DE19983231B4

DE19983231B4 - System und Verfahren zur Sekundärförderung von Kohlenwasserstoff

Info

Publication number: DE19983231B4
Application number: DE19983231T
Authority: DE
Inventors: Manik Houston Talwani; Melvin Schweitzer; Walter K. Feldman
Original assignee: Lockheed Martin Corp
Current assignee: Lockheed Martin Corp
Priority date: 1998-05-12
Filing date: 1999-05-11
Publication date: 2005-12-01
Anticipated expiration: 2019-05-12
Also published as: ID27202A; WO1999058816A1; MXPA00011041A; ID27811A; US6125698A; CA2330969C; DE19983231T1; US6212952B1; MXPA00011040A; CA2330969A1; BR9910400A; AU3893399A; DE19983216T1; AU3978399A; US6152226A; CA2330968C; WO1999059002A3; CA2330968A1; US6467543B1; WO1999059002A2

Abstract

Verfahren zum Steuern einer Förderung von fluidem Kohlenwasserstoff aus einem unter der Oberfläche liegenden Kohlenwasserstoff-Reservoir, bei welchem eine sekundäre Förderung durchgeführt wird durch die Injektion eines Verdrängungsfluids darin und aus welchem fluide Kohlenwasserstoffe entnommen werden in Reaktion auf die Injektion des Verdrängungsfluides, gekennzeichnet durch:
Durchführen einer ersten Messung des Gravitations-Gradienten über dem Reservoir;
Durchführen mindestens einer zweiten Messung des Gravitations-Gradienten über dem Reservoir, wobei die erste und zweite Messung durch einen Zeitraum getrennt sind;
Bestimmen der Position der Grenze zwischen dem Verdrängungsfluid und den fluiden Kohlenwasserstoffen aus den Daten der ersten und zweiten Messungen; und
Steuern der Injektion des Verdrängungsfluids, um das Entnehmen der Kohlenwasserstoffe aus dem Reservoir zu steuern.

Description

Technologischer Hintergrund
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein System und Verfahren für die sekundäre Restölgewinnung bzw. Sekundärförderung von Öl und insbesondere auf ein System und Verfahren für die Sekundärförderung von Öl, bei welchem die unter der Oberfläche liegende Grenze oder Grenzfläche zwischen dem zu fördernden Öl und dem das Reservoir austreibenden bzw. verdrängenden Fluid detektiert und gesteuert wird, um die Förderung bzw. die Gewinnung zu optimieren und noch spezifischer auf ein System und Verfahren, bei welchem Anomalitäten innerhalb des Gravitations- bzw. Schwerkraftfeldes, welche verursacht wurden durch Dichteveränderung und Kontraste bzw. Gegensätze folgend aus der Bewegung der unter der Oberfläche liegenden Grenze zwischen dem zu fördernden bzw. zu gewinnenden Öl und der das Reservoir austreibenden bzw. verdrängenden (drive-out) oder wieder unter Druck setzenden Fluid verursacht wird, beobachtet wird.
Kohlenwasserstoff-Reservoirs bzw. -Vorkommen von Öl und Erdgas bzw. Naturgas bilden sich aus als Folge der Transformation bzw. Umwandlung von organischem Material in verschiedene Arten von Kohlenwasserstoff-Materialien, einschließlich Kohlen, Teer, Ölen und Erdgasen bzw. Naturgasen. Es wird angenommen, dass sich Öl und Gasreservoirs bzw. -vorkommen ausbilden, wenn leichtere Kohlenwasserstoffmoleküle in Richtung auf die Oberfläche der Erde durchsickern bzw. perkolieren, bis diese in einer relativ durchlässigen bzw. permeablen Schicht gefangen bzw. gehalten werden, unterhalb einer relativ undurchlässigen Schicht, welche die durchlässige Schicht „zudeckt" („caps") bzw. abschließt. Die leichteren Kohlenwasserstoffmoleküle setzen das Ansammeln fort bzw. reichern sich an, oft von Wassermolekülen begleitet, in relativ großen unter der Oberfläche liegenden Reservoirs bzw. Speichern. Weil diese Reservoirs bei verschiedenen Tiefen innerhalb der Erde vorliegen, liegen diese oft unter einem erheblichen geostatischen Druck.
Kohlenwasserstoff-Vorkommen wurden an bzw. aus der Oberfläche und unter der Oberfläche liegenden Ablagerungen gewonnen bzw. gefördert durch das Abbauen bzw. Fördern von festen Resourcen bzw. Vorkommen (Kohle und Teere) und durch Pumpen oder sonstiges Entnehmen von Erdgas bzw. Naturgas und flüssigem Öl aus natürlich auftretenden unter der Oberfläche liegenden Vorkommen bzw. Ablagerungen.

Im letzten Jahrhundert wurde Erdgas und Öl durch Bohren eines Bohrlochs in unter der Oberfläche liegende Reservoirs abgebaut bzw. gefördert. Im Allgemeinen wurden die meisten Reservoirs natürlich durch die Anwesenheit von freiem Erdgas unter Druck gesetzt, welches sich über der flüssigen Ölschicht angehäuft bzw. akkumuliert hat und oft durch Wasser, welches sich unterhalb der flüssigen Ölschicht angesammelt hat. Weil das natürlich vorkommende Rohöl eine Dichte aufweist, welche niedriger liegt als diejenige von Wasser (d.h. von 0,7 in dem Fall von „leichtem" Rohöl bis 0,9 in dem Falle von „schwerem" Rohöl reicht), sammelt sich Rohöl über der von Wasser durchdrungenen Schicht und unter der von Gas durchdrungenen Schicht an. Demzufolge würde ein Bohrloch, welches innerhalb der von Öl durchdrungenen Schicht endet, Öl liefern bzw. hervorbringen, welches seine heraustreibende bzw. Austriebs(driveout)-Energie von einer darüber liegenden von Gas durchdrungenen Schicht und/oder einer darunter liegenden von Wasser durchdrungenen Schicht erhält bzw. gewinnt.

Im Allgemeinen tritt das „primäre" Fördern von Rohöl während der Zeitdauer auf, bei welcher das natürliche Unterdrucksetzen bzw. der natürliche Druck eines Reservoirs bewirkt, dass das Rohöl nach oben durch die Förderbohrung ausgetrieben bzw. verdrängt wird. Bei einem bestimmten Punkt bei der Betriebsdauer des Reservoirs wird die natürlich auftretende Druckbeaufschlagung effektiv verringert. Einige verschiedene Verfahren, welche im Allgemeinen als sekundäre (Rest)Ölgewinnungs- bzw. Sekundärförderungsverfahren bekannt sind, wurden entwickelt, um Rohöl zu fördern, nachdem die natürliche Druckbeaufschlagung erschöpft ist. Im Allgemeinen umfasst die Sekundärförderung ein wieder unter Druck Setzen des Reservoirs mit einem Fluid (d.h. einer Flüssigkeit oder einem Gas), um die Viskosität des Öles herabzusetzen und/oder das verbleibende Rohöl in der von Öl durchdrungenen Schicht zu der Oberfläche durch eine oder mehrere Quellen bzw. Förderlöcher auszutreiben. Das austreibende bzw. verdrängende Fluid wird in das Reservoir eingeführt durch Injektions-Bohrlöcher, welche das unter Druck gesetzte, austreibende bzw. Verdrängungs-Fluid in das Reservoir pumpen, um das Öl zu verdrängen und es dadurch in Richtung auf die produzierenden bzw. fördernden Bohrlöcher auszutreiben.

Verschiedene Verfahren wurden entwickelt für die Platzierung bzw. Anordnung der Injektions-Bohrlöcher. Zum Beispiel kann eine Reihe bzw. Linie von Injektions-Bohrlöchern bei oder benachbart zu einer bekannten Grenze des Reservoirs angeordnet werden, um Rohöl in Richtung auf und zu den Förderbohrlöchern auszutreiben. Wenn die Grenze zwischen dem bzw. des den Druck verursachenden Fluids über die Förderbohrlöcher fortschreitet, können die Förderbohrlöcher verschlossen werden, oder, wenn gewünscht, zu Injektions-Bohrlöchern umgewandelt werden. Bei einer anderen Anordnung werden Injektions-Bohrlöcher zwischen Förderbohrlöchern verteilt bzw. dazwischen gelegt, um das Öl in der von Öl durchdrungenen Schicht weg von dem Injektionspunkt auszutreiben in Richtung auf ein Förderbohrloch und unmittelbar benachbarte Förderbohrlöcher.

Verschiedene Fluide einschließlich Wasser bei verschiedenen Temperaturen, Dampf, Kohlendioxid und Stickstoff wurden verwendet, um das wieder unter Druck Setzen des Reservoirs und das Verdrängen des gewünschten Rohöls aus seiner Felsen- oder Sand-Matrix bzw. -Binder in Richtung auf die Förderbohrlöcher zu bewirken.

Bei der Wasserflut- bzw. Wassereinpresstechnik wird Wasser bei Umgebungstemperatur in ein Reservoir injiziert, um das Öl vorwärts und auf die Förderbohrlöcher auszutreiben. Das injizierte Wasser sammelt sich unter dem Rohöl an und schwemmt bzw. spült als Effekt das Rohöl mit einer leichteren Dichte nach oben in Richtung auf und zu dem Bohrloch des Förderloches. Bei denjenigen Fällen, bei welchen die von Öl durchdrungene Schicht relativ dünn ist aus einem geologischen Blickpunkt und auch zwischen zwei relativ wenig durchlässigen Schichten begrenzt ist (d.h. eine undurchlässige Reservoir-Decke und ein durchlässigerer Reservoir-Untergrund), wird Wasser bei einem relativ hohen Druck und Volumen injiziert, um eine „Randverdrängung" („edge drive") zu bewirken, durch welche das Rohöl in Richtung auf die Öl fördernden Bohrlöcher gedrückt wird. Manchmal wird das injizierte Wasser erwärmt bzw. erhitzt, um beim Verringern der Viskosität des Öles behilflich zu sein und dadurch beim Verdrängen des Rohöles aus den Poren des durchlässigen Sandes oder Felses zu helfen. Die Wasserfluttechnik ist auch sehr gut geeignet zum Austreiben bzw. Verdrängen von Erdgas, welches innerhalb der Poren von einem Felsen mit relativ niedriger Permeabilität bzw. Durchlässigkeit gefangen bzw. eingeschlossen ist, in Richtung auf ein Förderbohrloch.

Bei der Dampfflutungs- bzw. -einpress Technik wird Dampf verwendet, um Öl aus dem Öl lagernden bzw. beinhaltenden Sand oder Felsen zu verdrängen oder auszutreiben in Richtung auf die Förderbohrlöcher. Der Dampf, welcher am Anfang überhitzt werden kann, wird in die von Öl durchdrungene Schicht injiziert, um ein erneutes bzw. wieder unter Druck Setzen des Reservoirs zu verursachen. Wenn sich der Dampf von seinem anfänglichen Injektionspunkt wegbewegt, fällt seine Temperatur ab und die Qualität des Dampfes verschlechtert sich, wenn der Dampf eventuell zu einer Schicht mit bzw. aus heißem Wasser kondensiert. Zusätzlich können einige der leichteren Kohlenwasserstoffe aus dem Rohöl herausdestilliert werden, wenn dieses sich einer Verdrängung bei der Grenzfläche zwischen dem Dampf/heißem Wasser und dem Rohöl unterzieht. Die Dampf-Injektion kann kontinuierlich sein oder intermittierend auf einer Start- und -Stopp-Basis erfolgen.

Zusätzlich zur Verwendung von Wasser und Dampf, um das erneute bzw. wieder Unterdrucksetzen und Austreiben bzw. Verdrängen des Rohöles zu den Förderbohrlöchern zu bewirken, wurden Kohlendioxid und Stickstoff auch für den gleichen Zweck verwendet.

Ein Problem, das bei Wasser-, Dampf- oder Gas-Verdrängungs- bzw. -Austreibungs-Techniken auftritt, ist die Bestimmung der Grenze oder Grenzfläche zwischen dem Verdrängungsfluid und dem Rohöl. Bei einer optimalen Situation würde sich die Grenze zwischen dem Verdrängungsfluid und dem zu verdrängenden Rohöl auf eine vorhersehbare Art durch das Reservoir von den Injektionspunkten zu den Förderbohrlöchern bewegen, um die Produktion von Rohöl zu maximieren. Die Geologie eines Reservoirs bzw. Vorkommens ist im Allgemeinen komplex und nicht homogen und enthält oft Bereiche oder Zonen von Sand oder Felsen mit höherer Durchlässigkeit; diese Zonen mit höherer Durchlässigkeit können als Durchflusswege mit niedriger Impedanz bzw. Widerstand für das unter Druck gesetzte Verdrängungs-Fluid wirken. Das unter Druck gesetzte Verdrängungs- bzw. Vertreibungs-Fluid bildet manchmal Kanäle mit niedriger Impedanz bzw. Widerstand, welche als „Diebstahl" („theft") Zonen bekannt sind, durch welche das unter Druck gesetzte Fluid „durchschlägt" („punch through") zu einem Förderbohrloch, um dadurch erheblich den Förder- bzw. Gewinnungswirkungsgrad zu verringern.

