DE60005369T2

DE60005369T2 - Verfahren zur bestimmung eines flüssigkeitskontaktniveaus in einer formation

Info

Publication number: DE60005369T2
Application number: DE60005369T
Authority: DE
Inventors: Willem Scherpenisse; Nicolaas Johannes VAN WUNNIK
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 1999-08-02
Filing date: 2000-07-25
Publication date: 2004-06-24
Anticipated expiration: 2020-07-26
Also published as: CA2380496A1; EA003378B1; AU761677B2; CN1224775C; EP1200709B1; EA200200223A1; US6539795B1; ATE250179T1; CN1367858A; WO2001009483A1; BR0012889A; EP1200709A1; AU6986900A; DE60005369D1; CA2380496C

Description

Hintergrund der Erfindung
Die Erfindung bezieht sich auf einen Sondenaufbau zur Bestimmung eines Flüssigkeits-Kontaktpegels in einer ein Kohlenwasserstofffluid enthaltenden Formation, die ein Untertage-Bohrloch umgibt und/oder diesem unterliegt.
In manchen Situationen werden ein oder mehrere Explorations-Bohrlöcher in eine Öl- und/oder Gas enthaltende Formation gebohrt, so daß das Bohrloch nicht die Öl-Wasser-, die Öl-Gas- und/oder die Gas-Wasser-Grenzschicht in dieser Formation erreicht.
Es wurde durch das US-Patent Nr. 5,621,169 bekannt, den Kohlenwasserstoff/Wasser-Kontaktpegel für Öl- und Gasbohrungen auf der Basis von gemessenen Daten aus dem Bohrbericht der Bohrung und Analyseinformationen des Kernes und auf der Basis einer weltweiten Korrelation der Permeabilität und Porosität zu einer Funktion des Kapillardruckes vorherzusagen, ohne aktuelle Messungen des Kapillardruckes durchzuführen.
Die europäische Patentanmeldung 586 001 offenbart ein Verfahren zur Herstellung einer Kapillar-Druckkurve in einem porösen Medium mittels experimenteller Tests mit Kernproben.
Das US-Patent Nr. 4,903,207 offenbart ein Verfahren zur Bestimmung des Massenvolumens von Kohlenwasserstoffen einer Lagerstätte aus der Lagerstätten-Porosität und der Entfernung zum Öl-Wasser-Kontaktpegel, welcher Abstand aus den Daten des Bohrberichtes und der Kapillar-Druckanalyse der Kerndaten bestimmt wird.
Das US-Patent Nr. 4,282,750 offenbart ein Werkzeug, das den Partial-Wasserdruck in situ in einer Öl enthaltenden Lagerstätte mißt, wobei der Partial-Öldruck unter Verwendung von vorbekannten Formations-Proben-Techniken gemessen wird, die es erforderlich machen, Kernproben zu nehmen und den Partialdruck und die Dichte des vorhandenen Rohöls in den Poren zu bestimmen.
Ein Nachteil dieser bekannten Verfahren besteht darin, daß sie komplexe und zeitaufwendige Analysen von Kernproben und Korrelierungs-Techniken erfordern.
Die vorliegende Erfindung hat das Ziel, einen Sensoraufbau zur Bestimmung des Fluid-Kontaktpegels in einer Kohlenwasserstofffluid enthaltenden Formation in einer einfacheren, genaueren und direkteren Weise vorzuschlagen, ohne zeitaufwendige Kernproben und Kernproben-Analyse-Prozeduren zu erfordern.
Zusammenfassung der Erfindung
Gemäß der Erfindung wird ein Sondenaufbau zur Bestimmung eines Fluid-Kontaktpegels in einer Formation vorgeschlagen, welcher Sondenaufbau folgendes umfaßt:

– eine erste Drucksonde, die einen ersten Druckaufnehmer umfaßt, der in einer Meßkammer angeordnet ist, die an einer Seite für das erste Fluid durchlässig und für das zweite Fluid undurchlässig ist, welche Seite für eine vorbestimmte Zeitdauer gegen die Wand des Bohrloches gepreßt wird, während der Druckaufnehmer aktiviert ist; und
– eine zweite Drucksonde, die einen zweiten Druckaufnehmer umfaßt, der in einer Meßkammer angeordnet ist, die an einer Seite für das zweite Fluid durchlässig und für das erste Fluid undurchlässig ist, welche Seite für eine vorbestimmte Zeitdauer gegen die Wand des Bohrloches gepreßt wird, während der Druckaufnehmer aktiviert ist.

