314-1, ..., 314-N) und (ii) mindestens einem anderen Erdmodell, welches eine andere Bohrung (z. B. eine benachbarte Bohrung) kennzeichnet, bestimmt. Gemäß bestimmten Ausführungsformen wird die räumliche Korrelation als eine diskrete Kreuzkorrelation von m und m_p bestimmt. Wie in Ausdruck (1) unten erfasst, wird ein maximales Ergebnis der Kreuzkorrelation ermittelt: $(m * m_{p}) [j] = \sum_{i = - \infty}^{\infty} m * [i] m_{p} [i + j] \to max .$
Gemäß mindestens einer Ausführungsform wird die Summierung der diskreten Kreuzkorrelation von Ausdruck (1) über einem Teilsatz (oder Abschnitt) des Bohrpfads des Bohrlochs 402 durchgeführt. Zum Beispiel kann der Teilsatz des Bohrpfads auf einer maximalen Längenskala/Empfindlichkeit des Resistivitäts-LWD-Werkzeugs (z. B. Bohrlochmesswerkzeug 126) beruhen.
Das Erdmodell (z. B. das Modell 314-1, ..., 314-N), welches zum höchsten Grad der räumlich Korrelation in Bezug auf das projizierte Erdmodell führt, wird als ein optimales Modell ausgewählt.
Zum Zwecke der Veranschaulichung wird die erwähnte Auswahl nun unter Bezugnahme auf 5 beschrieben. 5 zeigt ein veranschaulichendes Szenario, in dem eines der mehreren äquivalenten Erdmodelle auf Grundlage einer räumlichen Korrelation (z. B. einer diskreten Kreuzkorrelation gemäß Ausdruck (1)) mit mindestens einem projizierten Erdmodell ausgewählt wird.
Bei LWD-Vorgängen wird ein Bohrlochmessinstrument (z. B. Bohrlochmesswerkzeug 126) an einer bestimmten Position in einem Bohrloch (z. B. dem Bohrloch 402 aus 4) positioniert. Für diese Position werden die finalen vorhergesagten Modelle 514-1, 514-2, 514-3, 514-4, 514-5, 514-6, 514-7 erzeugt. Diese finalen vorhergesagten Modelle sind ähnlich wie die Modelle 314 aus 3. Zum Zwecke der Veranschaulichung sind entsprechende Darstellungen der Formation gemäß den finalen vorhergesagten Modellen in 5 gezeigt.
Zusätzlich ist eine benachbarte Bohrung (z. B. Bohrung 404 oder Bohrung 406 aus 4) durch ein ähnliches Modell gekennzeichnet. Das Modell der benachbarten Bohrung wird am Bohrpfad des Bohrlochs 402 projiziert, um ein projiziertes Modell 522 zu erzeugen.
Für jedes der finalen vorhergesagten Modelle 514-1, 514-2, 514-3, 514-4, 514-5, 514-6, 514-7 wird eine Kreuzkorrelation mit dem projizierten Modell 522 bestimmt. Wie bereits unter Bezugnahme auf Ausdruck (1) beschrieben, wird eine diskrete Kreuzkorrelation zum Beispiel zwischen (i) mindestens einem Parameter des finalen vorhergesagten Modells (m) und (ii) mindestens einem entsprechenden Parameter des projizierten Modells 522 (m_p) bestimmt. Jedes Ergebnis kann auf Grundlage eines Werts der maximalen Kreuzkorrelation (N) normalisiert werden, sodass die Ergebnisse der Kreuzkorrelationen im Bereich zwischen 0 und 1 liegen. Das/Die finale(n) vorhergesagte(n) Modell(e), das/die das größte normalisierte Ergebnisse ergibt/ergeben, wird/werden als das optimale Modell 520 ausgewählt.