Die Fähigkeit, die Position der und der oft unklaren bzw. undeutlichen Grenzfläche oder Begrenzung zwischen dem zu verdrängenden Rohöl und dem unter Druck gesetzten Verdrängungs- bzw. Austriebs-Fluid zu identifizieren bzw. bestimmen, um die Geschwindigkeit und Morphologie dieser Grenze zu verfolgen und um eine Regelung bzw. Steuerung davon zu bewirken, würde die sekundäre (Rest)Ölgewinnung bzw. Sekundärförderung wesentlich verbessern.

Verschiedene Techniken wurden entwickelt zum Gewinnen eines Verständnisses der Anordnung der unter der Oberfläche liegenden Geologie eines Öl enthaltenden Reservoirs. Die vorherrschende Technik umfasst eine seismische Echotechnik (seismic echoing), bei welcher eine Druckwelle nach unten gerichtet wird in bzw. auf eine unter der Oberfläche liegende Schicht bzw. Flöz (strata). Die anfängliche Initial- bzw. Abfrage (interrogation)-Wellenenergie wird gewöhnlich durch die Detonation von Sprengstoffen oder durch spezia lisierte auf den Boden bzw. die Erde aufschlagende Maschinen erzeugt. Die Abfrage (interrogation)-Welle breitet sich von ihrem Erzeugungs- bzw. Quellenpunkt mit ihrer Übertragungsgeschwindigkeit aus, welche beeinflusst wird durch das Elastizitätsmodul und die Dichte des Materials, durch welche diese hindurchtritt. Wie bei jeder Wellenenergie unterliegt die Abfrage (interrogation)-Welle der Reflexion, Brechung, Streuung, Absorption und Dämpfungs-Effekten, welche durch das Material verursacht werden, durch welche diese hindurchtritt und von welchem diese reflektiert wird. Die reflektierte Wellenenergie wird durch Geophone bzw. Erdhörer detektiert, welche von dem seismischen Erzeugungs- bzw. Quellenpunkt entfernt bzw. beabstandet sind und wird einer Verarbeitung unterzogen, um ein Modell des Reservoirs zu gewinnen. Diese Technik ist hoch entwickelt und sehr gut angepasst zum Detektieren von unter der Oberfläche liegenden Strukturen, welche für die Anreicherung von Öl oder Gas bevorzugt sein können.

Andere Techniken zum Untersuchen einer unter der Oberfläche liegenden Geologie umfassen die Verwendung von Gravitationsmessgeräten, um kleine Veränderungen der Amplitude des Gravitations- bzw. Schwerkraftsvektors zu detektieren, zu Zwecken des Detektierens von unter der Oberfläche liegenden Strukturen, welche für die Anreicherung von Öl oder Gas bevorzugt sein können.

Die verschiedenen Geräte und Techniken, welche verwendet wurden, um unter der Oberfläche liegende Schichten bzw. Flöze (strata) zu untersuchen, haben zu erheblichen Fortschritten bei der Fähigkeit geführt, ein 3-dimensionales Modell oder eine Simulation des Reservoirs zu erzeugen. Jedoch sind bestehende Erfassungstechniken nicht dazu fähig, die Stelle bzw. den Ort und die Morphologie der Grenze oder Grenzfläche zwischen dem unter Druck gesetzten Verdrängungs- bzw. Austriebs-Fluid und dem Öl oder Erdgas in diesen Reservoirs zu detektieren, bei welchen eine sekundäre (Rest)Ölgewinnung bzw. Sekundärförderung durchgeführt wird. Eine Information bezüglich. der Position, Morphologie und Geschwindigkeit der Grenze würden von erheblichem Wert beim Optimieren der Gewinnung der Kohlenwasserstoffe sein, welche einem (Rück)Gewinnungs- bzw. Förderprozess unterworfen werden, insbesondere beim effizienten Nutzen der Austriebs- bzw. Verdrängungsfluide.

Offenbarung der Erfindung

Im Hinblick auf das obige ist es unter anderem ein Ziel der vorliegenden Erfindung ein System und Verfahren vorzuschlagen, zum Verbessern der Förderung bzw. Gewinnung von fluiden Kohlenwasserstoffen, wie z.B. Öl und Erdgas, aus einem Öl- und/oder Gas-Reservoir, bei welchem das Reservoir einer Wieder-Unterdrucksetzung (re-pressurization) ausgesetzt bzw. unterzogen wird.

Es ist eine andere Aufgabe der vorliegenden Erfindung ein System und Verfahren für eine Sekundärförderung von Kohlenwasserstoff vorzuschlagen, bei welchem ein unter Druck gesetztes Fluid verwendet wird um Öl und/oder Erdgas von dem Reservoir zu einem Förder-Bohrloch zu verdrängen bzw. zu treiben.

Es ist ein weiteres anderes Ziel der vorliegenden Erfindung ein System und Verfahren für die sekundäre Ölförderung zu schaffen, bei welchem die Grenze oder Grenzfläche zwischen dem zu fördernden Öl und einem unter Druck gesetzten Fluid, welches das zu fördernde Öl treibt, bzw. verdrängt, bestimmt werden kann.

Es ist ein weiteres Ziel der vorliegenden Erfindung ein System und Verfahren für eine Sekundärförderung von Kohlenwasserstoff vorzuschlagen, bei welchem die Grenze oder Grenzfläche zwischen dem fördernden Kohlenwasserstoff und einem unter Druck gesetzten Fluid, welches den Kohlenwasserstoff treibt bzw. verdrängt, bestimmt werden kann und nachfolgenden gesteuert werden kann, um die Förderung bzw. Gewinnung zu maximieren.

Im Hinblick auf diese andere Ziele schafft die vorliegende Erfindung ein System und Verfahren für die sekundäre Öl- oder Gas-Förderung, bei welchem ein Reservoir unter Druck gesetzt wird mit einer Verdrängungs- bzw. Vertreibungs- bzw. Austreibungs(drive-out)-Flüssigkeit oder -Gas und die Grenze oder Grenzfläche zwischen dem Verdrängungs- bzw. Austreib-Fluid und dem zu verdrängenden bzw. zu verschiebenden Kohlenwasserstoff Material wird über die Zeit überwacht durch Erfassen der Veränderungen der Dichte entlang der Grenze mit einem Schwerkraft-Gradiometer bzw. Neigungsmesser. Die erfassten Veränderungen der Position, des Ausmaßes, der Geschwindigkeit und der Morphologie der Grenze, einschließlich der Ausbildung von beginnenden Diebstahl(theft)-Zonen, ermöglichen die Steuerung des injizierten Verdrängungs- bzw. Austreib-Fluids, um die Förder-Effizienz bzw. den Gewinnungs-Wirkungsgrad zu optimieren.

Ein Kohlenwasserstoff-Reservoir, bei welchem eine Sekundärförderung vorgenommen wird, wird einer Anfangs-Gravitations-Gradienten-Vermessung unterzogen, während welcher ein Gravitations- bzw. Schwerkraft-Neigungsmesser bzw. -Gradiometer Gradientenmessungen auf der Oberfläche über dem Reservoir durchführt, um einen Anfangs-Datensatz zu definieren. Zu irgendeinem Zeitpunkt in der Zukunft wird eine zweite Gravitations-Gradienten-Vermessung durchgeführt, um einen zweiten Datensatz zu erhalten. Differenzen zwischen dem ersten und dem zweiten Datensatz liefern eine Information bezüglich Dichte-Veränderungen unter der Oberfläche, welche einer Verschiebung bzw. Bewegung des Gases oder Öles und dem Ersetzen davon durch das Verdrängungs- bzw. Austriebs-Fluids zugeordnet sind. Nachfolgende Gravitations-Gradienten-Vermessungen, welche während der Injektion des Verdrängungs- bzw. Austriebs-Fluides mit einem ähnlichen Zeitversatz bzw. Zeitabstand durchgeführt werden, liefern eine zusätzliche Information bezüglich der Position, Morphologie und Geschwindigkeit der Grenzfläche, was es einem Ölfeld-Manager ermöglicht, die Anzahl der Injektionsstellen und die Temperatur, Druck und das Volumen des injizierten Fluids zu steuern bzw. regeln, um so den Gewinnungswirkungsgrad zu optimieren. Der Manager bzw. Leiter kann auch bestimmen, ob es wünschenswert ist, neue Bohrlöcher zu bohren und deren Stellen, deren Segmentierung bzw. Unterteilung und gewünschte Orientierungen eines jeden Segments bestimmen.

Bei der bevorzugten Realisierung der Erfindung wird eine Mehrzahl von Gravitations-Gradienten-Mess-Stationen auf der Oberfläche über einem Öl- oder Gasreservoir, welches einer Sekundärförderung unterzogen wird, errichtet. Ein Gravitations-Gradienten-Messinstrument, z.B. eines Dreh-Beschleunigungsmess-Typs, wird bei jeder Station in einer Reihe (seriatim) positioniert und Daten, welche den Schwerkraft- bzw. Gravitationsgradienten bei jeder Station anzeigen, werden gemäß der vorliegenden Erfindung aufgenommen, um einen ersten Datensatz zu bilden bzw. zur Verfügung zu stellen. Dieser erste Datensatz liefert Daten, welche die Grundinformation bezüglich des Gravitationsgradienten über dem Reservoir bilden, wie durch Dichte-Schwankungen an der Oberfläche und unter der Oberfläche beeinflusst, einschließlich des die Gravitation beeinflussenden Dichtekontrastes bei der Grenzfläche zwischen dem Verdrängungs- bzw. Austriebsfluid und dem Öl oder Gas, welches einer Verdrängung bzw. Verschiebung während der Zeit unterworfen wird, zu welcher die Messungen durchgeführt werden. Zu einem Zeitpunkt nachfolgend auf die Messungen, welche den ersten Datensatz lieferten, d.h. einer Zeitdauer, welche in Monaten oder Jahren gemessen ist, werden die Messungen wiederholt, um einen zweiten Datensatz zu gewinnen bzw. zu erhalten. Gemeinsame bzw. übereinstimmende Daten zwischen den ersten und zweiten Datensätzen zeigen feste, im Wesentlichen invariante bzw. unveränderte Daten an, welche den Effekt bzw. die Wirkung auf den Gravitationsgradienten von der Oberfläche und der unter der Oberfläche liegenden Geologie darstellen, während nicht-übereinstimmende Daten zwischen den ersten und zweiten Datensätzen eine zeitabhängige Veränderung des Gravitationsgradienten anzeigen, welcher aus einer Bewegung der Grenzfläche über die Zeit zwischen dem Verdrängungs- bzw. Austriebsfluid und dem verdrängten Öl oder Gas und möglichen geologischen Rausch-Effekten stammt bzw. herrührt.

Nachdem geologische Rausch-Effekte abgeschwächt bzw. beseitigt wurden, wird eine Information bezüglich der Bewegung der Grenzfläche oder Grenze von einem Ölfeld-Manager verwendet, um die Anzahl der Injektions-Punkte einschließlich eines Volumens, der Drücke und Temperaturen zu steuern, um die Förderung- bzw. Gewinnung von Kohlenwasserstoff zu steuern und zu verbessern.

Ein besonderer Vorteil der vorliegenden Erfindung liegt darin, dass das Erfordernis der Handhabung von Invarianten bzw. sich nicht verändernden gemeinsamen Daten im wesentlichen eliminiert wird. Nur die Differenzen zwischen aufeinanderfolgenden Datensätzen, d.h. die Zeitdauer- bzw. zeitversetzten(time-laps)-Gradientendaten müssen interpretiert werden im Hinblick auf die Position der Grenzfläche zwischen dem Verdrängungsfluid und den Kohlenwasserstoffen, welche der Verdrängung bzw. dem Austreiben ausgesetzt werden, oder allgemeiner im Hinblick auf die Veränderung der Sättigung der verschiedenen Materialien in den Poren-Räumen der Reservoir-Felsen.

Ein zusätzlicher Vorteil der vorliegenden Erfindung liegt darin, dass die inhärente bzw. eigene Mehrdeutigkeit beim Erhalten einer unter der Oberfläche liegenden Dichte-Information aus Gradienten-Daten verringert wird, aufgrund des Wissens, dass die Dichteveränderungen in nur denjenigen Teilen unterhalb der Oberfläche stattfindet, in welche die Verdrängungs- bzw. Austreib-Fluide injiziert werden.

Die vorliegende Erfindung schafft vorteilhaft ein System und Verfahren für eine sekundäre (Rest)Ölgewinnung bzw. Sekundärförderung, welche auf eine solche Art eine Beobachtung mittels Messung von Gravitations-Gradienten ermöglicht, welche der Grenze zwischen dem Verdrängungs- bzw. Austriebs-Fluid und dem rückzugewinnenden Kohlenwasserstoff-Material zugeordnet sind, dass der Gewinnungs-Wirkungsgrad optimiert werden kann.

Andere Ziele und der weitere Bereich der Anwendbarkeit der vorliegenden Erfindung werden aus der nachfolgenden ausführlichen Beschreibung offensichtlich werden, im Zusammenhang mit den beiliegenden Zeichnungen, wobei gleiche Teile durch gleiche Bezugszeichen bezeichnet sind.