Zweckmäßig ist das erste Fluid Wasser und das zweite Fluid ein Kohlenwasserstofffluid, wie Rohöl oder Erdgas, wobei das Verfahren zum Bestimmen des freien Wasserpegels in einer Formation verwendet wird, die ein Kohlenwasserstofffluid enthält, wo sich der erwähnte freie Wasserpegel in oder unter dem Boden des Bohrloches befindet.
Alternativ kann das erste Fluid Rohöl und das zweite Fluid Erdgas sein.
Im Fall, daß die Dichten des ersten und zweiten Fluids nicht bekannt oder nicht genau bekannt sind, ist es vorteilhaft, daß der Sonden-Aufbau anfangs auf eine erste Tiefe (I) und nachfolgend auf eine zweite Tiefe (II) in dem Bohrloch abgesenkt wird und die Drucksonden aktiviert werden, um Poren-Druckmessungen in jeder dieser Tiefen durchzuführen, und die Messungen verwendet werden, um die Dichten ρ_F1 und ρ_F2 des ersten und zweiten Fluids zu bestimmen und/oder zu verifizieren.
Beschreibung einer bevorzugten Ausführungsform
Die Erfindung wird nun detaillierter unter Bezugnahme auf die angeschlossenen Zeichnungen beschrieben, in diesen zeigen:
1 einen schematischen Längsschnitt eines Bohrloches, in dem ein Sondenaufbau gemäß der Erfindung vorhanden ist; und
2 eine Schnittdarstellung einer der Drucksonden des Sondenaufbaus nach 1 in größerem Detail.
Es wird nun auf 1 Bezug genommen, in der ein Bohrloch 1 dargestellt ist, das eine unterirdische Felsformation 2 durchsetzt.
Ein Sondenaufbau 3 zur Messung der Tiefe D_L eines Öl-Wasser-Kontaktpegels 8 in den Poren der Formation 2 wurde an einem Drahtseil 4 in das Bohrloch 1 abgesenkt. Der Sondenaufbau 3 umfaßt einen ersten Druckaufnehmer P1 zum Messen des Partialdruckes von Öl in den Poren der Felsformation 2, die das Bohrloch 1 umgibt und einen zweiten Druckaufnehmer P2 zum Messen des Partialdruckes von Wasser in den Poren der Felsformation 2, die das Bohrloch 1 umgibt.
Der Sondenaufbau 3 umfaßt außerdem eine Pumpe und einen Flüssigkeitsbehälter 5.
Die Tiefe der beiden Aufnehmer P1 und P2 beträgt D_P und beim Öl-Wasser Fluid-Kontaktpegel 8 D_L. Mit den Aufnehmern P1 und P2 kann der Druck in der Lagerstätte für die ausgewählten Fluide: Öl und Wasser gemessen werden. Mit der Pumpe 5 kann Lagerstättenfluid in den Behälter gepumpt werden, wobei auf diese Weise Kontaminationen mit Bohrflüssigkeit von der Wand 7 des Bohrloches entfernt werden können. Details der Druckaufnehmer P1 und P2 sind in 2 dargestellt. Ein Wasser-Naßfilter 10 (eine selektiv wasserpermeable keramische Membrane) oder Öl-Naßfilter (eine selektiv ölpermeable Teflonmembrane) ist an einem hohlen Kolben 11 montiert, der gegen die Wand des Bohrloches gepreßt werden kann. Das Fluid 12 in dem Kolben 11 ist mit dem zu messenden Fluid der Lagerstätte mischbar, d.h. Öl in dem Kolben mit dem Öl-Naßfilter und Wasser in dem Kolben mit dem Wasser-Naßfilter 10. Die Phasendrücke P_F1 und P_F2 werden durch einen Druckmesser 13 in jeder Sonde gemessen. Nach dem Reinigen der Wand 7 des Bohrloches von Kontaminationen durch Pumpen der Behälterflüssigkeit wird die Pumpe 5 stillgesetzt, und die Kolben mit den Filtern werden gegen die Wand 7 des Bohrloches gepreßt und der Druck aufgezeichnet. Aus den gemessenen Öl- und Wasser-Partialdrücken P_F1 und P_F2 der Fluiddrücke können die Dichten der Fluide und D_P und der Wert von D_L gemäß der Gleichung errechnet werden:
Die Sonden wurden getestet, um bei Laboratoriums-Versuchen zufriedenstellend zu arbeiten, wobei eine Öl-Druck-Meßsonde und eine Wasser-Druck-Meßsonde an einander gegenüberliegende Seiten gegen die Seitenwand einer zylindrischen Kernprobe aus einer Öl enthaltenden Felsformation gepreßt wurde. Während der Experimente wurde durch Pumpen von Wasser in Längsrichtung der Kernprobe Öl ausgespült, so daß ein Öl-Wasser-Kontaktpegel geschaffen und Öl graduell durch Wasser in den Poren der Probe ersetzt wurde. Die Partial-Öl- und Wasserdrücke wurden durch die Drucksonden gemäß der Erfindung gemessen und erschienen als gut korrelierend mit den unabhängig berechneten Öl- und Wasserdrücken in den Poren der Probe während des Experiments.