Unter Bezugnahme auf 5 ergibt die Kreuzkorrelation zwischen (i) einem Parameter (z. B. einem Resistivitätswert) des Modells 514-1 und (ii) einem entsprechenden Parameter des projizierten Modells 522 ein normalisiertes Ergebnis von 0,80. Die Kreuzkorrelation zwischen (i) dem Parameter des Modells 514-2 und (ii) dem entsprechenden Parameter des projizierten Modells 522 ergibt ein normalisiertes Ergebnis von 0,75. Die Kreuzkorrelation zwischen (i) dem Parameter des Modells 514-3 und (ii) dem entsprechenden Parameter des projizierten Modells 522 ergibt ein normalisiertes Ergebnis von 0,50. Die Kreuzkorrelation zwischen (i) dem Parameter des Modells 514-4 und (ii) dem entsprechenden Parameter des projizierten Modells 522 ergibt ein normalisiertes Ergebnis von 0,25. Die Kreuzkorrelation zwischen (i) dem Parameter des Modells 514-5 und (ii) dem entsprechenden Parameter des projizierten Modells 522 ergibt ein normalisiertes Ergebnis von 1,00. Die Kreuzkorrelation zwischen (i) dem Parameter des Modells 514-6 und (ii) dem entsprechenden Parameter des projizierten Modells 522 ergibt ein normalisiertes Ergebnis von 0,10. Letztendlich ergibt die Kreuzkorrelation zwischen (i) dem Parameter des Modells 514-7 und (ii) dem entsprechenden Parameter des projizierten Modells 522 ein normalisiertes Ergebnis von 0,20.
Von den Modellen 514-1, 514-2, 514-3, 514-4, 514-5, 514-6 und 514-7 führt das Modell 514-7 zum höchsten Grad der räumlichen Korrelation in Bezug auf das projizierte Modell 522. Dies entspricht der Veranschaulichung in 5, dass die Darstellung gemäß dem Modell 514-5 der Darstellung gemäß dem projizierten Modell 522 visuell am ähnlichsten ist. Dementsprechend wir das Modell 514-5 als das optimale Modell 520 ausgewählt. Im Gegensatz zum optimalen Modell 320 aus 3, welches ausschließlich auf Grundlage der Abweichung ausgewählt wird, wird das optimale Modell 520 auf Grundlage von mindestens einem Grad der räumlichen Korrelation mit einem projizierten Modell (z. B. dem projizierten Modell 522) ausgewählt.
Alternativ können zwei oder mehr Modelle, die zu Graden (oder Messungen) der räumlichen Korrelation führen, die gleich oder größer als ein bestimmter Schwellenwert sind, als optimale Modelle ausgewählt werden. Unter weiterer Bezugnahme auf 5 zum Beispiel kann ein Schwellenwert von 0,75 ausgewählt werden. In dieser Situation werden das Modell 514-1 (welches ein normalisiertes Ergebnis von 0,80 ergibt) und das Modell 514-2 (welches ein normalisiertes Ergebnis von 0,75 ergibt) zusätzlich zum Modell 514-5 als optimale Modelle ausgewählt.
Unter erneuter Bezugnahme auf den Ausdruck (1) können die Vektoren m und m_p EM-Attribute der entsprechenden Erdmodelle (z. B. der Modelle 514-1, 514-2, 514-3, 514-4, 514-5, 514-6, 514-7, 520) bezeichnen. Wie bereits beschrieben, können EM-Attribute Resistivität, Leitfähigkeit, Permittivität, Permeabilität, Aufladbarkeit und/oder andere IP-Parameter beinhalten. Die EM-Attribute können isotrop oder anisotrop sein. Eine Schichtneigung kann anhand der Ausrichtung des Bohrlochmessinstruments in Bezug auf das 1D-Resistivitätsmodell wiederhergestellt werden. Alternativ (oder zusätzlich) bezeichnen die Vektoren m und m_p eine oder mehrere andere Eigenschaften. Zum Beispiel können diese anderen Eigenschaften die Tiefe zu einer Grenze, die Tiefen zu jeder von zwei Grenzen und/oder die Neigung der Grenzen beinhalten.