Kurze Beschreibung der Zeichnungen
Die vorliegende Erfindung ist nachfolgend beispielhaft unter Bezugnahme auf die beiliegenden Zeichnungen beschrieben, wobei:
1 eine repräsentative Querschnittsansicht eines Öl liefernden bzw. erzeugenden Trapps bzw. geologischen Störstelle oder Reservoirs ist, bei welchem eine Sekundärförderung durchgeführt wird und zeigt die Grenzfläche zwischen dem Verdrängungs- bzw. Austriebs-Fluid und dem zu verdrängenden Öl auf eine idealisierte Art;
1A eine ideale grafische Darstellung der Grenzfläche zwischen dem Verdrängungsfluid und dem zu verdrängenden Öl ist;
1B eine idealisierte Darstellung des Dichtekontrastes bei der Grenzfläche von 1A ist;
2 eine Draufsicht auf das Reservoir von 1 ist und eine Ölgrenze als ein punktiertes Band im Zusammenhang mit einer durch eine direkte Leitung getriebene bzw. angesteuerte Konfiguration zeigt;
3 die Ansicht von 2 ist und die Ölgenze zeigt, welche von der in 2 gezeigten Position versetzt ist;
4 ein Beispiel einer Fünf-Punkt-Gewinnungsanordnung ist;
5 die Art veranschaulicht, durch welche ein gleichförmiges Gravitationsfeld durch eine Masse gestört wird;
5A eine Draufsicht auf das Feld von 5 ist;
6 eine isometrische Darstellung eines bevorzugten Gravitations-Neigungsmessgerätes ist, wobei ausgewählte Teile davon aus Gründen der Klarheit weggebrochen sind;
7 ein funktionales Blockdiagramm ist, welches die Art zeigt, durch welche die Beschleunigungsmesser-Ausgabe des Gravitations-Neigungsmessers von 6 verarbeitet wird;
8A und 8B Ablaufdiagamme eines Test-Protokolls zum Erhalten von mehreren Datensätzen sind; und
9 eine grafische Darstellung von Gradientenwerten bei einer Grenzfläche ist.
Beste Art zur Ausführung der Erfindung
Eine idealisierte und beispielhafte geologische Formation mit einer Öl enthaltenden Schicht (strata) ist in 1 gezeigt. Wie gezeigt, ist eine mit Öl durchdrungene Schicht 10 auf der Oberseite durch eine relativ undurchlässige Deckschicht 12 (als „Dichtung" bzw. „seal" bekannt) und auf der Unterseite durch eine relativ durchlässige Schicht 14 begrenzt. Die von Öl durchdrungene Schicht 10 ist gewöhnlich ein feinkörniger oder grobkörniger Sand, welcher von Rohöl durchdrungen ist, welches sich gewöhnlich zwischen den Partikeln ansammelt. Bei einer beispielhaften Ausbildung können die Schichten eine flache Kuppel bzw. Haube oder Antiklinale ausbilden, unter welcher sich das Öl ansammelt; das Öl ist häufig von Erdgas und Wasser umgeben bzw. liegt zusammen mit diesen vor. Bei solchen Reservoirs, welche Erdgas, Öl und Wasser enthalten, neigt das Erdgas dazu, eine Schicht oder einen Bereich über dem Öl auszubilden, während das Wasser dazu neigt, eine Schicht oder einen Bereich unterhalb des Öles auszubilden. In Abhängigkeit von dem geostatischen Druck in der von Öl durchdrängten Schicht kann ein Teil des Gases in Lösung mit dem Öl gehen. Im Allgemeinen sind die Grenzflächenbegrenzungen gewöhnlich undeutlich bzw. unscharf, obwohl bei einigen Fällen die Grenzen geologisch bestimmt bzw. scharf sein können.
Wie auf der linken Seite in 1 gezeigt, sind die Schichten in einer vertikalen Richtung entlang einer Verwerfungs- bzw. Bruchlinie 16 verschoben, so dass eine verschobene Felsschicht 14 einen Stopfen bzw. Plug 18 erzeugt, welcher eine seitliche Begrenzung der von Öl durchdrungenen Schicht 10 festlegt. Auf eine ähnliche Art bestimmt die Seitenwand einer Salzkuppel 20, oft in Verbindung mit Ölschichten gefunden, eine andere seitliche Begrenzung der von Öl durchdrängten Schicht 10. Im Allgemeinen ist die seitlich begrenzte und von Öl durchdrungene Schicht 10, welche unterhalb des oberen bzw. Deckfelses begrenzt ist, als ein Reservoir definiert und kann bei Tiefen von mehreren 10 bis mehreren 1000 Fuß unterhalb der Erdoberfläche auftreten. Die Darstellung von 1 veranschaulicht ein Reservoir bei einer Tiefe von einigen 100 Fuß und ist nur beispielhaft für die große Vielzahl von geologischen Konfigurationen, in welchen Ölreservoirs bzw. -vorkommen gefunden wurden.
In 1 sind vier Bohrtürme dargestellt, jeder mit einem Bohrloch, welches durch die verschiedenen Schichten (strata) in die von Öl durchdrängte Schicht 10 eindringt. Wenn ein natürlich unter Druck stehendes Öl-Reservoir anfänglich von einem Bohrloch getroffen bzw. durchdrungen wird, wird das Öl durch das Bohrloch zu der Oberfläche getrieben bzw. gedrängt. Mit der Zeit verringert sich jedoch der Druck in dem Reservoir bis zu dem Punkt, wo ein Massentransport zu der Oberfläche stoppt bzw. unterbricht oder bis auf eine nicht annehmbare Flussrate abfällt. Zu diesem Punkt kann ein Ölfluss induziert bzw. bewirkt werden unter Verwendung von Pumpen bei der Oberfläche, um Öl herauszuziehen bzw. zu extrahieren oder durch wieder unter Druck setzen des Reservoirs durch die Injektion von Wasser, Dampf oder einem Gas (d.h. Kohlendioxid oder Stickstoff) in das Reservoir durch Injektionsbohrlöcher (injection wells). In dem Beispiel von 1 sind die zwei Bohrlö cher auf der linken Seite Injektionsbohrlöcher, welche ein wieder unter Druck setzendes Fluid in die Öl tragende Schicht 10 injizieren, während die zwei Bohrlöcher auf der rechten Seite Förder- bzw. Produktions-Bohrlöcher sind, durch welche Rohöl entnommen wird. Der vollständig schwarze Bereich der von Öl durchdrängten Schicht auf der rechten Seite stellt das verfügbare Rohöl dar, während der gepunktete Teil der Schicht auf der linken Seite denjenigen Bereich der Schicht 10 darstellt, in welchem das Öl verdrängt wurde und durch das injizierte Verdrängungs- bzw. Austreib-Fluid ersetzt wurde.
In 1 stellt der Übergang von dem gepunkteten Bereich zu dem schwarzen Bereich die Grenzflächenbegrenzung oder „Front" zwischen dem unter Druck gesetzten Verdrängungs- bzw. Austreib-Fluid und dem Rohöl, welches dadurch verdrängt wird dar, welche von der linken Seite nach rechts in Richtung der Förder-Bohrlöcher fortschreitet. 1A ist eine idealisierte Darstellung des Überganges zwischen dem Verdrängungs- bzw. Austreibfluid und dem zu verdrängenden Öl und veranschaulicht ein physikalisches Phänomen, welches nicht vollständig verstanden wird und welches Variablen oder Merkmale aufweisen kann, welche nicht gezeigt sind. Es wird angenommen, dass die von Öl durchdrängte Schicht vollständig mit Öl gesättigt ist und in dem Fall, wenn das Verdrängungs- bzw. Austreib-Fluid Dampf ist, erfährt der Dampf, welcher anfänglich überhitzt sein kann, eine Verringerung der Temperatur, wenn er sich von dem Injektionspunkt wegbewegt und er hält seine latente bzw. bleibende Wärme. Zu einem bestimmten Zeitpunkt verschlechtert sich die Qualität des Dampfes (d.h. der Wasseranteil erhöht sich), während die Wärme der Verdampfung bzw. Dampfbildung zu dem umgebenden Öl übertragen wird. Bei diesem Punkt kann Dampf und/oder erhitztes kondensiertes Wasser einer erzwungenen Durchmischung mit dem Öl ausgesetzt sein und eine von Dampf induzierte Blasendestillation bzw. fraktionierte Destillation kann auftreten, während welcher manche der leichten Kohlenwasserstoffe in dem zu verdrängenden Öl verdampft werden, um sich mit dem Dampf zu mischen. Bei einem bestimmten Punkt bei dem Verfahren fällt die Dampfqualität auf Null oder nahe Null ab (d.h. der Dampf kondensiert zu heißem Wasser). In 1A stellt die sich allmählich verdichtende Punktierung von der linken zu der rechten Seite die Verschiebung bzw. Verdrängung des Öles aus seinen Poren dar. Im Allgemeinen bedeutet dies, dass ungefähr 90 % des Öles aus jeder willkürlich definierten Volumeneinheit verdrängt wird, wobei 10 % des Öles als verbleibendes bzw. Restöl verbleiben; das verbleibende Volumen wird gewöhnlich mit 30 % Dampf und 60 % durch Wasser ersetzt bzw. aufgefüllt. In 1A ist der Dampf so gezeigt, dass er das Öl überschneidet bzw. darüber liegt, weil Dampf dazu neigt, innerhalb der mit Öl durchdrungenen Schicht zu steigen. Die Grenze ist oft unbestimmt bzw. unklar und ihre Morphologie kann sich verändern als Folge von Wasser, welches in den unteren Bereichen der von Öl durchdrängten Schicht gemischt ist und Erdgas in dem oberen Bereich der von Öl durchdrängten Schicht.
Während das Beispiel von 1 die Sekundärförderung von Rohöl zeigt, existiert die gleiche Konfiguration für die Sekundärgewinnung von Erdgas, welches innerhalb der Poren der von Gas durchdrungenen Schicht zurückgehalten bzw. verblieben ist. Bei einem Fall, wenn das Reservoir von 1 ein Gas-Lager bzw. -Trapp ist, würde das injizierte Fluid (gewöhnlich Wasser) eine Verschiebung bzw. Verdrängung des gefangenen Erdgases in Richtung auf die Förderbohrlöcher bewirken.
2 ist eine Draufsicht auf das Feld von 1 und zeigt eine rechteckförmige Anordnung von 16 Bohrlöchern (wells), welche bei dem Mittelpunkt von definierten Blöcken angeordnet sind, welche mit Zeilen- und Spalten-Nummern gekennzeichnet sind. Die Markierung 22 bei dem unteren Teil von 2 stellt die Stelle bzw. den Ort der unter der Oberfläche verlaufenden Verwerfungs- bzw. Bruchlinie 16 von 1 dar und die krummlinige Markierung 24 bei dem oberen Teil von 2 stellt den Umriss des Umfanges der Salzkuppel (salt dome) 20 von 1 dar. In 1 sind die Bohrlöcher in den Blöcken 11, 12, 13 und 14 Injektions-Bohrlöcher, welche ein Verdrängungs- bzw. Austreibungs-Fluid in die von Öl durchdrungene Schicht 10 injizieren, wobei die verbleibenden Bohrlöcher herkömmliche Ölausgabe- bzw. Ölförder-Bohrlöcher sind. Die gestrichelte Zone, welche teilweise durch die Blöcke 21 und 11 hindurchtritt und vollständig durch die Blöcke 12, 13 und 14 von der linken zu der rechten Seite in 1 stellt die Position der unter der Oberfläche verlaufenden Kante bzw. Grenzlinie zwischen dem Öl und dem unter Druck stehenden bzw. gesetzten Verdrängungs- bzw. Austreibungs-Fluid dar. Wie erkannt werden kann, ist die Begrenzung oder „Front" unbestimmt bzw. unscharf und nicht gleichförmig und zeigt die Abweichungen bzw. Schwankungen der Durchlässigkeit bzw. Permeabilität der von Öl durchdrungenen Schicht 10. Im Allgemeinen wird sich die Grenze mit der Zeit über das Feld weg von den Injektions-Bohrlöchern in Richtung auf die erzeugenden bzw. Förder-Bohrlöcher bewegen.
Die Konfiguration von 2 ist als eine Direktlinien-Verdrängungs- bzw. -Austreibungs Konfiguration bekannt, weil eine Linie von Injektionsbohrlöchern in den Blöcken 11, 12, 13 und 14 das Verdrängungs- bzw. Austreibungs-Fluid in die von Öl durchdrungene Schicht pumpt. Alternative Konfigurationen umfassen die Anordnung der Injektionsbohrlöcher zwischen den Förderbohrlöchern wie, zum Beispiel mit der 5-Punkt-Anordnung von 4 gezeigt. Bei der 5-Punkt-Anordnung wird ein Injektions-Bohrloch in dem Mittelpunkt eines Feldes von vier Förderbohrlöchern platziert. Das in der Mitte bzw. zentral angeordnete Injektionsbohrloch injiziert das Verdrängungsfluid, um eine unter der Oberfläche verlaufende Grenze zu erzeugen, welche sich um das Injektionsbohrloch erstreckt bzw. ausdehnt, um das Öl in Richtung auf und zu den Produktionsbohrlöchern zu spülen bzw. schwemmen, zu verdrängen oder auszutreiben. Variationen der 5-Punkt-Konfiguration umfassen die 7-Punkt- und die 9-Punkt-Konfigurationen (nicht gezeigt), bei welchen das zentral bzw. in der Mitte angeordnete Injektionsbohrloch von sieben bzw. neun Förderbohrlöchern umgeben ist.
3 ist eine Darstellung des Feldes von 2 bei einer zeitlichen Verschiebung bzw. Versetzung, um die Wanderung der Grenze zwischen dem Verdrängungsfluid und dem zu verdrängenden Öl über einen Zeitraum zu zeigen. Im Allgemeinen kann die Zeitdifferenz zwischen der 2 und 3 in Wochen, Monaten oder Jahren gemessen werden, in Abhängigkeit von der Größe des beteiligten Reservoirs und den Injektions- und Förder- bzw. Produktions-Raten. Wie gezeigt, bewegte sich die Grenze weiter weg von den Injektionsbohrlöchern, wobei verschiedene Teile der Front sich mit unterschiedlichen Geschwindigkeiten bewegen, um im Wesentlichen die Morphologie der Grenze zu verändern. Insbesondere hat sich die Grenze auf der linken Seite jenseits der Bohrlöcher in den Blöcken 21 und 31 bewegt, wobei die Grenze auf der rechten Seite sich nur jenseits des Bohrloches in Block 24 bewegt hat. Zusätzlich hat sich ein Teil der Grenze zwischen den Bohrlöchern in den Blöcken 22 und 23 in und in Richtung auf das Bohrloch in Block 33 bewegt. Die bestimmte Morphologie, welche sich zwischen den Bohrlöchern in den Blöcken 22 und 23 und in Block 33 gezeigt hat, legt eine „Diebstahl-" bzw. „Theft-"Zone äußerst nahe, d.h. ein Volumen eines Materials mit relativ höherer Durchlässigkeit, welche es dem unter Druck stehenden Verdrängungsfluid ermöglicht, einen Kanal hindurch auszubilden, welcher zu einem Förderbohrloch durchschlagen bzw. durchbrechen kann, und im Wesentlichen den Gewinnungs- bzw. Förderwirkungsgrad verringert.
