DE3300688A1

DE3300688A1 - Verfahren zur normalisierung des scheinbaren wassersaettigungszustandes einer untergrundformation, welcher aus bohrprofilen unter anwendung von waermeneutroneneinfang erhalten wurde

Info

Publication number: DE3300688A1
Application number: DE3300688A
Authority: DE
Inventors: Linus Scott Dallas Tex. Allen
Original assignee: Mobil Oil Corp
Current assignee: ExxonMobil Oil Corp
Priority date: 1983-01-11
Filing date: 1983-01-11
Publication date: 1984-07-12

Description

3300683

Die Erfindung betrifft eine Bohrprofilbestimmung mittels Radio aktivität, und insbesondere ein verbessertes Verfahren zur Bestimmung des Flüssigkeitssättigungsverhaltens von ein Bohrloch umgebenden Untergrundformationen aus mittels impulsgesteuertem Neutroneneinfang erhaltenen Bohrprofilen, welche bei einem Vorgang erhalten wurden, bei welchem zunächst ein Bohrprofil erstellt, dann ein Medium eingepreßt und erneut ein Bohrprofil erstellt wird ("the log-inject-log technique").

Theoretisch können die Kohlenwasserstoff- und WasserSättigungen einer Untergrundformation durch die folgenden Ausdrücke dargestellt werden:

^Formation ⁼ ^Gestein ^¹ "^) ⁺ ^Medium

^Medium ⁼ ^Öl ^SÖ1 ⁺ 2χ Wasser Wasser (2)

^SÖ1 = ^λ - Wasser ⁽³⁾

worin
2/ den makroskopischen Absorptionsquerschnitt bedeutet,

S die Sättigung (oder die Volumenfraktion eines besonderen Mediums an Ort und Stelle) darstellt, und die Porosität bedeutet.

Bei Umschreibung der Gleichung (1) unter Verwendung der Ausdrücke der Gleichungen (2) und (3) kann der makroskopische Wärmeneutronenabsorptionsquerschnitt der Formation wie folgt geschrieben werden:

r ₌ π _ α) Σ +

COPY

Von den fünf Variablen auf der rechten Seite der Gleichung (4; welche für die Bestimmung der Kohlenwasserstoffsättigung notwendig sind, sind die makroskopischen Absorptionsquerschnitte der Gesteinsmatrix (^?_r), des Kohlenwasserstoffs (£_h) und von Wasser (P ) üblicherweise bekannt oder schätzbar, wohingegen ^ *-«w

die Porosität (φ) und der makroskopische Absorptionsquerschni der Formation ( _f) innerhalb des Bohrloches gemessen werden müssen.

In vielen Fällen kann jedoch der mikroskopische Absorptionsquerschnitt der Gesteinsmatrix (^₁.) nicht mit guter Genauigkei ermittelt oder bestimmt werden. Stark absorbierende Spurenelemente sind im allgemeinen in zu großem Überfluß in der Gesteinsmatrix vorhanden, um eine genaue Bestimmung von Q] ) aui den Hauptbestandteilen des Gesteins zu ermöglichen. Der Vorgar, bei welchem zunächst ein Bohrprofil erstellt, dann ein Medium eingepreßt und erneut ein Bohrprofil erstellt wird (the login ject-log technique) wurde angewendet, um dieses Problem zu überwinden. Die Formation wird zunächst mit Salzwasser von bekanntem Salzgehalt und daher bekanntem makroskopischen Absorptionsquerschnitt Έ , durchspült. Eine Bohrprofilaufzeichnung unter Verwendung eines impulsgesteuerten Neutrone einfanges wird dann aufgezeichnet. Die Formation wird anschlie send mit einem Salzwasser von verschiedenem Salzgehalt und unterschiedlichem Querschnitt ^₂ bespült. Eine zweite mittels impulsgesteuertem Neutroneneinfang erhaltene Bohrprofilaufzeichnung wird aufgezeichnet. Wenn beide Spülungen genügend sind, um eine Restkohlenwas serstoff Sättigung in sämtlichen Zonen von Interesse zu erreichen, können die gemessenen Quer- -schnitte ΣL_Og ^ ^un(i <?Lo£ 2 β⁹²⁰*¹¹^^©*¹ werden, wie nachsteheangegeben :

und

BAD ORIGINAL

COPY

Bei Subtraktion von Gleichung (6) von Gleichung (5) ergibt sich:

*^Sw=<^ZLogl-£Log₂ ^)/(Ewl- ¹^ (7)