Gemäß mindestens einer Ausführungsform bezeichnen die Vektoren m und m_p eine Funktion von zwei oder mehr bereits beschriebenen Eigenschaften. Zum Beispiel können die Vektoren die Dicke einer Schicht bezeichnen, wie sie von der Differenz zwischen den Tiefen zu jeder von zwei Grenzen abgeleitet wird. Als ein weiteres Beispiel können die Vektoren den Widerstand (oder die Leitfähigkeit) einer Schicht bezeichnen, wie sie vom Produkt der Resistivität und der Dicke oder des Anisotropiekoeffizienten abgeleitet wird.
Wie bereits beschrieben, kann der Vektor m_p einen oder mehrere projizierte Parameter eines anderen Modells bezeichnen. Alternativ kann der Vektor m_p einen oder mehrere projizierte Parameter der Modelle von zwei oder mehr Bohrungen bezeichnen. Unter erneuter Bezugnahme auf 4 kann sich der Vektor m_p aus projizierten Modellen von zwei oder mehr benachbarten Bohrungen (z. B. Bohrungen 404, 406) auf den Bohrpfad des Bohrlochs 402 ergeben.
Alternativ (oder zusätzlich) kann der Vektor m_p als eine Projektion von einer oder mehreren benachbarten Bohrungen bestimmt werden, die durch Oberflächen eingeschränkt sind, wie etwa seismische oder lithologische Oberfläche innerhalb eines strukturellen oder geozellulären Erdmodells. Ferner kann der Vektor m_p anhand anderer Bohrlochmessdaten und/oder Modelle (z. B. Dichte anhand nuklearer Messwerte, Langsamkeit anhand akustischer Messwerte, Porosität und Flüssigkeitssättigung anhand von Messwerten zur nuklearen magnetischen Resonanz (NMR)), die in Resistivitäts-basierte Modellparameter umgewandelt wurden, z. B. über analytische, empirische oder statistische physikalische Beziehungen des Felsen, berechnet werden.
Alternativ (oder zusätzlich) kann der Vektor m_p als eine Projektion von einem geozellulären Modell (z. B. einem statistischen Reservoirmodell, welches petrophysikalische, geologische, geophysikalische, fluidische und Felsdaten kennzeichnet, wie im gesamten Reservoir räumlich verteilt) bestimmt werden. Ferner kann der Vektor m_p anhand petrophysikalischer Modelle (z. B. Porosität, Flüssigkeitssättigungen), die in Resistivitäts-basierte Modellparameter umgewandelt wurden, z. B. über analytische, empirische oder statistische physikalische Beziehungen des Felsen, bestimmt werden.
Alternativ (oder zusätzlich) kann der Vektor m_p auf akzeptablen oder erwartbaren Störungen von anderen Erdmodellparametern beruhen. Zum Beispiel kann eine Versatzbohrung, die projiziert wird, um eine konstante Schichtdicke aufzuweisen, gestört werden (z. B. durch eine skalare Quantität, wie etwa 1,1, skaliert werden), um Variationen oder andere 2D- oder 3D-Strukturen zu erlauben, wie etwa Fehler, dünne Schichten, Quetschung usw. Die Quantität (z. B. Größe oder Amplitude) solcher Störungen kann unabhängige und zusätzliche Modellparameter darstellen. Durch das Beobachten, wie sehr eine Veränderung eines Modellparameters eine Veränderung des Ergebnisses der Korrelation verursacht, wird eine Empfindlichkeit beurteilt.
Obwohl der Ausdruck (1) eine diskrete Kreuzkorrelation von m und m_p verwendet, versteht es sich, dass andere Ähnlichkeitsmaße verwendet werden können. Zum Beispiel können eine Konvolutions-, Korrelations- und/oder Kohärenzfunktion durchgeführt werden und ein maximales Ergebnis kann ermittelt werden.