Eine Information bezüglich der Position, des Ausmaßes, der Morphologie und der Geschwindigkeit der Grenze mit bzw. über die Zeit wäre wertvoll beim Managen der Injektionsbohrlöcher, um die Fläche zu optimieren, welche durch die sich bewegende Grenze überstrichen wird und demzufolge die Sekundärförderung (recovery) zu optimieren. Eine Information, welche sich auf die Veränderungen der Ölschicht über die Zeit bezieht, ist nützlich beim Vorhersagen von Erschöpfungs- bzw. Entleerungstrends, beim Bestimmen der Stelle und des Ausmaßes der verbleibenden Resourcen und liefert eine Information bezüglich der Anordnung von neuen Injektions- und Förder-Bohrlöchern, um die Ausbeute optimal zu erhöhen.
Im Zusammenhang mit 1A ist die Dichte einer willkürlichen Volumeneinheit eine Funktion der Dichte der flüssigen und gasförmigen Fluide, der flüssigen und gasförmigen Fluidsättigungen, der Dichte der Felsgrundmasse und der Porosität des Felses. Die Veränderung der Dichte Δρ einer Volumeneinheit ΔV des Reservoirs kann dargestellt werden als: Δρ = P(ρfΔf + ρgΔg)wobei ρ_f die Dichte der Flüssigkeit ist, Δ_f ist die Veränderung der Sättigung der Flüssigkeit, ρ_g ist die Dichte des Gases und Δ_g ist die Veränderung der Gassättigung.
Im Allgemeinen weist der Fels eine typische Dichte von zwischen ungefähr 1,9 und 3,0 g/cm³ auf und das Öl weist eine Dichte von zwischen 0,7 g/cm³ im Falle von leichtem Öl und 0,9 g/cm³ im Falle von schwererem Öl auf; entsprechend kann das vom Öl durchdrungene Material so betrachtet werden, als ob es eine zusammengesetzte Dichte aufweist. Wenn das Verdrängungs- bzw. Austreib-Fluid das eingelagerte bzw. gefangene Öl verschiebt und ersetzt, verändert sich die zusammengesetzte Dichte als Folge der Verschiebung des Öles und der Belegung der Poren durch Restöl und das Verdrängungs- bzw. Aus triebsmaterial. In dem Fall einer willkürlichen Volumeneinheit bei dem Punkt „A" in 1A ist die Dichte eine Funktion der Felsgrundmasse, des verbleibenden bzw. Restöls (ungefähr 10 %) und des neu hinzugefügten bzw. eingeführten Dampfes (ungefähr 30 %) und des Wassers (ungefähr 60 %). Demzufolge stellt die Dichtedifferenz zwischen den Volumeneinheiten bei dem Punkt „A" und bei dem Punkt „B" in 1A einen Dichtekontrast bzw. -unterschied dar, welcher den lokalen Gravitationsgradienten auf eine solche Art beeinflussen wird, dass Veränderungen dieses Gradienten auf der Oberfläche festgestellt werden können. Im Allgemeinen wird der Dichtekontrast weniger sein als wenige Zehntel eines Gramm/cm³; die seitlichen Dimensionen der Übergangszone, über welche das Zusammenziehen bzw. die Veränderung der Dichte auftritt, wird erwartungsgemäß zwischen (mehreren) zehn und hunderten) Fuß liegen.
Das Gravitationsfeld der Erde verändert sich bzw. schwankt zwischen einem unteren Wert von ungefähr 978 Gal beim Äquator bis zu ungefähr 983 Gal bei den Polen mit Gradienten, welche in Eotvos-Einheiten gemessen bzw. gekennzeichnet sind, wobei eine Eotvos-Einheit gleich 10^–9s^–2 ist. Für eine idealisierte homogene Kugel ist eine Äquipotential-Oberfläche außerhalb der Kugel auch kugelförmig. Jedoch führen Dichte-Inhomogenitäten in der Kugel zu einer Äquipotential-Oberfläche, welche nicht kugelförmig ist; für eine solche Oberfläche ist die Krümmung eines jeden Punktes in verschiedene Richtungen unterschiedlich. Die zwei Richtungen, entlang welcher die Krümmung maximal und minimal ist, werden als die Hauptrichtungen bezeichnet; die Differenz der Krümmung entlang dieser zwei Richtungen wird als die differentielle Krümmung bezeichnet, wie ausführlicher nachfolgend erläutert. Im Bezug auf die Erde werden lokale Schwankungen der Gravitation durch Abweichungen der Oberfläche der Erde von einer geometrischen Kugel, der Oberflächengeologie, den Wasserständen bzw. Gezeiten, atmosphärischen Gezeiten und der Veränderung der relativen Position von Erde, Mond und Sonne verursacht. Für jede relativ kleine Volumeneinheit in einem freien Raum kann ein idealisiertes Schwerkraft- bzw. Gravitationsfeld als ein Satz von unidirektionalen bzw. einseitig gerichteten Feldlinien betrachtet werden, welche entlang der lokalen Vertikale ausgerichtet sind und eine Null-Amplitude in den x, y Richtungen aufweist. Wenn eine Masse in diese Volumeneinheit gegeben wird, wird das Gravitationsfeld gestört werden. Zum Beispiel und wie in 5 gezeigt, wird eine dichte zylinderförmig geformte Masse M mit halbkugelförmigen Enden und einer fini ten bzw. endlichen Länge entlang einer Hauptachse, welche bei dem Mittelpunkt einer willkürlichen Volumeneinheit angeordnet ist, das lokale Gravitationsfeld innerhalb dieser Volumeneinheit stören bzw. verzerren, indem diese bewirkt, dass diejenigen Feldlinien, welche am nächsten zu der Masse M sind, sich zu der Masse M krümmen bzw. biegen und die Feldlinien, welche als nächstes bei den nächsten Feldlinien liegen, werden sich etwas weniger in Richtung auf die Masse M biegen bzw. krümmen.
Für jeden Beobachtungspunkt innerhalb einer willkürlichen Volumeneinheit kann das Gravitationsfeld bei diesem Beobachtungspunkt in x, y, z Komponenten aufgelöst werden, wobei der z Vektor die größte Amplitude aufweisen wird und die x, y Vektoren jeweils Amplituden aufweisen werden, welche eine Funktion der Stelle des Beobachtungspunktes relativ zu der störenden Masse M ist. Für Beobachtungspunkte in einer Ebene oberhalb oder unterhalb der Masse M in 5 wird die Vektorinformation bei diesem Beobachtungspunkt eine Neigung bzw. Deklination oder Schräge bzw. Inklinations-Information als die Störung des Feldes liefern. Im Bezug auf das Beispiel von 5A wird eine ausreichende Anzahl von Beobachtungen in einer Ebene oberhalb der Masse M (oder einer Ebene unterhalb der Masse M) einen Datensatz erzeugen, aus welchem eine oder mehrere Isopotential-Oberflächen erhalten werden können, welche grafisch die Störung in dem Gravitationsfeld definieren, welches durch das Hinzufügen der Masse M verursacht wurde.
Im Allgemeinen kann das Gravitationsfeld entlang der z Achse durch uniaxiale bzw. einachsige Schwerkraftmesser gemessen werden, wobei ein gewöhnlicher Typ davon Laser und eine Hochpräzisionsuhr verwendet, um eine Masse, welche zwischen zwei vertikal beabstandeten Punkten in einem evakuierten bzw. luftleeren Raum fällt, zeitlich zu messen. Neigungsmesser bzw. Gradiometer, im Gegensatz zu Schwerkraftmessgeräten bzw. Gravimetern, messen die Krümmungsgradienten (oder die differentielle Krümmung oder Elliptizität bzw. das Achsenverhältnis der Äquipotentialoberflächen der Schwerkraft), horizontale Gradienten (oder die Veränderungsrate der Vergrößerung der Schwerkraft in der horizontalen Richtung), oder vertikale Gradienten (oder die Rate des Anstiegs der Schwerkraft in der vertikalen Richtung). Verschiedene Verfahren und Instrumente wurden entwickelt, um den Gravitationsgradienten zu messen. Diese Verfahren und Instrumente umfassen die seitliche Auslenkung bzw. Ablenkung einer Masse, welche an einem Faden hängt (Bouguer- Verfahren) und die Torsionsdrehung, welche auf einen horizontal aufgehängten Träger ausgeübt wird, welcher ungleiche Massen bei jedem Ende trägt (Cavendish und Eotvos-Träger (beams)). Heutige Schwerkraft-Gradiometer verwenden Krafterzwingungs- bzw. Kraftzurücksetzende bzw. Kraft-wiederherstellende (force-restoring) Beschleunigungsmessgeräte, um die seitlichen bzw. lateralen x, y Komponenten des Gravitationsgradienten zu messen. Im Allgemeinen und in seiner einfachsten Gestalt verwendet ein Beschleunigungsmessgerät eine Masse, welche bei einem Ende eines nachgebenden bzw. biegbaren Trägers bzw. Stange aufgehängt bzw. gelagert ist. Jede Abweichung der Position der Masse von einer Null-Position, welche durch eine Beschleunigung verursacht wird, welche von der Masse erfahren wird, wird detektiert und die Masse wird auf ihre Null-Position zurückgesetzt durch ein magnetisches Feld, welches durch eine Rücksetz-Spule angelegt wird. Der Stromfluss in der Rücksetz-Spule ist proportional zu der Beschleunigung, welche die Masse erfahren hat.
Einige moderne Gravitations-Neigungsmesser verwenden mehrere Paare von Beschleunigungsmessgeräten, welche bei einer konstanten Geschwindigkeit entlang einer Kreis- bzw. Umlaufbahn um eine Achse bewegt werden. Eine Information von jedem Beschleunigungsmessgerät bei jeder Winkelposition in dem Umlauf (Orbit) liefert eine Information bezüglich der lateralen bzw. seitlichen Beschleunigung, welche durch diese Beschleunigung ausgeübt wird. Im Zusammenhang mit 5A wird ein Beschleunigungsmessgerät, welches sich mit einer konstanten Winkelgeschwindigkeit um eine Umlaufbahn in der Beobachtungsebene um die Masse M bewegt, positive und negative Beschleunigungen in den x, y Richtungen erfahren und eine sinusförmige Signalform ausgeben, welche mit der Gravitations-Anomalitäts-Information in dieser Beobachtungsebene moduliert ist. Wo die Beobachtungsebene normal bzw. senkrecht zu der lokalen Vertikalen steht, enthält die Ausgabe des Beschleunigungsmessgerätes keine Komponente, welche die z Achse darstellt. Im Gegensatz hierzu und wie unten im Zusammenhang mit dem bevorzugten Test-Protokoll erläutert, wird die Ausgabe des Beschleunigungsmessgerätes auch mit der z-Achseninformation moduliert werden, wenn das Beschleunigungsmessgerät in einer Beobachtungsebene liegt, welche relativ zu den Feldlinien geneigt ist bzw. schräg steht.
Ein Gravitations-Gradiometer bzw. -Neigungsmesser, welcher für die vorliegende Erfindung geeignet ist, umfasst ein Gravitations-Gradienten-Instrument (GGI), welches von der Lockheed Martin Corporation (Buffalo NY USA) verkauft wird; das Lockheed Martin GGI, die grundlegende Struktur davon ist in 6 gezeigt, wird im Zusammenhang mit der vorliegenden Erfindung bevorzugt. Die grundlegende Struktur und die Arbeitsweise des Lockheed Martin GGI ist in dem US-Patent 5,357,802 veröffentlicht am 25. Oktober 1994 von Hofmeyer und Affleck mit dem Titel „Rotating Accelereometer Gradiometer" beschrieben, wobei die Offenbarung davon hierin durch in Bezugnahme aufgenommen wird.
Wie in den 6 und 7 gezeigt, umfasst das GGI acht Beschleunigungsmessgeräte 100, welche bei einem gemeinsamen Radius und gleich voneinander beabstandet um den Umfang eines Rotor-Aufbaus bzw. -Zusammenbaus 102 befestigt sind, welcher mit einer konstanten und gesteuerten Winkelgeschwindigkeit um eine Drehachse A_x gedreht wird. Der Rotorzusammenbau 102 umfasst den Rotor 104, welcher auf einer Trägerwelle 106 zur Drehung damit getragen wird. Der Rotorzusammenbau 102 ist drehbar in Kugellagern 108 gelagert und wird weiterhin von einem Schwingungen absorbierenden bzw. Vibrationen isolierenden flexibel bzw. elastisch befestigten (flex-mount) Zusammenbau 110 getragen. Eine Verarbeitungselektronik 112 ist auf dem Rotor 104 benachbart zu jedem Beschleunigungsmessgerät 100 angebracht zur Verarbeitung des Ausgangssignals davon, wie nachfolgend im Zusammenhang mit 7 erläutert. Ein inneres Gehäuse 114 enthält den Rotorzusammenbau 102 und ist so ausgelegt, dass es sich mit dem Rotorzusammenbau 102 dreht. Ein äußeres Gehäuse 116 enthält die inneren Komponenten bzw. Bestandteile und umfasst ein oder mehr Heizgeräte 118, welche so ausgelegt sind, dass das Instrument bei einer gesteuerten Temperatur oberhalb der Umgebungstemperatur (d.h. ungefähr 115 °F) betrieben wird und umfasst auch eine Abschirmung 120 gegen ein magnetisches Feld. Ein Schleifring-Aufbau- bzw. -Zusammenbau 122 bei dem oberen Ende der Befestigungswelle 106 liefert die elektrische/Signal-Schnittstelle mit dem Rotorzusammenbau 102 und den aktiven Bauelementen darauf. Ein Wellen-Kodierer 124 bei dem unteren Ende der Trägerwelle 106 wirkt mit einer Kodier-Aufnahme bzw. einem Kodier-Abgriff 126 zusammen, um eine Dreh-Positions-Information zur Verfügung zu stellen. Die Ausgabe des Kodier-Abgriffes 126 wird einem Computer und einer Geschwindigkeitssteuerung zur Verfügung gestellt, welche wiederum einen Antriebsmotor 128 bei dem oberen Ende der Einheit steuern, um eine gesteuerte bzw. geregelte Drehgeschwindigkeit zur Verfügung zu stellen.