Die Gleichung (7) ist der gebräuchliche Ausdruck für den Vorgang, bei welchem zunächst ein Bohrprofil erstellt, dann ein Medium eingepreßt und erneut ein Bohrprofil erstellt wird (log-inject-log expression). Bei bekannter oder gemessener Porosität und bekannten oder gemessenen makroskopischen Wasserquerschnitten gestatten die Aufzeichnungen von£,, , und 5Γ% _o die Berechnungen der Wassersättigung entsprechend der Restölsättigung, unabhängig von

-

Zwecks näherer Erläuterung des Vorganges, bei welchem zunächst ein Bohrprofil erstellt, dann ein Medium eingepreßt und erneut ein Bohrprofil erstellt wird (log-inject-log technique) wird auf die US-Patentschriften 3 748 474, 3 757 575, 3 812 353 und 3 825 752 verwiesen.

Verschiedene Werkzeuge zum Erstellen von Bohrprofilen sind in der Technik für die Bestimmung von dem Querschnittseinfang von Wärmeneutronen als Funktion der Tiefe innerhalb des Bohrloches verfügbar. Ein derartigas Werkzeug ist ein Werkzeug zur Erstellung eines Bohrprofils unter Verwendung von impulsgesteuerten Neutronen. Dieses Werkzeug liefert ein impulsgesteuertes Neutronenbohrprofil,Indikativ für die erforderliche Zeit oder für das Ausmaß, mit welchem die von dem Werkzeug ausgestrahlten oder ausgesendeten Wärmeneutronen von dem Formationsmaterial eingefangen oder absorbiert werden. Dieses Bohrprofil bezeichnet den

makroskopischen Absorptionsquerschnitt der Formation, welche in der Bohrprofilerstellungstechnik als Querschnitt des Abfangens von Wärmeneutronen angeführt wird.· Eine derartige impulsgesteuerte Neutronenaufzeichnung wird von Schlumberger Limited of New York, New York, unter dem Warenzeichen THERMA. DECAr TIME LOG geliefert. Eine weitere derartige impulsge-' steuerte Neutronenaufzeichnung wird von Dresser Industries," Inc. of Houston, Texas, unter dem Warenzeichen NEUTRON LIFET LOG geliefert.
Io

Bei dem Verfahren gemäß der Erfindung wird in einer Untergru: formation, welche von einem Bohrloch durchquert wird, ein V gang ausgeführt, bei welchem zunächst ein Bohrprofil erstell dann ein Medium eingepreßt und erneut ein Bohrprofil erstell wird, um den scheinbaren Wassersättigungszustand zu bestimme: Zunächst wird die Formation mit einem ersten Medium oder ein ersten Flüssigkeit von bekanntem makroskopischen Absorptions querschnitt durchgespült und ein mittels impulsgesteuertem Neutroneneinfang erhaltenes Bohrprofil wird von der bespülte" Formation aufgezeichnet. Dann wird die Formation mit einem zweiten Medium oder einer zweiten Flüssigkeit mit einem beka ten makroskopischen Absorptionsquerschnitt durchgespült und mittels impulsgesteuertem Neutroneneinfang erhaltenes Bohrpro von der bespülten Formation wird aufgezeichnet. Die Formati porösität wird ebenfalls gemessen. Aus diesen Messungen wird scheinbare Wassersättigung der Formation bestimmt. Diese Bes mung ist nicht eine wahre Wiedergabe der Wassersättigung, da sie sowohl die Formationsneutronendiffusionseffekte als auch bestimmte Bohrlocheffekte, wie z.B. Bohrlochgröße, Bohrloch flüssigkeitssalzgehalt, Verrohrungsgewicht (casing weight), ment- oder Mehrfachrohrstränge (cement or multiple pipe striwiedergibt. Gemäß der vorliegenden Erfindung soll die schein bare Wassersättigung unter Ausnutzung der gemessenen Gestein

BAD ORIQINAU COPY

matrixquerschnitte zur Normalisierung der impulsgesteuerten Neutronenabfangbohrprofile· für derartige Neutronendiffusions- und Bohrlocheffekte korrigiert werden.