Gemäß mindestens einer Ausführungsform wird ein Satz äquivalenter Erdmodelle (z. B. die Modelle 314-1, ..., 314-N) in einem 2D(Pixel)-Resistivitätsmodell mit Koordinaten der gemessenen Tiefe (measured depth - MD) und der wirklichen vertikalen Tiefe (true vertical depth - TVD) projiziert, z. B. p(MD, TVD), wobei p die Resistivität bezeichnet und (MD, TVD) Koordinaten eines Verlaufs bezeichnen. In dieser Situation wird das äquivalente Erdmodell, das eine diskrete 2D-Kreuzkorrelationsfunktion maximiert, als ein optimales Modell ausgewählt. Gemäß einer anderen Ausführungsform werden die äquivalenten Erdmodelle mit anderen LWD- oder drahtgebundenen Daten/Messwerten (1D- oder 2D-) kreuzkorreliert. In dieser Situation muss die Kreuzkorrelation nicht auf abgeleiteten Erdmodellparametern beruhen.
6 ist ein Ablaufdiagramm, welches ein veranschaulichendes Auswahlverfahren 600 auf Grundlage eines Grades der räumlichen Korrelation zwischen Erdmodellen zeigt. Im Verfahren 600 wird bei Block 602 eine Vielzahl von Erdmodellen einer unterirdischen Formation erzeugt. Die Erdmodelle (z. B. Modelle 514-1, 514-2, 514-3, 514-4, 514-5, 514-6, 514-7 aus 5) werden auf Grundlage von mindestens einer Messung (z.B. einer Resistivitätsmessung) der unterirdischen Formation an einem Bohrloch (z. B. Bohrloch 402 aus 4) erzeugt. Bei Block 604 wird mindestens ein zweites Erdmodell an einem Bohrpfad des Bohrlochs projiziert. Unter erneuter Bezugnahme auf 4 kann das zweite Erdmodell die benachbarte Bohrung 404 (oder die benachbarte Bohrung 406) kennzeichnen. Bei Block 606 wird eines der Vielzahl von Erdmodellen ausgewählt. Die Auswahl beruht auf einer räumlichen Korrelation zwischen mindestens einem Parameter des ausgewählten Modells und einem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten zweiten Erdmodells. Zum Beispiel beruht die Auswahl auf einer Bestimmung, dass das ausgewählte Modell einen höchsten Grad der räumlichen Korrelation mit dem projizierten zweiten Erdmodell aufweist. Als ein anderes Beispiel beruht die Auswahl auf einer Bestimmung, dass das ausgewählte Modell einen Grad (oder ein Maß) der räumlichen Korrelation aufweist, der bzw. das gleich oder größer als ein bestimmter Schwellenwert ist.
Hierin offenbarte Ausführungsformen beinhalten Folgendes:

A: Bohrlochmesssystem, das ein elektromagnetisches Bohrlochmesswerkzeug beinhaltet, welches mindestens eine Messung einer unterirdischen Formation an einem Bohrloch sammelt. Das Bohrlochmesssystem beinhaltet außerdem ein Verarbeitungssystem, welches eine Vielzahl von Erdmodellen der unterirdischen Formation auf Grundlage der mindestens einen Messung der unterirdischen Formation erzeugt. Das Verarbeitungssystem projiziert mindestens ein zweites Erdmodell an einem Bohrpfad des Bohrlochs und wählt ein Modell der Vielzahl von Erdmodellen auf Grundlage einer räumlichen Korrelation zwischen mindestens einem Parameter des ausgewählten Modells und einem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells aus.
B. Verfahren, das Erzeugen einer Vielzahl von Erdmodellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer Messung der unterirdischen Formation an einem Bohrloch beinhaltet. Das Verfahren beinhaltet ferner Projizieren von mindestens einem zweiten Erdmodell an einem Bohrpfad des Bohrlochs. Das Verfahren beinhaltet ferner Auswählen eines Modells der Vielzahl von Erdmodellen auf Grundlage einer räumlichen Korrelation zwischen mindestens einem Parameter des ausgewählten Modells und einem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells.