Jedes Beschleunigungsmessgerät 100 liefert einen sich sinusförmig verändernden analogen Ausgang, welcher eine Funktion der Beschleunigung ist, welche auf jedes Beschleunigungsmessgerät wirkt, wenn sich das Beschleunigungsmessgerät in einem Umlauf um die Drehachse befindet. Bei einem Neigungsmesser, welcher eine Drehachse aufweist, welche entlang der Feldlinien in einem idealen gleichförmigen und ungestörten Gravitationsfeld ausgerichtet ist, erfährt jedes Beschleunigungsmessgerät die gleichen Beschleunigungskräfte, wenn es sich entlang seiner Umlaufbahn bewegt. Jedoch wird jedes Beschleunigungsmessgerät verschiedene Beschleunigungen während seines Umlaufes erfahren, wenn das lokale Gravitationsfeld gestört ist durch die Anwesenheit von einer oder mehr Massen und/oder die Drehachse relativ zu den lokal vertikalen Feldlinien geneigt ist. Die quantitative Ausgabe eines jeden Beschleunigungsmessgerätes, in Verbindung mit der jeweiligen Drehposition, liefert eine Information, welche im Zusammenhang mit den lokalen Gravitationsgradienten steht.
Bei jedem Beobachtungspunkt ist der Gravitationsgradient eine Ableitung zweiter Ordnung des Gravitationspotential-Skalars bzw. -Teilers Γ und wird dargestellt durch einen symmetrischen Tensor Γ_ij zweiter Ordnung mit neun Komponenten wie folgt:
Die Komponenten Γ_x,z und Γ_y,z sind ungefähr gleich zu der Schwankung bzw. Abweichung der Gravitationskraft entlang den x bzw. y Richtungen und sind bekannt als die horizontalen Gradientenkomponenten, und Γ_z,z ist bekannt als der vertikale Gradient der Gravitation. Die differentielle Krümmung hängt ab von Γ_x,x, Γ_y,y und Γ_x,y wie folgt: [(Γx,x – Γy,y)2 + 4(Γx,y)2]1/2/F Gl.2 wobei F die Gravitationskraft ist.
Zusätzlich zu der differentiellen Krümmung von Gleichung 2 ist ein Krümmungsvektor, dessen Amplitude gleich der differentiellen Krümmung ist, auch durch den Wert λ wie folgt definiert: λ = 1/2tan–1[2Γx,y/(Γy,y – Γx,x)] Gl. 3wobei λ der Winkel des differentiellen Krümmungsvektors relativ zur x-Achse ist.
Wie bekannt ist, sind die diagonalen Elemente skalar invariant und konform bezüglich des Laplace-Verhältnisses: O = Γx,x + Γy,y + Γz,z Gl. 4aus welcher folgt: Γz,z = – (Γx,x + Γy,y) Gl. 5
Zusätzlich sind die drei Paare der neun Elemente symmetrisch gleich, d.h. Γ_x,z = Γ_z,x, Γ_y,z = Γ_z,y und zuletzt Γ_x,y = Γ_y,x, so dass der Tensor durch fünf unabhängige Komponenten bestimmt wird.
Die Gradienten Γ_y,y – Γ_x,x und 2Γ_x,y in Gleichung 1 sind die zwei Krümmungsgradienten-Komponenten, während Γ_x,z und Γ_y,z die zwei horizontalen Gradientenkomponenten sind; Γ_z,z ist die vertikale Gradientenkomponente.
Die Ausgabe der Beschleunigungsmessgeräte wird in Übereinstimmung mit dem Blockdiagramm von 7 verarbeitet; die Verarbeitung kann durchgeführt werden durch diskrete funktionelle Halbleiter (solid-state)-Bauelemente, durch Software oder Firmware, welche von Mikroprozessoren oder Computern gesteuert wird, durch einen anwendungsspezifischen integrierten Schaltkreis (ASIC) oder durch eine Kombination davon.
Wie gezeigt, werden die vorverarbeiteten Ausgaben der acht Beschleunigungsmessgeräte 100 des Gravitations- bzw. Schwerkraft-Gradienten-Instruments GGI von 6 in zwei Gruppen „A" und „B" unterteilt, wobei vier innerhalb jeder Gruppe liegen und in zwei Untergruppen unterteilt werden, d.h. (A1, A2), (A3, A4), (B1, B2) und (B3, B4).
Die Beschleunigungsmessgerät-Ausgaben A1, A2 werden an die Eingänge des Summierbauelements SUM(A1 + A2) angelegt und die Ausgaben A3, A4 werden ähnlich an ein Summierbauelement SUM(A3 + A4) angelegt. Die summierten Ausgaben der Bauelemente SUM(A1 + A2) und SUM(A3 + A4) werden an einen Subtrahierer SUB-A angelegt. Auf eine ähnliche Art werden die Beschleunigungsmessgerätausgaben B1, B2 an die Eingänge eines Summierbauelements SUM(B1 + B2) angelegt und die Ausgaben B3, B4 werden ähnlich an ein Summierbauelement SUM(B3 + B4) angelegt. Die summierten Ausgaben der Bauelemente SUM(B1 + B2) und SUM(B3 + B4) werden an einen Subtrahierer SUB-B angelegt. Die Summation bzw. Aufaddierung der Signale der diametral gegenüberliegenden Beschleunigungsmessgeräte 100 entfernt wirksam die Komponente einer Beschleunigung aufgrund einer jeden Verschiebung in dem Rotor-Zusammenbau in der XY Ebene. Der Differenzbildungsvorgang in den Subtraktionsschaltkreisen SUB-A und SUB-B entfernt den Effekt von jeder Winkelbeschleunigung des Rotorzusammenbaus, welcher in Abhängigkeit von Winkelgeschwindigkeits-Korrektursignalen auftreten kann, welche zu dem Motor durch seine Geschwindigkeitsregelung gesendet bzw. übertragen werden.
Ein Satz von vier Demodulatoren demoduliert die Ausgaben der Subtraktionsbauelemente SUB-A und SUB-B in Abhängigkeit von gleichphasigen (inphase) und gegenphasigen (quadrature) Referenzsignalen beim Zweifachen der Drehfrequenz des Rotorzusammenbaus und mit einer Referenzsignalquelle. Die Referenzsignalquelle kann einen phasengekoppelten bzw. Phasenregelkreis (phase-locked loop)-Oszillator aufweisen, welcher bezüglich seiner Phase mit den Umdrehungen des Rotorzusammenbaus 102 gekoppelt bzw. festgestellt ist in Reaktion auf die Ausgabe des Kodierabgriffs 126. Das gleichphasige Referenzsignal sin2ΩT wird an die Demodulatoren DEMOD-SA und DEMOD-SB angelegt, welche jeweils mit den Ausgabeanschlüssen der Subtraktionsschaltkreise SUB-A und SUB-B verbunden sind. Auf eine ähnliche Art ist das gegenphasige (quadrature) Referenzsignal cos 2ΩT, welches mit den Demodulatoren DEMOD-CA und DEMOD-CB verbunden ist, auch jeweils mit den Ausgabeanschlüssen der Subtraktionsschaltkreise SUB-A und SUB-B verbunden. Die Ausgabesignale der vier Demodulatoren DEMOD-SA, DEMOD-SB, DEMOD-CA und DEMOD-CB nehmen die Form von quadrierten Werten von Sinus- und Cosinus-Signalen an. Insbesondere gibt DEMOD-SA einen Wert 2R(Γ_xx – Γ_yy)sin²2Ωt und die zugeordneten 4Ωt Ausdrücke aus, der Demodulator DEMOD-CA gibt einen Wert 4RΓ_xycos²2Ωt und die 4Ω t Ausdrücke aus, der Demodulator DEMOD-SB gibt einen Wert minus 4RΓ_xysin²2Ωt und die 4Ωt Ausdrücke aus, und zuletzt gibt der Demodulator DEMOD-CB einen Wert 2R(Γ_xx – Γ_yy)cos²2Ωt und die 4Ωt Ausdrücke aus. Der Ausdruck 2R ist der Abstand zwischen gegenüberliegenden Beschleunigungsmessgerät-Sätzen, d.h. der Abstand zwischen dem Beschleunigungsmessgerätepaar A1 und A2.
Der Summierschaltkreis SUM-A empfängt das Ausgabesignal der Demodulatoren DEMOD-SA und DEMOD-CB und liefert die summierte Ausgabe durch einen Tiefpassfilter LP-A. Auf eine ähnliche Art empfängt der Summierschaltkreis SUM-B das Ausgabesignal der Demodulatoren DEMOD-SB und DEMOD-CA und stellt die summierte Ausgabe durch einen Tiefpassfilter LP-B zur Verfügung.
Die Ausgabesignale der Demodulatoren DEMOD-SA, DEMOD-SB, DEMOD-CA und DEMOD-CB umfassen höher frequente Komponenten im Hinblick auf Frequenzen, welche gleich dem Vierfachen der Drehfrequenz des Rotorzusammenbaus sind. Diese Gradientendaten werden, abgesehen von einem Skalierungsfaktor, durch beide der quadrierten sinusförmigen und der quadrierten cosinusförmigen Komponenten der demodulierten Signale erhalten. Diese Komponenten summieren bzw. addieren sich zusammen bei den Summierschaltkreisen SUM-A und SUM-B, um einen Gleichstrom (DC; direct current)-Wert der Gradientendaten zu liefern, zusammen mit den höher frequenten Komponenten. Die Tiefpassfilter LP-A und LP-B wirken jeweils zum Filtern der Ausgabesignale der Summierschaltkreise SUM-A und SUM-B und dämpfen die Hochfrequenzkomponenten, um so die gewünschten Gleichstrom (DC)-Komponenten der Signale zur Verfügung zu stellen, welche die Gradientendaten darstellen. Die Gradientendaten werden von dem Tiefpassfilter LP-A in der Gestalt eines Ausdruckes ausgegeben, welcher den Ausdruck 2R(Γxx – Γyy) aufweist, und von dem Tiefpassfilter LP-B in der Form des Ausdruckes 4R(Γxy) ausgegeben.
Das Dividieren bzw. Teilen der Ausgaben 2R(Γxx – Γyy) und 4R(Γxy) durch 2R liefert zwei Ergebnisse, (Γxx – Γyy) und 2(Γxy), welche den Krümmungsvektor definieren; die Amplitude des Krummungsvektors ist als die „differentielle Krümmung" oder die „horizontale Richtungsneigung" („horizontal directing tendency") bekannt und ist die Quadratwurzel der Summe von (Γxx – Γyy)² und (2Γxy)².
Die Richtung λ des Krummungsvektors in Bezug auf die X-Achse wird ausgedrückt durch: λ = –1/2tan–1(2Γxy/(Γyy – Γxx))
Die Beschreibung oben im Bezug auf 7 stellt die Funktion des GGI dar, wenn die empfindlichen bzw. Messachsen der Beschleunigungsmessgeräte in einer Ebene normal bzw. senkrecht zu der Vertikalen ist. Bei dieser Orientierung ist das Instrument optimiert zur Erfassung der x, y Komponenten des Gravitationsgradienten. Jedoch kann eine Anzahl von Fehlern auf die Signalausgabe Einfluss nehmen als Folge der Struktur des Instrumentes selbst. Bei dem Entwurf bzw. Design des GGI wird darauf geachtet, dass die Masse auf eine gleichförmige und symmetrische Art um die Drehachse A_x verteilt ist. Weil das GGI diskrete Bauelemente verwendet, liegen einige Massen-Asymmetrien außerhalb um die Drehachse vor. Zusätzlich ist das GGI nicht massensymmetrisch oberhalb und unterhalb der Ebene des Rotors 104. Während die Massen-Asymmetrie klein ist, ist die Asymmetrie physikalisch nahe bei den Beschleunigungsmessgeräten und es wird angenommen, dass diese einen Einfluss als eine Fehlerkomponente hat.
Gemäß einem Merkmal der vorliegenden Erfindung und wie nachfolgend im Bezug auf das Testprotokoll von 8 erläutert, wird das GGI in mindestens zwei orthogonal beabstandeten Ausrichtungen (d.h. 90°) betrieben. Weil der Instrumenten-spezifische Bias und Instrumenten-spezifische Gradientenfehler für das Instrument selbst und seine damit verbundenen Strukturen festliegen („fixed"), wird das Drehen des GGI um seine Drehachse zu den zwei orthogonalen Ausrichtungen nicht die Werte des Instrumenten-spezifischen Bias und den Instrumenten-spezifischen Gradientenfehler verändern, wobei gleichzeitig die Vorzeichen der gemessenen festen Gradienten der Erde umgekehrt werden bzw. sind. Durch eine Mittelwertbildung der Differenzen zwischen den Messsätzen bei zwei orthogonalen Ausrichtungen können die absoluten Werte der Krümmungsgradienten der Erde erhalten werden, weil der Instrumenten-spezifische Bias und Instrumenten-spezifische Gradienten sich aufheben bzw. auslöschen werden.
Wie bei der mathematischen Darstellung von Gl. 6 bis Gl. 13 erläutert, kann die primäre Ausgabe des GGI als eine „in-line" bzw. auf einer Linie liegende I/L Komponente bezeichnet werde und die sekundäre Ausgabe kann als eine „Kreuz" CR Komponente bezeichnet werden. Im Zusammenhang mit dem funktionalen Blockdiagramm von 7 können die in-line und Kreuz-Komponenten zugeordnet werden, wie in I/L = 1/2(ΓYY – Γxx) Gl. 6und CR = –Γxy Gl. 7gezeigt. Die x Achse des GGI kann ausgerichtet werden, zum Beispiel nach Norden und unter Verwendung der Euler-Angle bzw. Euler-Winkel-Sequenz können die Krümmungsgradienten, welche von dem Instrumenten-x,y Gestell gemessen werden, als eine Funktion der festen Krümmungsgradienten der Erde in dem Nord (n) und Ost (e) Kontext bzw. Zusammenhang ausgedrückt werden, wie dargestellt durch Γyy – Γxx = (Γee – Γnn)cos2H – 2Γnesin2H + bias und Eigen – Gradienten Fehler Gl. 8und +2Γxy = (Γee – Γnn)sin2H + 2Γnecos2H + bias und Eigen – Gradienten Fehler Gl. 9.
Die GGI in-line Ausgaben bei einer Nord-Azimuth-Ausrichtung (0 Grad) ist dargestellt durch I/L (H = 0°) und für die orthogonale Messung durch I/L (H = 90°). Auf eine ähnliche An sind die GGI Kreuz-Ausgaben bei einer Nord- und Ost-Ausrichtung dargestellt durch CR (H = 0°) und für die orthogonale Messung durch CR (H = 90°), so dass Bias-freie Werte des Krümmungsgradienten aus
erhalten werden können.