Gemäß der Erfindung wird eine derartige Normalisierung mit Hilfe einer Reihenfolge von Stufen aufgeführt, welche umfassen:

(a) Bestimmung der makroskopischen Absorptionsquerschnitte von Kohlenwasserstoff in den das Bohrloch umgebenden Formationen;

(b) Bestimmung des scheinbaren makroskopischen Absorptionsquerschnittes der Gesteinsmatrix in der das Bohrloch umgebenden Formation aus der scheinbaren Wassersättigung und dem gemessenen makroskopischen Absorptionsquerschnitt des Kohlenwasserstoffes;

(c) Messung des wirklichen makroskopischen Absorptionsquerschnittes der Gesteinsmatrix;

. ■

(d) Bestimmung eines Normalisierungsfaktors mit Bezug auf die scheinbaren und gemessenen makroskopischen Absorptionsquerschnitte für die Gesteinsmatrix;

(e) Anwenden des Normalisationsfaktors auf die scheinbare Wassersättigung zur Korrektur mit Bezug auf die Neutronendiffusionsund Bohrlocheffekte auf die unter Anwendung von Wärmeneutroneneinfang erhaltenen Bohrprofile.

Das Verfahren gemäß der Erfindung zieht somit Nutzen von den gemessenen Gesteinsmatrix-Absorptionsquerschnitten für die Normalisierung von mittels impulsgesteuertem Neutroneneinfang erhaltenen Profilaufzeichnungen mit Bezug auf Ungenauigkeiten, die sich aus solchen Faktoren wie Neutronendiffusionseffekte

COPY

und Bohrlocheffekte ergeben, wie z.B. Bohrlochgröße, Bohrloch flüssigkeitssalzgehalt, Verrohrungsgewicht (casing weight), Zement-oder Mehrfachsträngen von Rohren in dem Bohrloch.

Häufig ist die einzige Untergrundzone, bei welcher die Wass-Sättigung mit irgendeinem Grad von Genauigkeit bekannt ist, eine Zone, welche keine Kohlenwasserstoffe enthält. In einei solchen Zone kann die Wassersattigung S.. mit dem Wert gleich erwartet werden. Für diese Zone wird der Vorgang, bei welcher zunächst ein Bohrprofil erstellt, dann ein Medium eingespritz und erneut ein Bohrprofil erstellt wird (log-inject-log expression) ,wie folgt ausgedrückt:

₉ 1 - ¹Lo₉ 2 = *^(Zwl - V ⁽⁸⁾

Wenn dieser Ausdruck nicht erfüllt wird, wird ein Normalisierungsfaktor (k) wie folgt angewendet:

worin

1* - ²Io₃ 2*

in der Untergrundzone, für welche die Wassersättigung gleich ist, gilt. Aufgrund der vorstehenden Ausführungen ergibt sie die normalisierte Wassersättigung durch den nachfolgenden Abdruck:

S_w* = kS_w (11)

Dieser Ausdruck für normalisierte Wassersättigung gilt, we..: der Fehler in "£\ proportional zur Σ-, ist, da die Kohl..

^ADORIGINAL

Γ7

wasserstoff tragenden Zonen verschiedene Werte von /,_T ,

Log'

verglichen mit den Zonen, wo 2j_L normalisiert ist, aufweisen. Für die Schaffung einer Normalisierung, die nicht das Vorhandensein einer Zone von bekannter Wassersättigung erfordert und bei welcher lediglich die aufgezeichneten makroskopischen Absorptionsquerschnitte verwendet werden, liefert die vorliegende Erfindung eine Normalisierungstechnik auf das Basis von den gemessenen Gesteinsmatrixquerschnit ten. Unter der Annahme, daß der Restfehler in 2^- nach der Anwendung von sämtlichen gebräuchlichen Korrekturen durch die Gleichung (9) korrigiert werden kann, ergibt sich der folgende Ausdruck:

Σ_Γ·(1 -Φ) +<KV% ^{+ (1} * V^h^{3 =}

- φ ) + Φ [S_wS_w + (1 - S_w)Z_h]J (12)

worin U* der gemessene Gesteinsmatrixquerschnitt und 2; der scheinbare Gesteinsmatrixquerschnitt, bestimmt aus der Gleichung

sind.