Jede der Ausführungsformen A und B kann eines oder mehrere der folgenden zusätzlichen Elemente in jeder Kombination aufweisen. Element 1: wobei: eine Abweichung jedes Modells der Vielzahl von Erdmodellen unter einem bestimmten Schwellenwert ist, wobei die Abweichung auf einer Differenz zwischen der mindestens einen Messung der unterirdischen Formation und einer vorhergesagten Messung auf Grundlage des entsprechenden Modells beruht; und die Auswahl auf Grundlage der räumlichen Korrelation eine Wahrscheinlichkeit verbessert, dass das ausgewählte Modell geologisch genauer ist als mindestens ein anderes der Vielzahl von Modellen relativ zum Auswählen auf Grundlage der Abweichung allein. Element 2: wobei: das Verarbeitungssystem das mindestens eine zweite Erdmodell durch räumliches Extrapolieren oder Interpolieren des entsprechenden mindestens einen Parameters von mindestens einem zweiten Bohrpfad zum Bohrpfad des Bohrlochs projiziert; und die räumliche Extrapolation oder Interpolation auf mindestens einer räumlichen Funktion oder einer räumlich statistischen Funktion beruht. Element 3: wobei das mindestens eine zweite Erdmodell mindestens einer Bohrung benachbart zum Bohrloch entspricht oder ein geozelluläres Erdmodell umfasst. Element 4: wobei das ausgewählte Modell unter der Vielzahl von Erdmodellen einen stärksten Grad der räumlichen Korrelation mit dem projizierten mindestens einen zweiten Erdmodell aufweist. Element 5: wobei Verarbeitungssystem das Modell durch Durchführen von mindestens einer Kreuzkorrelation, einer Konvolution oder einer Kohärenz zwischen dem mindestens einen Parameter des ausgewählten Modells und dem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells auswählt. Element 6: wobei das Verarbeitungssystem das Modell durch Durchführen einer diskreten Kreuzkorrelation zwischen dem mindestens einen Parameter des ausgewählten Modells und dem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells über einen Teilsatz des Bohrpfads des Bohrlochs auswählt.
Element 7: wobei: eine Abweichung jedes Modells der Vielzahl von Erdmodellen unter einem bestimmten Schwellenwert ist, wobei die Abweichung auf einer Differenz zwischen der mindestens einen Messung der unterirdischen Formation und einer vorhergesagten Messung auf Grundlage des entsprechenden Modells beruht; und die Auswahl auf Grundlage der räumlichen Korrelation eine Wahrscheinlichkeit verbessert, dass das ausgewählte Modell geologisch genauer ist als mindestens ein anderes der Vielzahl von Modellen relativ zum Auswählen auf Grundlage der Abweichung allein. Element 8: wobei der ausgewählte Schwellenwert auf einem Rauschpegel beruht, welcher der mindestens einen Messung entspricht. Element 9: wobei die mindestens eine Messung eine Resistivitätsmessung umfasst. Element 10: wobei Erzeugen der Vielzahl von Erdmodellen Durchführen einer Vielzahl von Resistivitätsinversionen auf Grundlage der mindestens einen Messung umfasst, wobei die Vielzahl von Resistivitätsinversionen mindestens eine stochastische Resistivitätsinversion oder eine deterministische Resistivitätsinversion umfasst. Element 11: wobei Projizieren des mindestens einen zweiten Erdmodells räumliches Extrapolieren oder Interpolieren des entsprechenden mindestens einen Parameters von mindestens einem zweiten Bohrpfad zum Bohrpfad des Bohrlochs umfasst. Element 12: wobei die räumliche Extrapolation oder Interpolation auf mindestens einer räumlichen Funktion oder einer räumlich statistischen Funktion beruht. Element 13: wobei das mindestens eine zweite Erdmodell mindestens einer Bohrung benachbart zum Bohrloch entspricht oder ein geozelluläres Erdmodell umfasst. Element 14: wobei das ausgewählte Modell unter der Vielzahl von Erdmodellen einen stärksten Grad der räumlichen Korrelation mit dem projizierten mindestens einen zweiten Erdmodell aufweist. Element 15: wobei das ausgewählte Modell einen Grad der räumlichen Korrelation aufweist, der über einem bestimmten Schwellenwert liegt. Element 16: wobei Auswählen des Modells Durchführen von mindestens einer Kreuzkorrelation, einer Konvolution oder einer Kohärenz zwischen dem mindestens einen Parameter des ausgewählten Modells und dem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells umfasst. Element 17: wobei Auswählen des Modells Durchführen einer diskreten Kreuzkorrelation zwischen dem mindestens einen Parameter des ausgewählten Modells und dem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells über einen Abschnitt des Bohrpfads des Bohrlochs umfasst. Element 18: wobei der Abschnitt des Bohrpfads auf einer Empfindlichkeit einer Quelle der mindestens einen Messung beruht.