Wie nachfolgend im Bezug auf die 8A und 8B erläutert, wird das GGI während des Testprotokolls mit seiner Drehachse „geneigt" bei einem kleinen positiven Winkel und bei einem kleinen negativen Winkel relativ zu der horizontalen Ebene betrieben, um eine horizontale Komponente der Gravitation zu erzeugen, um die Rückkopplungs-Kompensations-Steuerschleifen in dem GGI anzuregen und eine Kalibrierung der Beschleunigungsmessgerät-Skalierungsfaktoren zu ermöglichen. Jedoch koppelt die geneigte Drehachse die horizontalen Gravitationsgradienten der Erde in bzw. mit den Krümmungsmessungen des GGI. Das Erhalten von Messungen mit dem bei einem kleinen Winkel über der Horizontale geneigten und bei dem kleinen Winkel unterhalb der Horizontale geneigten GGI, in Verbindungen mit Messungen, welche bei zwei Azimuth-Ausrichtungen gemacht wurden, welche um 90° auseinanderliegen, wird Messergebnisse liefern, welche die gewünschten Krümmungsgradienten verdoppeln und die nicht gewünschten horizontalen Gradienten eliminieren bzw. aufheben.
Das GGI umfasst orthogonale Dreh(roll)- und Nick- bzw. Kipp(pitch)-Achsen, wobei die Drehachse horizontal in der lokalen x, y Ebene gehalten wird, während das Instrument um seine Drehachse gedreht wird, um das Instrument nach oben oder nach unten relativ zu der lokalen horizontalen Ebene zu kippen (pitch). Der Ausdruck I/L bezeichnet eine Linie, welche in der x, y Ebene des GGI liegt, welche mit einer Azimuth-Ausrichtung ausgerichtet werden kann, während die Instrumenten x, y Ebene gekippt (geneigt) ist mit einem kleinen Winkel relativ zu der lokalen x, y Ebene. Die sekundäre bzw. zweite Gradiometer- bzw. Neigungsmessgerät-Instrumentenausgabe ist der „Kreuz-" Ausdruck CR wie oben im Bezug auf Gl. 6 und Gl. 7 erläutert. In Verbindung mit der mathematischen Darstellung von Gl. 14 bis Gl. 26 können die I/L und die CR Gradienten, welche von dem GGI in seinem x, y Rahmen bzw. System gemessen wurden, als eine Funktion der Tensorgradientenkomponenten der Erde in dem geodätischen Nord, Ost und Unten (n, e, d) Bezugssystem bzw. Referenzrahmen ausgedrückt werden. Die Richtungscosinusmatrix (DCM; Direction Cosine Matrix), welche ein Nord, Ost und Unten geodätisches Bezugssystem (frame) in das x, y, z Instrumenten-Bezugssystem (frame) transformiert mit einem Ausrichtungswinkel H und einem Neigungswinkel (pitch angle) P ist in
dargestellt. Die I/L und die CR GGI Ausgaben beziehen sich auf die geodätischen Gradienten, wie in
und –2CR = 2Γxy = [(Γee – Γnn )sin2H + 2Γnecos2H][cosP] + (ΓndsinH)2sinP – (ΓedcosH)2sinP + 2error(CR) Gl. 16dargestellt, bei welchen die Bezeichnungen „error(I/L)" und „error(CR)" den Eigen-Bias eines Instruments umfassen und alle Instrumenten-spezifischen Gradientenfehler. Wie in I/L = I/Lu + I/LD Gl. 17und CR = CRu + CRD Gl. 18gezeigt, werden die Summe der Oben- und Unten-Messungen angezeigt, bei welchen das hochgestellte „U" eine nach oben gerichtete bzw. „Up-" Neigung (pitch) bezeichnet und das hochgestellte „D" kennzeichnet eine nach unten gerichtete bzw. „Down-" Neigung, wobei die
und –CR = [(Γee – Γnn)sin2H + 2Γnecos2H]cosP + error (CR) Gl. 20das Verhältnis zu den geodätischen Gradienten zeigen. Durch das Einsetzen der Messungen bei H = 0° und H = 90° und Berechnen der Summe der in-line und (Über-)Kreuz-Werte erhält man als Ergebnis
um die Krümmungsgradienten Γee – Γnn und 2Γne zu bestimmen bzw. zu schätzen, ohne eine Kopplung von bzw. mit den Γnd und den Γed horizontalen Gradienten und den vertikalen Γdd Gradienten, wobei diese Werte Bias-frei sind und frei von Instrumentenspezifischen Eigen-Gradienten-Fehlern sind. –I/L = I/Lu – I/LD Gl. 23und –CR = CRu – CRD Gl. 24stellen die Differenz zwischen den „Up" und den „Down" I/L und den CR Messungen dar, wobei
den Schätzwert bzw. das Ergebnis der horizontalen Gradienten aus Messungen, welche um 180° versetzt durchgeführt wurden liefern.
Gemäß dem Testprotokoll der vorliegenden Erfindung und wie in den 8A und 8B gezeigt, werden eine Anzahl von Messstationen n auf dem Ölfeld errichtet. Jede Messstation kann die Gestalt einer Fläche bzw. eines Bereichs einer freigeräumten bzw. gereinigten Erde oder, weiter bevorzugt, einen Asphalt- oder Zement-Flecken aufweisen. Es ist wichtig, dass die Stelle der Station für den Zeitraum der ersten und nachfolgenden Tests festliegt. Die Messstationen können vorzugsweise die Gestalt eines rechtwinkligen Feldes bzw. Arrays von Beobachtungspositionen, ein polares Feld von Beobachtungspositionen oder ein Gemisch daraus bilden einschließlich von Beobachtungsstationen, welche keinem vorher zugeordneten Muster folgen und als zufällig innerhalb des unter Beobachtung stehenden Feldes angeordnet angesehen werden können. Zum Beispiel und im Zusammenhang mit den 2 und 3 können die Messpositionen der Position der gezeigten Zeilen- und Spalten-Blocknummern entsprechen.
Das GGI ist vorzugsweise auf einem kleinen mit Reifen versehenen Karren bzw. Wagen befestigt, welcher von Station zu Station bewegt werden kann, wenn der Test durchgeführt wird bzw. voranschreitet. In Abhängigkeit von dem Abstand zwischen den Beobachtungsstationen kann das GGI zum Beispiel durch ein Reifen- oder ein anderes Fahrzeug transportiert werden. Wenn gewünscht, kann das GGI auf einem Reifenfahrzeug befestigt werden und von Station zu Station gefahren werden und die Messungen können von dem Fahrzeug aus durchgeführt werden. Der mobile Karren bzw. Fahrzeug wird jedoch bevorzugt, weil die Verwendung der Karren- bzw. Wagen Gravitationsanomalitäten aus dem Datensatz eliminiert, welche von dem Reifenfahrzeug verursacht werden. Bei jeder der Messstationen wird der Karren auf steuernden bzw. Kontroll-Wagenhebern bzw. -Böcken für eine Erhebung emporgehoben bzw. erhöht.
Wie bei dem Flussdiagramm von 8A gezeigt, wird das System initialisiert und die Variablen m und n werden gleich 1 gesetzt; n repräsentiert die Anzahl der vorher festgelegten Messstationen, wobei die maximale Anzahl der Messstationen N(max) ist und m stellt die Anzahl der Datensätze dar, welche über die Zeit aufgenommen werden sollen, wobei die maximale Anzahl M(max) ist.
Das GGI ist bei der ersten Messstation angeordnet und vor dem Beginn der Datenerfassung werden alle Objekte, welche eine Masse haben, welche ausreichend ist, um die Messungen zu beeinflussen (Transportfahrzeug(e), Leistungsquellen, lokale Computersteuerung, Personal, etc.) einen ausreichenden Abstand weg von dem Instrument bewegt, um alle nachteiligen Effekte auf das Instrument von diesen Objekten zu minimieren. Im Allgemeinen ist jede Messstation vorzugsweise nicht nahe zu von Menschen hergestellten fest installierten statischen Strukturen angeordnet, um große Signale zu minimieren, welche sich nicht auf die Stellen der Begrenzungsgrenzfläche beziehen.
Danach wird das GGI initialisiert und die Drehachse wird mit einem vorher ausgewählten Neigungswinkel geneigt (d.h. plus ungefähr 0,9° in dem Fall der vorliegenden Erfindung), welcher ausreichend ist, um ein z Achsen-Ansprechen bei den Beschleunigungsmessgeräten und dem Instrument zu Erzeugen bzw. zur Verfügung zu stellen, welches mit einer Azimuthausrichtung von 0° ausgerichtet ist. Wie oben im Bezug auf Gl. 14 bis Gl. 26 erläutert, ermöglicht das Neigen bzw. „tilting" des Rotorzusammenbaus bei einem Winkel, welcher ausreichend ist für die acht Beschleunigungsmessgeräte, um den Gravitationsvektor zu erfassen, dass das Instrument die Ausgabe von jedem Beschleunigungsmessgerät für diesen Gravitationswert beobachten kann, den Skalierungsfaktor von jedem Beschleunigungsmessgerät bestimmen kann, die Differenzen der Skalierungsfaktoren zwischen den Beschleunigungsmessgeräten bestimmen kann und einen Abgleich- bzw. Einstellwert bestimmen kann, so dass alle Beschleunigungsmessgeräte eine identische offensichtliche (apparent) bzw. Schein-Ausgabe erzeugen. Wie in dem Ablaufdiagramm von 8A gezeigt, wird das Instrument auch nachfolgend mit einem entgegengesetzten Winkel zu dem ersten geneigt, so dass Kreuz-Kopplungen von den horizontalen Gradienten eliminiert werden können. Demzufolge umfassen bzw. beinhalten Messungen, welche bei dem ersten Neigungswinkel durchgeführt wurden, einen Instrumenten-Bias und auf eine ähnliche Art beinhalten Messungen, welche bei dem entgegengesetzten Neigungswinkel durchgeführt wurden, ähnlich Instrumenten-Bias-Fehler; die Messungen für beide Neigungswinkel können dann gemittelt werden, um den Bias-Fehler zu unterdrücken bzw. zu eliminieren.
Das GGI nimmt dann Daten bei der Beobachtungsstation während eines Zeitraumes auf, welcher ausreichend ist, um die Minimierung von Fehlerquellen sicherzustellen; in dem Fall des bevorzugten GGI wird ein Datenaufnahmeintervall in der Größenordnung von mehreren Minuten (d.h. ungefähr 5 min) bei jeder Ausrichtung bzw. Orientierung als angemessen angesehen.
Danach wird das Instrument zu seinem gegenüberliegenden Winkel ausgelenkt bzw. geneigt (d.h. minus ungefähr 0,9° in dem Fall der vorliegenden Erfindung) und der Datenerfassungsschritt wird bei dem anfänglichen Azimuth wiederholt. Sobald die Datenaufnahme abgeschlossen ist, bei der anfänglichen Azimuthausrichtung für beide, die nach oben ausgelenkten und nach unten ausgelenkten Einstellungen bzw. Ausrichtungen, wird das Instrument bezüglich seines Azimuth gedreht durch das Weitergehen bzw. -drehen um 90° und die nach oben geneigten und nach unten geneigten Datenerfassungschritte werden wiederholt. Die nach oben geneigte und nach unten geneigte Datenerfassung muss nur bei zwei Azimuth-Ausrichtungen durchgeführt werden; jedoch kann die nach oben geneigte bzw. gekippte und nach unten geneigte bzw. gekippte Datenerfassung bei mehr Azimuth-Ausrichtungen wiederholt werden, wie gewünscht, um die Genauigkeit der Datenerfassung zu erhöhen. Eine Drehung des Instrumentes zu der neuen Ausrichtung umfasst das Instrument selbst, seinen Karren bzw. Schiebewagen und alle zugehörigen Strukturen, einschließlich jedes Umfeldes bzw. jeder Umgebungs-Umzäunung. Die Drehung der Strukturen, welche mit dem Betrieb des Instrumentes selbst zusammenhängen bzw. verbunden sind, helfen beim Minimieren der Fehlerquellen. Wie oben in Bezug auf Gl. 6 bis Gl. 13 erläutert wurde, dient die Ablenkung bzw. der Anstieg (slewing) des Azimuths zum Liefern einer Information, welche erforderlich ist, um Fehlerquellen zu entfernen, welche mit der Massen-Asymmetrie des Instrumentes selbst und seiner unmittelbaren Umgebung zusammenhängen. Diese Sequenz bzw. Abfolge schreitet fort, bis Daten in mindestens drei orthogonalen Azimuth-Ausrichtungen erfasst wurden; jedoch werden im Fall der bevorzugten Ausführungsform Daten bei 0, 90, 180, 270 und dann wieder bei 0 Grad aufgenommen. Wenn eine zusätzliche Information gewünscht wird, können die Datenerfassungschritte bei den verschiedenen Ausrichtungen wiederholt werden.
Wie oben in größerem Detail erläutert wurde, ist die Erfassung von Daten bei verschiedenen Azimuth-Ausrichtungen und bei verschiedenen Neigungswinkeln so ausgelegt, um Fehlerquellen zu minimieren und um effektiv die Empfindlichkeit des Instrumentes zu erhöhen.
Danach wird n um 1 erhöht und das GGI wird zu der nächsten folgenden Messstation bewegt und die Sequenz wird bei dieser Station wiederholt.
Wenn die Daten bei jeder der n Messstationen aufgenommen wurden (d.h. n = N(max)), ist der erste Datensatz vollständig. Gemäß der vorliegenden Erfindung wird ein Zeitraum (gemessen in Wochen, Monaten oder Jahren) verstrichen gelassen, während welchem das Ölfeld einer kontinuierlichen oder nicht-kontinuierlichen Unterdrucksetzung durch das injizierte Verdrängungs- bzw. Austreib-Fluid ausgesetzt ist, um eine Wanderung der Grenzfläche zwischen dem Verdrängungsfluid und den zu gewinnenden bzw. zu fördernden Kohlenwasserstoffen zu bewirken. Nachdem die Zwischen-Test-Periode verstrichen ist, wird die Testsequenz der 8A wiederholt, um einen anderen Datensatz zu erhalten, welcher als der zweite Datensatz bezeichnet wird. Wie erkannt werden wird, können dritte, vierte und nachfolgende Tests durchgeführt werden, nachdem geeignete Zwischentest-Zeitdauern verstrichen sind, um dritte, vierte und nachfolgende Datensätze zu erhalten. In der Praxis sind zwei aufeinanderfolgende Datensätze (d.h. M(max) = 2) ausreichend, um verwendbare Daten zu liefern.