Die scheinbare Wassersättigung S₁₁ wird aus der Gleichung (7) bestimmt. Daher werden die Gleichungen (12) und (13) unabhängig davon angewendet, ob O _Log -^ und Σ _wi» ^{oder ob} Σ Log und 2_w2 in Betracht kommen. Unter Ausnutzung der Glei

chung (1Ϊ) für eine normalisierte Wassersättigung in der Gleichung (12) wird der folgende Ausdruck abgeleitet:

k = [Σ_Γ»(1 -φ) + ^Φ]/[Σ_Γ(1 -φ) + y>], (I₄)

wobei diese Gleichung die Beziehung für den erwünschten Nor-' malisierungsfaktor in Ausdrücken der gemessenen Gesteinsmatrixquerschnitte darstellt. Mit diesem Normalisierungsfak-' tor, der für jede Zone mit einem gemessenen Gesteinsmatrixquerschnitt bestimmt wird, kann der Normalisierungsfaktor zur Anwendung gelangen, um eine korrigierte Wassersättigurig für jede derartige Zone in Übereinstimmung mit der Gleichung (11) zu erhalten. Andererseits kann ein Durchschnittsnormalisierungsfaktor für mehrere Zonenintervalle bestimmt werden, und der Durchschnittsfaktor kann zur Bestimmung der gewünschte Korrekturen verwendet werden.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform der Erfindung kann die Normalisierung irgendeine lineare Abweichung zwischen dem scheinbaren Gesteinsmatrixquerschnitt, bestimmt aus den mittel Wärmeneutroneneinfang erstellten Profilaufzeichnungen und dem gemessenen Gesteinsmatrixquerschnitt, berücksichtigen. Eine derartige lineare Abweichung kann als Nullausgleich bezeichnet werden, wie dies durch das Symbol B in dem nachstehenden Ausdruck dargestellt wird:

Y = AX + B ⁽¹⁵⁾

Hierin bedeutet

Y die scheinbaren Gesteinsmatrixquerschnittswerte, und X bedeutet die gemessenen Gesteinsmatrixquerschnittswerte

In diesem Fall wird die Gleichung (9) wie folgt ausgedrückt:

COPY

= «log ⁺ ^ΔΣ> (16)

Hierin bedeutet A 2?den Korrekturfaktor für den Nullausgleich. Demgemäß wird die Gleichung (14) wie folgt erneut ausgedrückt: 5

k = [E_r*(l - Φ) +ΦΣ _h - ΔΣ]/[Σ_γ(1 - φ)

(17)

Um den Normalisierungsfaktor (k) gemäß der Gleichung (17) zu bestimmen, müssen zwei gemessene Gesteinsmatrixquerschnitte

Jj₁.* anstelle von einem erhalten werden, und diese gemessenen Gesteinsmatrixquerschnitte müssen den Kernproben mit verschiedenen Gesteinsporositäten entsprechen.

Claims

MÖNCHEN DR. M. KOHlER OR. E. WIEGAND t (1932-1980)

HAMBURG DIPL.-ING. J. GLAESER DIPL.-ING. W. NIEMANN | (1937-1982)

WIEGAKO. NIEMANN. KÖHLER GLAESER

PAT ENTANWX LT E

European Potent Attorney*

TELEFON: 089-55 5*76/7
TELEGRAMME: KARPATENT TElEXi 529068 KARP D

D-80 oo Mönchen 2

HERZOG-WILHELM-STR. Ii

W. 44 3o9/83 13/RS

11. Januar 1983

Mobil Oil Corporation New York, N.Y. (V.St.A.)

Verfahren zur Normalisierung des scheinbaren Wassersättigungszustandes einer Untergrundformation, welcher aus Bohrprofilen unter Anwendung von Wärmeneutroneneinfang erhalten.wurde

Patentansprüche

Iy Verfahren zur Normalisierung des scheinbaren Wassersättigungszustandes einer Untergrundformation, bestimmt aus den Bohrprofilen mit Hilfe von Wärmeneutroneneinfang während eines Vorganges; bei welchem zunächst ein Bohrprofil erstellt, dann ein Medium eingepreßt und erneut ein Bohrprofil in einem Bohrloch, welches die Untergrundformation durchquert, erstellt wird, dadurch gekennzeichnet, daß man

COPY

(a) die makroskopischen Absorptionsquerschnitte von dem Kohlenwasserstoff in den Formationen, welche das Bohrloch umgeben, mißt;

^:tt

(b) den scheinbaren makroskopischen Absorptionsquerschnii

der Gesteinsmatrix in der Formation, welche das Bohrloch umgibt, aus der scheinbaren Wassersättigung und dem gemessenen makroskopischen Absorptionsquerschnitt des Kohlenwasserstoffes bestimmt;
Io

(c) den wirklichen makroskopischen Absorptionsquerschnitt der Gesteinsmatrix mißt;