Zahlreiche Variationen und Modifikationen werden dem Fachmann ersichtlich, sobald die vorstehende Offenbarung vollständig betrachtet wurde. Die Verfahren und Systeme können zum Bohren, Bohrlochmessen und/oder für andere Vorgänge, bei denen ein bestimmtes Formationsmodell aus zwei oder mehr Formationsmodellen (z. B. äquivalenten Formationsmodellen) auszuwählen ist, verwendet werden. Die folgenden Patentansprüche sollen, wo zutreffend, solche Veränderungen abdecken.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Patentliteratur

US 2016/018009 [0036]

Claims

Verfahren zum Modellieren einer unterirdischen Formation, wobei das Verfahren Folgendes umfasst: Erzeugen einer Vielzahl von Erdmodellen der unterirdischen Formation auf Grundlage von mindestens einer Messung der unterirdischen Formation an einem Bohrloch; Projizieren von mindestens einem zweiten Erdmodell an einem Bohrpfad des Bohrlochs; und Auswählen eines Modells der Vielzahl von Erdmodellen auf Grundlage einer räumlichen Korrelation zwischen mindestens einem Parameter des ausgewählten Modells und einem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei: eine Abweichung jedes Modells der Vielzahl von Erdmodellen unter einem bestimmten Schwellenwert ist, wobei die Abweichung auf einer Differenz zwischen der mindestens einen Messung der unterirdischen Formation und einer vorhergesagten Messung auf Grundlage des entsprechenden Modells beruht; und die Auswahl auf Grundlage der räumlichen Korrelation eine Wahrscheinlichkeit verbessert, dass das ausgewählte Modell geologisch genauer ist als mindestens ein anderes der Vielzahl von Modellen relativ zum Auswählen auf Grundlage der Abweichung allein.
Verfahren nach Anspruch 2, wobei der ausgewählte Schwellenwert auf einem Rauschpegel beruht, welcher der mindestens einen Messung entspricht.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die mindestens eine Messung eine Resistivitätsmessung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei Erzeugen der Vielzahl von Erdmodellen Durchführen einer Vielzahl von Resistivitätsinversionen auf Grundlage der mindestens einen Messung umfasst, wobei die Vielzahl von Resistivitätsinversionen mindestens eine stochastische Resistivitätsinversion oder eine deterministische Resistivitätsinversion umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei Projizieren des mindestens einen zweiten Erdmodells räumliches Extrapolieren oder Interpolieren des entsprechenden mindestens einen Parameters von mindestens einem zweiten Bohrpfad zum Bohrpfad des Bohrlochs umfasst.