Jeder Datensatz enthält eine Information bezüglich des Gravitationsgradienten über dem Feld einschließlich des Effektes der unter der Oberfläche liegenden Geologie, Schwankungen bzw. Abweichungen aufgrund des Terrains und aufgrund von von Menschen errichteten statischen sich an einer festen Stelle befindlichen Strukturen einschließlich Bohrtürmen, Pipelines, Pumpen, Motoren, etc., welche gewöhnlich ein Ölfeld belegen. Zusätzlich wird dieser Datensatz eine Information enthalten bezüglich des Effektes bzw. der Auswirkung des Gravitationsgradienten auf die Grenzfläche zwischen dem Verdrängungs- bzw. Austreibfluid und den Kohlenwasserstoffen, welche einer Verschiebung bzw. Verdrängung ausgesetzt sind. Jedoch gibt es keinen nicht auf Vermutungen basierenden Weg, so dass die Stelle der Grenzfläche genau aus einem einzelnen Datensatz bestimmt werden kann. Wie in dem Fall des ersten Datensatzes enthalten zweite und nachfolgende Datensätze ähnlich eine Information bezüglich des Effektes bzw. der Auswirkung auf den Gravitationsgradienten der Geologie, des Terrains und künstlich errichteten Strukturen und der Grenzfläche bei ihrer neuen Stelle bzw. Position. Demzufolge wird eine Information bezüglich der Geologie, des Terrains und der künstlich errichteten Strukturen relativ invariante allgemeine bzw. gemeinsame Daten oder eine gleichphasige (common mode) Signalinformation zwischen jedem Datensatz darstellen, wobei die Information bezüglich der sich mit der Zeit verändernden (transient) Grenzfläche den verschiedenen Datensätzen nicht gemeinsam sein wird.
Fehlerquellen, welche nachteilig eine Genauigkeit beeinflussen können, können geologische Bewegungen umfassen, wie zum Beispiel eine Verdichtung des Ölreservoirs und eine Bewegung des Wasserspiegels.
Um die ersten und zweiten (und/oder nachfolgende Datensätze) zu verarbeiten und als ein Anfangsschritt wird ein theoretisches Modell des Verhältnisses des Gravitationsgradienten der Schicht bzw. des Flözes (strata) unterhalb des interessierenden Kohlenwasserstoff-Reservoirs entwickelt. Für jedes Kohlenwasserstoffreservoir, bei welchem eine Sekundärförderung durchgeführt wird, besteht die Möglichkeit, dass ein Satz bzw. Körper von geophysikalischen Daten, einschließlich eines Reservoir-Modells, aus früheren akustischen Untersuchungen, einer Bohrloch-Daten-Aufzeichnung (logging), (Bohr-)Kernproben, einer Analyse der Aus- bzw. Abgabe der Testbohrlöcher und einer Kenntnis über das Vorliegen oder Fehlen von (und Veränderungen davon) des Verdrängungs- bzw. Austreibfluids in bzw. bei der Ausgabe der Förder-Bohrlöcher verfügbar ist. Wenn gewünscht, können die bekannten geophysikalischen Daten mit verfügbaren Gravitationsgradientendaten kombiniert werden, welche gemäß dem System und Verfahren der vorliegenden Erfindung erhalten wurden. Insbesondere können die Gradientendaten am besten an die geophysikalischen Daten angepasst bzw. „best-fitted" werden, um ein Vorwärts- bzw. Hauptmodell (forward model) des Reservoirs zur Verfügung zu stellen und/oder die Gradientendaten können ähnlich „best-fitted" bzw. am besten an die geophysikalischen Daten angepasst werden bei der Verwendung von Inversions- bzw. Wechsel-Techniken, um das beste Modell des Reservoirs und der Modellgrenze zwischen dem Verdrängungs- bzw. Austriebsfluid und dem zu gewinnenden Kohlenwasserstoff zu erhalten.
Um eine Dichteinformation für unterhalb der Oberfläche liegende Bereiche zu erhalten, können entweder Vorwärts-Modellbildungs-Verfahren (auch als indirekte Verfahren bekannt) oder direkte Verfahren verwendet werden. Vorwärts-modellbildende-Verfahren beginnen mit einem vorhandenen Wissen über die Reservoir-Schichten, in welchen eine Injektion durchgeführt wird, und nimmt Veränderungen der Sättigungspegel der verschiedenen Fluide an und umfasst Wissen, welches von anderen geophysikalischen Messungen (z.B. seismisch) gewonnen wurde und andere Ölfeld-Beobachtungen, wie zum Beispiel Drücke und Temperaturveränderungen der Beobachtungs-Bohrungen bzw. -Bohrlöcher. Aus diesem Anfangsmodell können Berechnungen der Gradienten nach einer bestimmten Zeitdauer bzw. nachdem eine bestimmte Zeit verstrichen wurde, durchgeführt werden. Zu diesem Zweck kann das Vorwärts-Modellier-Verfahren von Talwani „Computation with the help of a digital computer of magnetic anomalies caused by bodies of arbitrary shape" in Geophysics, Auflage 30, Nr. 5, Seiten 797–817 (1965) verwendet werden. Die berechneten Werte werden mit den beobachteten Werten der Zeit-verzögerten (time-lapse) Gradienten verglichen und das Anfangsmodell wird iterativ so modifiziert, dass die berechneten Werte zu den beobachten Werten passen. Eine Untersuchung der Sättigungswerte in dem abschließenden Modell liefert die Position der Front zwischen dem Austriebsfluid und den Kohlenwasserstoffen, welche einer Verschiebung bzw. Verdrängung ausgesetzt sind.
Mit direkten Verfahren wird ein vorhandenes Wissen über das Reservoir als Einschränkung bzw. Randbedingung verwendet und die beobachteten Daten werden invertiert bzw. verwendet, um unter der Oberfläche liegende Dichteveränderungen zu erhalten, welche sich wie für die Vorwärts-Modellier-Verfahren auf Fluid-Sättigungs-Veränderungen beziehen.
Sobald die Zeit verstrichen ist (d.h. 4D), werden die Gradientendaten erhalten, verschiedene, auf Computer basierende Techniken sind verfügbar, um die Veränderung der unter der Oberfläche liegenden Dichteverteilungen (Schicht- bzw. Strata-Morphologie) über den Zeitraum zu bestimmen. Direkte Verfahren der Verwendung der Gradientendaten, um die Dichteverteilungen zu schätzen bzw. zu bestimmen, fallen in die Kategorie der linearen Probleme und direkte Verfahren, welche Grenz-Störungen bzw. -Veränderungen für konstante Dichtekörper bestimmen, fallen in die Kategorie von nicht-linearen Problemen, wie von D.W. Vasco beschrieben in „Resolution and Variance Operators of Gravity and Gravity Gradiometry", veröffentlicht in Geophysics, Auflage 54, Nr. 7, (Juli 1989), Seiten 889–899. Die Vasco Lösung linearisiert die Verhältnisse zwischen den Prismen (der Massendichte oder der Veränderungen der Dichte) und deren zugehörigen Gravitationsgradienten und löst die Umkehrung bzw. Gleichung (inversion) iterativ unter Verwendung von verallgemeinerten Inversen bzw. Kehrwerten. Direkte Verfahren umfassen auch solche, welche beschrieben wurden von S.K. Reamer und J.F. Ferguson in „Regularized two-dimensional Fourier gravity inversion method with application to the Silent Canyon caldera, Nevada", veröffentlicht in Geophysics, Auflage 54, Nr. 4 (April 1989), Seiten 486–496 und die Wavelet-Galerkin Techniken, welche beschrieben wurden in der oben in Bezug genommenen US provisional application 60/099,937, angemeldet am 11. September 1998. Im Allgemeinen und für die Vasco Technik können Beschränkungen bzw. Randbedingungen, wie zum Beispiel eine Schichtdicke, welche größer ist als oder gleich Null oder dass alle Grenzen unterhalb der Oberfläche liegen, enthalten sein; andere Beschränkungen umfassen vernünftige Bereiche der Dichte nach M. Cuer und R. Bayer, wie beschrieben in „Fortran Routines for Linear Inverse Problems", veröffentlicht in Geophysics, Auflage 45, Nr. 11 (November 1980), Seiten 1706–1719.
Das Anfangsmodell wird verbessert werden mit mehreren Daten bzw. der Zunahme der Daten und kann nur der am besten bekannte Schätzwert zu diesem Zeitpunkt sein. Das Modell, vorwärts oder invers bzw. rückwärts, wird dann analytisch gestört, um das Verhältnis zwischen Veränderungen des Gravitationsgradienten zu Veränderungen in der Schicht- bzw. Flöz (strata)-Morphologie zu bestimmen. Indirekte Verfahren zum Stören eines Start- oder Anfangs-Vorwärtsmodells umfassen die „Directed Monte Carlo methods of Simulated Annealing and Genetic Algorithms [„Global Optimization Method in Geophysical Inversion" von M. Sen und P.L. Stoffa, Elsevler, Amsterdam, 1995].
Danach wird der tatsächliche Gravitationsgradient (von welchem eine repräsentative bzw. beispielhafte grafische Darstellung für Γxz und Γxx in 9 gezeigt ist) mit demjenigen verglichen, welcher vorausgesagt bzw. bestimmt wurde durch das theoretische Modell, um nachfolgende Modell-Iterationen zu entwickeln, welche mit sukzessiven bzw. aufeinanderfolgenden kleineren Differenzen bei den Vergleichen konvergieren. Wenn zusätzliche Da tenmessungen durchgeführt werden, wie in den Testsequenzen der 8A und 8B gezeigt, wird das Modell sukzessive verfeinert. Vor jeder Modellverfeinerung werden die gemessenen Daten verarbeitet, um bekannte und statistisch geschätzte Fehlerquellen einschließlich der Effekte eines geologischen „Rauschens" zu eliminieren.
Mit ausreichenden Datenmessungen ist es für den Computer-Daten-Prozessor möglich, eine auf einem Computer angezeigte bzw. dargestellte Animation der Bewegung und Morphologie der Begrenzungsgrenzfläche über die Zeit zu erzeugen zum Anzeigen auf einem Computermonitor oder einer ähnlichen Anzeigevorrichtung. Die verarbeiteten Daten, welche von der Anzeige zur Verfügung gestellt werden, liefern eine Information bezüglich der Grenze zwischen dem Austreibfluid und dem zu gewinnenden bzw. zu fördernden Kohlenwasserstoff. Danach können die Bewegung der Grenze und die Raten der Bewegung grafisch gedruckt oder geplottet bzw. gezeichnet werden zur Verwendung durch den Ölfeld-Manager, welcher die Injektions-Bohrlöchern im Hinblick auf Druck und Quantität steuern kann, um die Morphologie der Grenze auf eine solche Art zu nutzen, um die Gewinnung bzw. Förderung von Kohlenwasserstoff bei den niedrigst möglichen Sekundärförderungskosten zu maximieren. Die Veranschaulichung der Kohlenwasserstoffgrenzen und deren Veränderungen können auch von dem Ölfeld-Manager verwendet werden zur Bestimmung von möglichen Diebstahl (theft)-Zonen, wie in den Blöcken 22 und 23 von 3 nahegelegt. Das Versorgen bzw. zur Verfügung stellen dieser bildhaften Darstellung der Ausbeutungs- bzw. Entwicklungssituation für den Ölfeld-Manager ermöglicht es ihm, seine Erfahrung anzuwenden, um Veränderungen der Bedingungen zu erfassen bzw. auszuwerten, zu korrigieren und zu kompensieren und um eine Feld-Förderung bzw. -Produktion beizubehalten oder zu erhöhen.
Die vorliegende Erfindung ist ebenso gut geeignet zur Verwendung beim Erfassen einer Migration bzw. Wanderung von unter der Oberfläche liegenden Fluiden einschließlich von z.B. verschmutzten und/oder toxischen Fluid-Grenzen bzw. -Fronten.
Während ein Gradiometer bzw. Neigungsmesser vom Beschleunigungsmess-Typ als das bevorzugte Instrument zum Detektieren des Gravitationsgradienten gezeigt ist, sind andere Bauelemente, welche zum Messen oder sonstigen Erfassen bzw. Ermitteln des lokalen Gra vitationsgradienten geeignet sind, ähnlich geeignet. Andere Bauelemente umfassen gepaarte Gravitationsmessgeräte eines Typs, welcher fallende Massen in einem evakuierten bzw. luftleeren Raum verwendet, wobei die Beschleunigung der fallenden Masse mit einem Laserstrahl gemessen wird, und hochpräzise Uhren und gravitationserfassende Instrumente, welche supraleitende Sensoren verwenden.
Wie von den Fachleuten erkannt werden wird, können verschiedene Veränderungen und Abwandlungen bei dem veranschaulichten System und Verfahren zur Sekundärförderung von Öl durchgeführt werden gemäß der vorliegenden Erfindung ohne von der Idee und dem Schutzbereich der Erfindung abzuweichen, wie durch die beiliegenden Ansprüche und deren rechtlichem Äquivalent bestimmt.
Industrielle Anwendbarkeit
Die vorliegende Erfindung schafft vorteilhaft ein System und Verfahren zu Sekundärförderung von Öl bzw. sekundären Restölgewinnung durch welche die Kosten der Förderung bzw. Gewinnung verringert werden können und/oder die Quantität bzw. Menge des gewonnenen Kohlenwasserstoffes erhöht werden kann.
Verweis auf Provisional Patent Applications
Diese Anmeldung beansprucht den Vorzug bzw. Zeitrang der Anmeldedaten der anhängigen US Provisional Patent Applications Nr. 60/085,059, eingereicht am 12. Mai 1998, Nr. 60/109,138, eingereicht am 18. November 1998, Nr. 60/107,329, eingereicht am 6. November 1998, Nr. 60/107,366, eingereicht am 6. November 1998 und Nr. 60/099, 937, eingereicht am 11. September 1998; die jeweiligen Offenbarungen davon werden hierin durch Inbezugnahme aufgenommen.
Wie von den Fachleuten erkannt werden wird, können verschiedene Veränderungen und Abwandlungen bei dem veranschaulichten System und Verfahren zur Sekundärförderung von Kohlenwasserstoff gemäß der Erfindung durchgeführt werden ohne von der Idee und dem Schutzbereich der Erfindung abzuweichen, wie durch die beiliegenden Ansprüche und deren rechtlichem Äquivalent bestimmt.