(d) einen Normalisierungsfaktor mit Bezug auf die scheinbaren und gemessenen makroskopischen Absorptionsquerschnitte für die Gesteinsmatrix bestimmt, und

(e) den Normalisierungsfaktor auf die scheinbare Wassersättigung zur Korrektur für Neutronendiffusions- und Bohrlocheffekte auf die Bohrprofilaufzeichnungen unter Verwendung von Wärmeneutroneneinfang anwendet.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß der Normalisierungsfaktor außerdem einen Faktor zur Korrektur der scheinbaren Wassersättigung für eine lineare Abweichung zwischen den scheinbaren und gemessenen Gesteinsmatrixquerschnitten umfaßt.
3. Verfahren zur Bestimmung des Flüssigkeits- oder Mediumssättigungszustandes einer Untergrundformation, dadurch gekennzeichnet, daß man

(a) die Formation mit einem ersten Medium von einem bekannten makroskopischen Absorptionsquerschnitt (J/ -,) durchspült

und von der durchspülten Formation ein erstes Bohrprofil unter Verwendung von impulsgesteuertem Neutroneneinfang (£_Log -!_) aufzeichnet;

(b) die Formation mit einem zweiten Medium von bekanntem makroskopischen! Absorptionsquerschnitt (^ ₂)

£1

bespült und ein zweites Bohrprofil (£1 ~) von der bespülten Formation unter Verwendung von impulsgesteuertem, Neutroneneinfang aufzeichnet;
Io

(c) die Porosität ( φ) der Untergrundformation aufzeichnet;

(d) die scheinbare Wassersättigung (S ) in Übereinstimmung mit dem Ausdruck

bestimmt;

(e) die makroskopischen Absorptionsquerschnitte für den Kohlen wasserstoff Sv₁) ^un(i die Gesteinsmatrix CCL*) der Formatic mißt;

(f) den scheinbaren makroskopischen Absorptionsquerschnitt der Gesteinsmatrix (£ ) der Formation aus der scheinbaren Wassersättigung (Z?_w) ^unc^ dem gemessenen makroskopischen Absorptionsquerschnitt des Kohlenwasserstoffes (£^) in Übereinstimmung mit dem Ausdruck

*r ■ ^Σ1ο₉ - *^ί5Λ ^{+ Σ}1.⁽¹ - V^]/(1 - ^Φ)

bestimmt, und

(g) die scheinbare Wassersättigung (S.,) mittels eines Normalisierungsfaktors (k) korrigiert, indem man die gemesse- -- nen (^L,*)-Querschnitte und die scheinbaren (£ ) makroskopischen Absorptionsquerschnitte der Gesteinsmatrix in

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in Übereinstimmung mit dem Ausdruck k = [Σ/U - φ) + Σ^φ]/[Σ_Γ(1 - Φ) + in Beziehung bringt.
4. Verfahren nach Anspruch 3> dadurch gekennzeichnet, daß der Normalisierungsfaktor (k) außerdem einen Korrekturfaktor (Δ^) für irgendeinen Nullausgleichseffekt zwischen den scheinbaren und gemessenen Gesteinsmatrixquerschnitten in Übereinstimmung mit dem Ausdruck

k = C^*U - Φ) + ΦΣ _h - ΔΣ]/[Σ_Γ(1 - φ) +φΣ _h] umfaßt.
5. Verfahren zur Korrektur von unter Verwendung von impulsgesteuertem Wärmeneutroneneinfang erstellten Bohrprofilen von Untergrundformationen für Neutronendiffu-

sions- und Bohrlocheffekte, dadurch gekennzeichnet, daß man

(a) die Porosität der Untergrundformation mißt;

(b) den scheinbaren makroskopischen Absorptionsquerschnitt der Gesteinsmatrix in der Untergrundformation aus den unter Verwendung von impulsgesteuerten Wärmeneutroneneinfang erhaltenen Bohrprofilaufzeichnungen, und den genannten Neutroneneinfangbohrprofilen und der Porosität bestimmt;

(c) den makroskopischen Absorptionsquerschnitt der Gesteinsmatrix in der Untergrundformation mißt, und

(d) die unter Verwendung von impulsgesteuertem Wärmeneutroneneinfang erstellten Bohrprofile in Übereinstimmung
mit einem Normalisierungsfaktor korrigiert, indem man
die scheinbaren und gemessenen makroskopischen Absorptionsquerschnitte der Gesteinsmatrix in der Untergrunaformation in Beziehung bringt.

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