Claims

Sondenaufbau (3) zur Bestimmung eines Fluid-Kontaktpegels in einer Formation (2), wobei der Sondenaufbau folgendes umfaßt – eine erste Drucksonde (P1) mit einem ersten Druckaufnehmer und einer Meßkammer, die an einer Seite für ein erstes Fluid durchlässig und für ein zweites Fluid undurchlässig ist, welche Seite für eine vorbestimmte Zeitdauer gegen die Wand des Bohrloches gepreßt wird, während der der Druckaufnehmer aktiviert ist, dadurch gekennzeichnet, daß der erste Druckaufnehmer in der ersten Meßkammer angeordnet ist; und – eine zweite Drucksonde (P2) mit einem zweiten Druckaufnehmer, der in einer Meßkammer angeordnet ist, die an einer Seite für das zweite Fluid durchlässig und für das erste Fluid undurchlässig ist, welche Seite für eine vorbestimmte Zeitdauer gegen die Wand des Bohrloches gepreßt wird, während der der Druckaufnehmer aktiviert ist.
Sondenaufbau gemäß Anspruch 1, mit einem länglichen Sonden-Tragkörper, an dem der erste und zweite Fluidaufnehmer beweglich an diametral gegenüberliegenden Stellen befestigt sind, so daß die Aufnehmer gleichzeitig gegen die Wand des Bohrloches vorgeschoben und von dieser zurückgezogen werden können.
Sondenaufbau gemäß Anspruch 1, bei welchem der Sondenaufbau dazu ausgebildet ist, um den Öl-Wasser-Kontaktpegel zu messen, und der erste Druckaufnehmer eine Meßkammer aufweist, die mit Wasser gefüllt ist und eine Seite hat, die aus einer selektiven wasserpermeablen keramischen Membrane besteht, welche im Gebrauch gegen die Wand des Bohrloches gepreßt wird, und der zweite Druckaufnehmer eine mit Öl gefüllte Meßkammer aufweist, und eine Seite dieser Kammer aus einer selektiven ölpermeablen Membrane besteht, die im Gebrauch gegen die Wand des Bohrloches gepreßt wird.