Verfahren nach Anspruch 6, wobei die räumliche Extrapolation oder Interpolation auf mindestens einer räumlichen Funktion oder einer räumlich statistischen Funktion beruht.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das mindestens eine zweite Erdmodell mindestens einer Bohrung benachbart zum Bohrloch entspricht oder ein geozelluläres Erdmodell umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das ausgewählte Modell unter der Vielzahl von Erdmodellen einen stärksten Grad der räumlichen Korrelation mit dem projizierten mindestens einen zweiten Erdmodell aufweist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das ausgewählte Modell einen Grad der räumlichen Korrelation aufweist, der über einem bestimmten Schwellenwert liegt.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei Auswählen des Modells Durchführen von mindestens einer Kreuzkorrelation, einer Konvolution oder einer Kohärenz zwischen dem mindestens einen Parameter des ausgewählten Modells und dem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei Auswählen des Modells Durchführen einer diskreten Kreuzkorrelation zwischen dem mindestens einen Parameter des ausgewählten Modells und dem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells über einen Abschnitt des Bohrpfads des Bohrlochs umfasst.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei der Abschnitt des Bohrpfads auf einer Empfindlichkeit einer Quelle der mindestens einen Messung beruht.
Bohrlochmesssystem, Folgendes umfassend: ein elektromagnetisches Bohrlochmesswerkzeug, welches mindestens eine Messung einer unterirdischen Formation an einem Bohrloch sammelt; und ein Verarbeitungssystem, welches: eine Vielzahl von Erdmodellen der unterirdischen Formation auf Grundlage der mindestens einen Messung der unterirdischen Formation erzeugt; mindestens ein zweites Erdmodell an einem Bohrpfad des Bohrlochs projiziert; und ein Modell der Vielzahl von Erdmodellen auf Grundlage einer räumlichen Korrelation zwischen mindestens einem Parameter des ausgewählten Modells und einem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells auswählt.
Bohrlochmesssystem nach Anspruch 14, wobei: eine Abweichung jedes Modells der Vielzahl von Erdmodellen unter einem bestimmten Schwellenwert ist, wobei die Abweichung auf einer Differenz zwischen der mindestens einen Messung der unterirdischen Formation und einer vorhergesagten Messung auf Grundlage des entsprechenden Modells beruht; und die Auswahl auf Grundlage der räumlichen Korrelation eine Wahrscheinlichkeit verbessert, dass das ausgewählte Modell geologisch genauer ist als mindestens ein anderes der Vielzahl von Modellen relativ zum Auswählen auf Grundlage der Abweichung allein.
Bohrlochmesssystem nach Anspruch 14, wobei: das Verarbeitungssystem das mindestens eine zweite Erdmodell durch räumliches Extrapolieren oder Interpolieren des entsprechenden mindestens einen Parameters von mindestens einem zweiten Bohrpfad zum Bohrpfad des Bohrlochs projiziert; und die räumliche Extrapolation oder Interpolation auf mindestens einer räumlichen Funktion oder einer räumlich statistischen Funktion beruht.
Bohrlochmesssystem nach Anspruch 14, wobei das mindestens eine zweite Erdmodell mindestens einer Bohrung benachbart zum Bohrloch entspricht oder ein geozelluläres Erdmodell umfasst.
Bohrlochmesssystem nach Anspruch 14, wobei das ausgewählte Modell unter der Vielzahl von Erdmodellen einen stärksten Grad der räumlichen Korrelation mit dem projizierten mindestens einen zweiten Erdmodell aufweist.
Bohrlochmesssystem nach Anspruch 14, wobei Verarbeitungssystem das Modell durch Durchführen von mindestens einer Kreuzkorrelation, einer Konvolution oder einer Kohärenz zwischen dem mindestens einen Parameter des ausgewählten Modells und dem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells auswählt.
Bohrlochmesssystem nach Anspruch 14, wobei das Verarbeitungssystem das Modell durch Durchführen einer diskreten Kreuzkorrelation zwischen dem mindestens einen Parameter des ausgewählten Modells und dem entsprechenden mindestens einen Parameter des projizierten mindestens einen zweiten Erdmodells über einen Teilsatz des Bohrpfads des Bohrlochs auswählt.