Claims

Verfahren zum Steuern einer Förderung von fluidem Kohlenwasserstoff aus einem unter der Oberfläche liegenden Kohlenwasserstoff-Reservoir, bei welchem eine sekundäre Förderung durchgeführt wird durch die Injektion eines Verdrängungsfluids darin und aus welchem fluide Kohlenwasserstoffe entnommen werden in Reaktion auf die Injektion des Verdrängungsfluides, gekennzeichnet durch: Durchführen einer ersten Messung des Gravitations-Gradienten über dem Reservoir; Durchführen mindestens einer zweiten Messung des Gravitations-Gradienten über dem Reservoir, wobei die erste und zweite Messung durch einen Zeitraum getrennt sind; Bestimmen der Position der Grenze zwischen dem Verdrängungsfluid und den fluiden Kohlenwasserstoffen aus den Daten der ersten und zweiten Messungen; und Steuern der Injektion des Verdrängungsfluids, um das Entnehmen der Kohlenwasserstoffe aus dem Reservoir zu steuern.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die erste Messung durchgeführt wird durch Messung des Gravitations-Gradienten bei einer Mehrzahl von Messpositionen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die zweite Messung durchgeführt wird durch Messung des Gravitations-Gradienten bei einer Mehrzahl von Messpositionen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die erste Messung und die zweite Messung jeweils durchgeführt werden durch Messung des Gravitations-Gradienten bei einer Mehrzahl von gemeinsamen Messpositionen.
Verfahren nach Anspruch 1, weiter gekennzeichnet durch mindestens eine dritte Messung des Gravitations-Gradienten über dem Reservoir, wobei die zweiten und dritten Messungen durch einen Zeitraum getrennt sind, und danach Bestimmen der Position der Grenze zwischen dem Verdrängungsfluid und den fluiden Kohlenwasserstoffen aus den Daten der ersten und dritten Messungen, der zweiten und dritten Messungen oder der ersten, zweiten und dritten Messungen.
Verfahren nach Anspruch 1, weiter gekennzeichnet durch das Kombinieren von bekannten geophysikalischen Daten, welche sich auf das Reservoir beziehen, mit mindestens einer der Gradienten-Messungen, um ein kombiniertes geophysikalisches/Gravitations-Gradienten-Modell des Reservoirs zu erhalten.
Verfahren nach Anspruch 6, wobei der Kombinationsschritt gekennzeichnet ist durch das Kombinieren der Gravitations-Gradienten-Messung mit den bekannten geophysikalischen Daten durch eine Vorwärts-Modellierung (forward modeling).
Verfahren nach Anspruch 7, wobei der Kombinationsschritt gekennzeichnet ist durch das Kombinieren der Gravitations-Gradienten-Messung mit den bekannten geophysikalischen Daten durch Umkehrung.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der Steuerschritt gekennzeichnet ist durch das Steuern von mindestens einem der folgenden Merkmale des injizierten Verdrängungsfluids bestehend aus Druck, Temperatur, Volumen und Stelle innerhalb des Reservoirs.
Verfahren zum Überwachen der Grenze zwischen einem Verdrängungsfluid und fluiden Kohlenwasserstoffen in einem unter der Oberfläche liegenden Reservoir, welches einer sekundären Förderung unterzogen wird durch Injektion des Verdrängungsfluides darin und aus welchem fluide Kohlenwasserstoffe entnommen werden, mindestens in Abhängigkeit von der Injektion des Verdrängungsfluids, gekennzeichnet durch: Festlegen einer Mehrzahl von Messpositionen für die Messung des lokalen Gravitations-Gradienten; Durchführen eines ersten Satzes von Messungen des Gravitations-Gradienten bei jeder Messposition; Durchführen von mindestens einem zweiten Satz von Messungen des Gravitations-Gradienten bei jeder Messposition, wobei die ersten und zweiten Messungen durch einen Zeitraum getrennt sind; Bestimmen der Position der Grenze zwischen dem Verdrängungsfluid und den fluiden Kohlenwasserstoffen aus Differenz-Daten zwischen den ersten und zweiten Messungen; und Anzeigen der Position der Grenze zwischen dem Verdrängungsfluid und den fluiden Kohlenwasserstoffen.
Verfahren nach Anspruch 10, weiter gekennzeichnet durch das Durchführen von mindestens einer dritten Messung des Gravitations-Gradienten über dem Reservoir, wobei die zweiten und dritten Messungen des Gravitations-Gradienten durch einen Zeitraum getrennt sind und anschließendes Bestimmen der Position der Grenze zwischen dem Verdrängungsfluid und den fluiden Kohlenwasserstoffen aus Differenz-Daten zwischen den ersten und dritten Messungen, den zweiten und dritten Messungen, oder den ersten, zweiten und dritten Messungen.
Verfahren nach Anspruch 10, weiter gekennzeichnet durch das Kombinieren von bekannten geophysikalischen Daten, welche sich auf ein Reservoir beziehen, mit mindestens einer der Gradientenmessungen, um ein kombiniertes geophysikalisches/Gravitations-Gradienten-Modell des Reservoirs zu erhalten.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei der Kombinationsschritt gekennzeichnet ist durch das Kombinieren der Gravitations-Gradienten-Messung mit den bekannten geophysikalischen Daten durch eine Vorwärtsmodellierung.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei der Kombinationsschritt gekennzeichnet ist durch die Kombination der Gravitations-Gradienten-Messung mit den bekannten geophysikalischen Daten durch Umkehr.
Verfahren nach Anspruch 10, wobei die Messungen mit einem Gravitations-Gradiometer durchgeführt werden.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei die Messungen durchgeführt werden durch ein Gravitations-Gradiometer eines Typs, welcher Beschleunigungsmessgeräte verwendet.
Verfahren zum Überwachen der unter der Oberfläche stattfindenden Bewegung von mindestens einem ersten Fluid in einem unter der Oberfläche liegenden Volumen, in welchem sich das erste Fluid in dem unter der Oberfläche liegenden Volumen über die Zeit bewegt, gekennzeichnet durch: Durchführen eines ersten Satzes von Messungen des Gravitations-Gradienten an der Oberfläche oberhalb des unter der Oberfläche liegenden Volumens; Durchführen von mindestens einem zweiten Satz von Messungen des Gravitations-Gradienten an der Oberfläche oberhalb des unter der Oberfläche liegenden Volumens, wobei die ersten und zweiten Messungen durch einen Zeitraum getrennt sind; Bestimmen der Position der Grenze des mindestens ersten Fluides aus mindestens den Differenz-Daten zwischen den ersten und zweiten Sätzen der Messungen; und Anzeigen der Position der Kante bzw. Grenze mindestens des ersten Fluids.
Verfahren nach Anspruch 17, weiter gekennzeichnet durch das Durchführen von mindestens dritten Messungen des Gravitations-Gradienten oberhalb des unter der Oberfläche liegenden Volumens, wobei die zweiten und dritten Messungen des Gravitations-Gradienten durch einen Zeitraum beabstandet sind, und danach Bestimmen der Grenze mindestens des einen Fluides aus mindestens den Differenz-Daten zwischen den ersten und dritten Messungen, den zweiten und dritten Messungen, oder den ersten, zweiten und dritten Messungen.